碳酸盐岩核磁共振实验与认识

颜其彬 赵辉 司马立强 施振飞

1.西南石油大学资源与环境学院 2.中国石化江苏石油勘探局测录井处

碳酸盐岩核磁共振实验与认识

颜其彬1赵辉1司马立强1施振飞2

1.西南石油大学资源与环境学院 2.中国石化江苏石油勘探局测录井处

由于对碳酸盐岩核磁共振的测井响应一直缺乏系统的研究,使得该技术在一些复杂储层中的应用不能取得良好的效果。为此,基于大量的岩心核磁共振实验,分析了碳酸盐岩储层岩心的 T2谱特征、移谱特征、差谱特征、T2截止值变化规律及核磁分析的孔渗参数与常规分析的孔渗参数之间的关系,并通过实验探索了基于孔隙结构特征来分析储层有效性的方法。研究表明:孔隙结构非均质性强的岩石移谱特征明显,对这类储层段不能简单地从有移谱现象便判定为气层;利用差谱法区别油气水层时,在发育大孔径孔隙的地层中,短等待时间测量需要有足够的等待时间;碳酸盐岩地层的 T2截止值不是定值,与泥质含量成反比关系;高孔段核磁计算的孔渗参数的准确性明显地高于低孔段,并且核磁计算的渗透率主要反映的是基质渗透率,不能有效地反映裂缝渗透率。研究结果为核磁共振测井资料的采集及处理解释提供了有价值的实验依据。

碳酸盐岩 储集层 孔隙度 渗透率 核磁共振测井 T2谱 T2截止值 参数

1 岩心孔隙结构分析与应用

岩石饱和水状态下的核磁共振 T2谱分布反映了孔隙孔径大小的分布,大孔径孔隙组分对应较长的T2值,小孔径孔隙组分对应较短的 T2值,并且 T2谱弛豫时间与其孔隙半径对应关系为:r=c T2(c为常数)[1-2]。

选取B149井和B151井嘉二段的221块岩心开展核磁 T2实验,其中嘉二1亚段29块,嘉二2亚段192块。结果表明,嘉二1亚段的实验岩心无论孔隙度高低,T2谱的弛豫时间普遍较短,谱信号主要分布在0.1～30 m s之间(T2截止值在86 m s左右),即使孔隙度很大的岩心的 T2弛豫时间仍较短(图1)。而嘉二2亚段岩心的T2谱弛豫时间长,谱信号主要分布在10～1 000 m s,即使孔隙度很小的岩心的 T2弛豫时间仍较长。可见,嘉二2亚段的孔隙孔径要明显大于嘉二1亚段,嘉二1亚段主要发育微孔隙。

图1 B151井嘉二1亚段3 168.46 m岩样 T2谱图

表1 常规物性分析与核磁分析对比表

常规物性分析与核磁分析对比表明(见表1):嘉二2亚段与嘉二1亚段的储层总孔隙度相差较小,但核磁共振分析的两段有效孔隙度与束缚水饱和度有很大差异,嘉二1亚段的储层由于孔隙孔径小,主要发育微孔隙,束缚水饱和度远高于嘉二2亚段的储层。这一结论为试油所证实:即嘉二2亚段储层段能形成工业产能,而嘉二1亚段储层试油多数情况为干层或产少量气或少量水。

2 移谱、差谱的应用分析

2.1 移谱实验特征在流体性质判别中的应用分析

实验选取下三叠统飞仙关组15块岩心进行实验,结果表明:随着回波间隔(Te)的增大,扩散作用对 T2弛豫影响增强,核磁共振信号幅度减小[3-4],小孔径的孔隙信号已探测不到。实验结果还表明:不同回波间隔下 T2谱移谱现象受孔隙结构影响很大,当岩样的孔隙孔径变化范围不大,孔隙结构发育均匀,且以大孔为主时,饱和水岩样的 T2谱移谱现象不明显(图2-a)。该岩样的 T2谱分布范围很窄,表明岩样的孔隙孔径变化范围小,岩样的孔隙结构均匀,谱信号的弛豫时间长(主要在200～4 000 m s),孔隙孔径大,在不同回波间隔下 T2谱移谱现象不明显,谱形状变化不大,变窄不明显。

