核磁共振测井在川西低孔隙度低渗透率储层中的应用

吴见萌,葛 祥,张 筠,董 震

(中国石化石油工程西南有限公司测井分公司,四川成都610100)

核磁共振测井在川西低孔隙度低渗透率储层中的应用

吴见萌,葛 祥,张 筠,董 震

(中国石化石油工程西南有限公司测井分公司,四川成都610100)

以核磁共振岩心实验标定为依据,充分结合谱信息的分布特征,并借助测试资料对核磁共振测井在川西低孔隙度低渗透率储层中的评价技术进行了深入研究,其结果表明,核磁共振测井较易剔除非储层,能够提供可靠的储层参数,较为准确判别储层流体性质,应用效果较好,提高了低孔隙度低渗透率储层的测井解释符合率。

核磁共振测井;低孔隙度;低渗透率;储层参数;流体性质

0 引 言

川西地区须家河组主要储层位于须二段和须四段,砂体发育,单层厚度大,约30～80 m;储层岩性复杂,包括石英砂岩、(长石)岩屑砂岩、钙屑砂岩和灰质砾岩等,储集空间以粒间孔、次生溶蚀孔为主,普遍发育裂缝,储层非均质性极强,储层基质物性差,绝大多数孔隙度小于10%,渗透率低于0.1× 10-3μm2,属于致密甚至超致密碎屑岩储层,具有复杂的气水关系。常规测井在评价复杂岩性的储层参数和流体性质方面存在多解性。核磁共振成像测井的最大特点是测量结果不受岩石骨架成分的影响,直接进行地层孔隙和流体类型的探测,能够较好地避开复杂岩性对储层评价造成的不利影响,更为准确地计算储层参数和判别储层流体性质,进而提高测井解释精度[1]。

1 剔除非储层

常规测井曲线较易识别出致密砂岩、泥岩、炭质页岩等非储层,但对于炭质砂岩仅依靠常规曲线则遇到了识别难题,很可能测井解释为高孔隙度、高含气饱和度的假优质储层,对诸如此类非储层,核磁共振测井技术展现出了较大的优势。

以××5井须二段4 785～4 790 m炭质砂岩为例,该段岩性纯,孔隙度曲线同向变化,电阻率测值较高,常规处理成果反映为优质储层。该段核磁共振有效孔隙度较低,平均有效孔隙度仅1.59%,同时,差谱法指示该层无明显可动天然气信息,为非有效储层。因此,利用核磁共振测井技术能有效剔除炭质砂岩等非储层。

2 提供可靠的储层参数

对于须家河组储层,常规测井曲线的计算精度相对较差。针对川西地区须家河组致密碎屑岩储层开展了85块岩心孔隙度和10块岩心渗透率、饱和度的核磁共振实验分析,结果表明核磁共振测井可以在致密储层提供比较可靠的储层参数[2]。

以××5井为例,取心段4 739～4 755 m,岩性为灰色细粒岩屑砂岩,储集物性差,岩心分析孔隙度为0.8%～3.7%;取心段4 925～4 933 m,岩性为浅灰色中、粗粒岩屑石英砂岩,储集物性相对较好,岩心分析孔隙度为4.7%～6.5%。图1左图第6道显示岩心分析孔隙度与核磁共振有效孔隙度对应性较好,同时,依据这2段岩心,对岩心分析孔隙度与核磁共振有效孔隙度进行了线性回归(见图1右),其相关系数为0.95,则说明核磁共振测井所计算的储层物性参数可靠。

图1 ××5井岩心孔隙度与核磁孔隙度相关关系图

图2 ××8井核磁共振测井提取储层参数

依据××5井核磁共振测井处理参数,对××8井须二段进行了核磁共振测井资料处理,图2为× ×8井须二段4 975～4 976 m和5 010～5 016 m岩屑砂岩岩心分析与核磁共振测井提供储层参数对比图。图2中第7、第8、第9道显示取心段岩心分析孔隙度与核磁共振有效孔隙度、岩心分析含水饱和度与核磁共振含水饱和度、岩心分析渗透率与核磁共振渗透率相关关系较好,则核磁共振测井所计算的储层参数合理。

图3 ××11井3 550～3 563 m井段核磁共振测井流体判别成果图

3 识别流体性质

川西地区致密碎屑岩储层中的孔隙流体成分以气、水为主,因此,在储层流体识别中,主要以测试资料为依据,结合谱信息的分布特征,并借助岩心分析饱和度与核磁分析饱和度相关关系研究[4],有针对性地建立起川西地区须家河组不同地层段 T2谱的气、水分布界限。其界限值见表1。

表1 川西地区 T2谱气水分布界限情况表

3.1 低电阻率气层

××11井须四段3 550～3 563 m岩性为浅灰色中、细粒岩屑石英砂岩,气测全烃 4.894%↗37.893%。常规测井曲线特征反映该储层段电阻率绝对值较低,约10Ω·m,与相邻泥岩段的电阻率测量值较为接近,仅依靠常规测井曲线难以判别该储层是否含水[3]。

核磁共振测井处理成果图显示 T2分布谱幅度较高,分布范围大(0.5～3 000 ms),反映基质孔隙度相对较高,为储层特征;该储层段A、B、D组回波衰减信号所得到的谱分布特征呈双峰指示,即左峰对应的束缚水,右峰对应的可动流体信息,据此,可看出该储层可动流体所占的比例大,同时,差谱法指示 T2分布峰延后,其主峰主要分布在100～400 m s之间,为明显气层特征;此外,移谱显示长回波间隔T2分布谱较短回波间隔 T2分布谱向减小的方向偏移,也具明显天然气响应特征,综合评价为气层(见图3)。

3.2 高电阻率水层

核磁共振测井能较为明显地区分出裂缝性致密碎屑岩储层可动水、可动气的分布信息。以××5井为例,5 032.2～5 042.9 m井段,岩性为细粒岩屑石英砂岩,漏失钻井液24.9 m3;5 063.7～5 091.9 m井段,岩性为细粒岩屑石英砂岩,气测全烃0.075↑0.812%。常规与成像测井反映该储层段基质物性相对较差,网状裂缝发育,且深侧向电阻率较高,依据川西须家河组储层评价标准,上述2个层储层应评价为气层。但核磁共振谱分布特征(见图4)上有明显含水迹象,这主要表现在5 035～5 036 m和5 075～5 076 m井段网状裂缝发育段,长等待时间T2分布谱明显前移,依据 T2谱的气、水分布界限,可得出5 035～5 036 m井段可动流体信息几乎被地层水所占据,平均可动水孔隙度为1.58%,5 075～5 076 m可动流体信息被部分地层水所占据,平均可动水孔隙度为1.0%;差谱显示,裂缝不发育段,T2谱分布范围为100～400 m s,具明显含气特征。据此,综合分析认为,该段地层裂缝含水,基质孔隙含气。完井后经射孔测试,该储层段获得水产量72.4 m3/d,进一步证实了成像测井与核磁共振测井结合识别储层流体性质的可靠性。

3.3 钙屑砂岩气层

××22井3 830.6～3 834.0 m井段岩性为浅灰色中粒钙屑砂岩,气测无异常,录井未解释。常规测井曲线响应特征反映该储层储集物性相对较差,含气特征不明显。核磁共振处理成果图(见图5)显示 T2分布谱幅度较低,谱分布范围相对较窄,即基质物性相对较差;长等待时间 T2谱右峰反映可动流体信息,右峰延后,其主峰分布范围在100～400 m s之间,差谱法也指示谱分布范围在100～400 m s,具明显气层特征,同时,核磁共振有效孔隙度3.85%,平均可动气孔隙度为2.57%,平均含水饱和度33.2%,综合评价为气层。该储层段经套管射孔、加砂压裂及酸化压裂测试,获得天然气产量2.413 1×104m3/d,证实了利用核磁共振测井资料判别储层流体性质的可靠性。