当岩样的孔隙孔径变化范围大,孔隙结构非均值性较强,小孔径的孔隙占主导地位时,饱和水岩样的T2谱不仅移谱很明显,形状和峰值也发生很大的变化(图2-b)。岩样的 T2谱分布范围较宽,反映岩样的孔隙孔径变化范围大,岩样的孔隙结构发育非均值性较强,该岩样在5～200 m s弛豫时间内的信号较大,表明小孔径孔隙占总孔隙的比例较高。T2谱在不同回波间隔下谱的形状和分布范围发生了明显变化,当 Te= 2.4 m s时,大量短弛豫组分无法探测到。

因此实际测井中回波间隔选择应尽量小,才能保证测量数据的准确性;同时,在利用移谱法识别气水层时应考虑孔隙结构的影响因素,不能盲目的只靠有移谱现象就确定为气层。

2.2 差谱实验特征在流体性质判别中的应用分析

飞仙关组15块岩心的差谱实验结果表明,不同等待时间条件下测量的 T2谱形状基本相似,呈双峰特征,长弛豫组分的(大孔径孔隙)信号幅度随等待时间的增加而增大(图2-c),表明可以探测到大孔隙中更多的氢核,等待时间越长,大孔径孔隙中的流体极化程度越高。也就是说大孔径孔隙中的流体需要较长的等待时间才能得到充分极化,但短弛豫组分的(小孔径孔隙)信号幅度在不同的等待时间下变化不大,表明小孔径孔隙在较短的时间内氢核就能得到充分极化。图2-c中:Tw等于6 s和8 s时,两弛豫谱线基本重叠,表明当等待时间超过6 s时,大孔径中的氢核达到完全极化。在6 s以内的等待时间,大孔径中的氢核不能完全极化,故 T2谱幅度较小,随着 Tw的增大,极化程度增大,T2谱幅度增加,因此出现大的差谱信号。

可见要获得好的核磁共振信号,必须有足够长的等待时间,让大孔径孔隙中的氢核完全极化。这一现象也说明在孔隙孔径大的地层中,若利用差谱法识别流体性质时,如果短等待时间测量时的等待时间不足,并不是所有的有差谱信号的储层都为油气层,发育大孔径孔隙的水层也可能出现差谱信号[5]。

3 岩性与 T2截止值的关系

通过对216块岩样的 T2截止值实验,结果表明:孔隙度大小对 T2截止值影响没有明显的规律,泥质含量高低与 T2截止值有一定的统计规律,一般情况下,泥质含量高的碳酸盐岩的 T2截止值一般较小(表2),普遍在41 m s左右;而泥质含量低,岩性较纯的碳酸盐岩的 T2截止值普遍较泥质含量高的岩样的 T2截止值高,在86 m s左右。因此碳酸盐岩地层核磁共振测井的 T2截止值不应是定值,它与泥质含量成反比关系[6]。

图2 岩心移谱、差谱图

表2 不同岩性的T2截止值表

4 应用效果分析

4口井的277块岩样的核磁实验表明:对于较高孔隙度的样品核磁可准确地计算孔隙度、渗透率,而孔隙度较低的样品,核磁计算的孔、渗参数误差很大(图3)。

对于裂缝发育的岩心,核磁计算的渗透率(由SDR模型计算渗透率)与常规方法分析的相差很大(表3),核磁计算的渗透率要明显小于常规方法分析的,这是因为核磁渗透率是由束缚水饱和度或 T2几何平均值(T2g)建立的渗透率模型计算得到的,并不是直接测量的结果,核磁渗透率模型(常用有 Coates、SDR模型)计算得到的渗透率反映的主要为基质渗透率,不能有效地计算裂缝渗透率。