3.4 裂缝-孔隙型气层

图4 ××5井5 020～5 100 m井段核磁共振与成像测井组合图

图5 ××22井3 830.6～3 834.0 m井段核磁共振流体判别成果图

核磁共振测井在裂缝性致密碎屑岩储层中应用效果较好。以××5井须二段5 138.5～5 178.5 m为例,该储层段岩性为灰色细粒岩屑砂岩,气测全烃0.037↑61.829%,井口气泡40%。常规测井曲线和成像测井图显示该储层储集物性好,高角度裂缝极为发育;同时,核磁共振测井处理成果图反映 T2分布谱幅度较高,分布范围大(0.5～3 000 m s),储集物性好,差谱(见图6)显示可动流体较发育,并且谱峰延后,其峰值主要集中在80～400 m s之间,具明显气层特征。此外,核磁处理平均有效孔隙度为5.9%,平均可动气孔隙度为4.4%,平均含水饱和度为25%,综合评价为裂缝-孔隙型气层。该解释层经射孔测试,获天然气产量8.582 1×104m3/d,无阻流量19.886×104m3/d,核磁共振测井解释结论与测试结果一致。

图6 ××5井5 138.5～5 178.5 m井段核磁共振储层流体性质判别成果图

表2 M RIL-P型核磁共振测井判别储层流体性质结果对照表

3.5 应用效果评价

表2为核磁共振测井在川西地区须家河组致密碎屑岩储层的流体性质判别结果,从表2中可以看出,核磁共振测井判别致密储层的流体性质具有较好的效果,其解释符合率为88.9%。

4 结 论

(1)核磁共振测井能有效剔除炭质砂岩等非储层。

(2)核磁共振测井在川西低孔隙度低渗透率致密地层中可以提供比较准确的储层参数。

(3)核磁共振测井在川西低孔隙度低渗透率储层评价中能准确判别复杂储层的流体性质,特别是能解决低电阻率气层、高电阻率水层、钙屑砂岩气层的流体识别问题。

[1] 肖立志.核磁共振测井资料解释与应用导论[M].北京:石油工业出版社,2001.

[2] 肖立志.核磁共振成像测井与岩石核磁共振及应用[M].北京:北京科学出版社,1998.

[3] 曾文冲.油气藏储集层测井评价技术[M].北京:石油工业出版社,1991.

[4] 莫修文,李舟波,梅忠武.核磁测井资料的解释方法与应用[J].测井技术,1997,21(6):424-431.

The Application of the NM R Logging to Low Porosity and Permeability Reservoir in West Sichuan

WU Jianmeng,GE Xiang,ZHANG Yun,DONG Zhen
(Well Logging Branch,Southwest Petroleum Engineering CO.L TD.,SINOPEC,Chengdu,Sichuan 610100,China)

The app lication of the NMR technology has p layed a very important role in evaluation of the low po rosity and permeability reservoir in w estern Sichuan.Based on the NM R co re tests data and combined w ith the spectrum signal distributing and testing data,researched is NM R logging evaluation technology fo r low porosity and low permeability reservoir in w estern Sichuan. The results show that the NMR logging can p rovide app rop riate reservoir parameters for real reservoir and accurately identify reservoir fluid p roperty,so,app lication effect is better.Mo reover, it imp roves interp retation accurate rate for low porosity and low permeability reservoir and p rovides technical support for exp loitation in the tight clastic rocks in west Sichuan area.

NMR logging,low porosity,low permeability,reservoir parameter,fluid p roperty

1004-1338(2010)02-0159-05

P631.84

A

吴见萌,男,1982年生,工程师,从事测井资料解释与综合研究工作。

2009-11-04 本文编辑 余 迎)