图3 常规分析孔隙度与核磁分析孔隙度交会图

表3 B49井裂缝发育岩心孔、渗分析数据表

5 结论

1)核磁共振 T2谱分布反映了孔隙孔径大小的分布,能有效评价碳酸盐岩的孔隙结构及储层的有效性。

2)孔隙结构均质性差异对移谱特征的影响:孔隙结构均匀、孔隙度大时,T2谱移谱现象不明显;孔隙结构非均质性强、孔隙度小时,T2谱移谱现象明显,形状和峰值变化较大。

3)T2截止值与泥质含量有密切关系,泥质含量高的岩石,T2截止值较小,岩性纯的岩石 T2截止值高,一般在86 m s之间。

4)孔隙度大的岩心核磁计算的孔渗值较低孔岩心准确,核磁计算的渗透率主要为基质渗透率,不能有效的计算裂缝渗透率。

[1]王为民,叶朝晖,郭和坤.陆相储层岩石核磁共振物理特征的实验研究[J].波普学杂志,2001,18(2):113-121.

[2]赵永刚,吴非.核磁共振测井技术在储层评价中的应用[J].天然气工业,2007,27(7):42-44.

[3]汪中浩,章成广,肖承文,等.低渗透储集层 T2截止值实验研究[J].地球物理学进展,2004,19(3):652-655.

[4]王忠东,汪浩,李能根,等.核磁共振岩心基础实验分析[J].测井技术,2001,25(3):170-174.

[5]谭茂金,赵文杰,范宜仁.用测井双 TW观测数据识别储层流体性质[J].天然气工业,2006,26(4):38-40.

[6]高效增.核磁共振孔隙度和岩性有关[J].测井技术,1998, 22(4):295-298.

A study of NM R experiments of carbonates

Yan Qibin1,Zhao Hui1,Sima Liqiang1,Shi Zhenfei2
(1.School of Resources&Environment,Southw est Petroleum University,Chengdu,Sichuan 610500,China; 2.Logging Department of Sinopec Jiangsu Petroleum Exp loration Bureau,Yangzhou,Jiangsu 225009,China)

NATUR.GAS IND.VOLUM E 30,ISSUE 1,pp.36-38,1/25/2010.(ISSN 1000-0976;In Chinese)

A s no systematic research has been carried out on the NMR logging responses of carbonates,the app lication of NMR to some comp lex carbonate reservoirs is unsuccessful.Based on a large amount of NMR experimentsof carbonate cores,we analyze the T2 spectrum,shifted spectrum,differential spectrum,T2 cutoff variation,as well as the relationship between the NMR-based and the conventional log-based po rosity and permeability,and discuss the effectivenessof po re structure-based reservoir analysis through experiments.Rocks w ith strong heterogeneity of pore structure show significant shifted spectrum features,thus the identification of gas layers in this kind of reservoirs canno t be based simply on the existence of shifted spectrum.When the differential spectrum method is used to discriminate oil,gas and water layers,sho rt waiting-timemeasurement should have enough waiting-time in reservoirs w ith large pores.The T2 cutoff of carbonates is not a constant but a variable in reverse relation to shale content.For reservoir intervalsw ith high po rosity,the accuracy of NM R-based po rosity and permeability is significantly higher than that fo r reservoir intervals w ith low po rosity.Moreover,the NMR-based permeability mainly rep resentsmatrix permeability,thus cannot effectively reflect fracture permeability.These analysis results p rovide valuable experimental bases fo r NMR log acquisition and interp retation.

carbonates,reservoir,porosity,permeability,NMR logging,T2 spectrum,T2 cutoff,parameter

国家高技术研究发展计划(863计划)(编号:2006AA 06Z220)的部分成果。

颜其彬,1942年生,教授,博士生导师;发表论文13篇,现从事测井教学及科研工作。地址:(610500)四川省成都市新都区新都大道8号。电话:13072896656。E-mail:swpu2000@126.com

颜其彬等.碳酸盐岩核磁共振实验与认识.天然气工业,2010,30(1):36-38.

DO I:10.3787/j.issn.1000-0976.2010.01.009

(修改回稿日期 2009-11-16 编辑 韩晓渝)

DO I:10.3787/j.issn.1000-0976.2010.001.009

Yan Qibin,p rofesso r,was bo rn in 1942.He is engaged in teaching and research of well logging.

Add:No.8,Xindu Rd.,Xindu District,Chengdu,Sichuan 610500,P.R.China

Mobile:+86-13072896656E-mail:swpu2000@126.com