低渗透率砂岩可动流体T2截止值实验研究

姜 鹏,郭和坤,李海波,孙军昌

(1.中国科学院渗流流体力学研究所,河北廊坊065007; 2.中国石油天然气股份有限公司勘探开发研究院廊坊分院,河北廊坊065007)

低渗透率砂岩可动流体T2截止值实验研究

姜 鹏1,郭和坤2,李海波2,孙军昌1

(1.中国科学院渗流流体力学研究所,河北廊坊065007; 2.中国石油天然气股份有限公司勘探开发研究院廊坊分院,河北廊坊065007)

准确测定可动流体 T2截止值是通过核磁共振 T2谱获取多项储层评价参数的关键。对于低渗透率砂岩储层,中高渗透率储层 T2截止值经验值已不适用,离心标定法所用0.69 M Pa离心力也已不再适用。根据对低渗透率砂岩岩心的离心标定法实验,确定出该方法的最佳离心力应为1.38 M Pa,对比了0.69 M Pa和1.38 M Pa这2种离心力下实测 T2截止值的差别,得出了低渗透率砂岩岩心的 T2截止值经验值为13.96 ms,并分析了 T2截止值与孔隙度、渗透率等物性参数之间的相关关系,结果表明它们之间均没有较好的相关关系。

核磁共振;T2截止值;离心实验;砂岩;低渗透率储层

0 引 言

通过分析岩心饱和水状态的核磁共振 T2谱可以得到储层有效孔隙度、核磁共振渗透率、束缚水饱和度以及可动流体饱和度等重要的储层评价参数。准确得到这些评价参数的关键是核磁共振可动流体T2截止值(即 T2,cutoff)[1]。目前国内外对于中高渗透率砂岩储层 T2,cutoff研究较多,如美国斯仑贝谢公司推荐 T2,cutoff取33 m s。但对近几年新探明的具有很大储量的低渗透率砂岩油气藏储层 T2,cutoff研究较少,简单借用中高渗透率储层的经验值可能会对低渗透率储层评价带来较大偏差,因此有必要针对低渗透率砂岩油气藏储层岩心,开展可动流体 T2截止值标定实验研究。

目前标定储层 T2,cutoff最常用的是离心法,该方法准确可靠,但其关键在于选择合适的离心力大小,既要保证岩心中可动流体基本被全部分离出,又不致因离心力过大而改变岩心的孔隙结构,这样确定的 T2,cutoff才相对准确[1]。在行业标准《岩样核磁共振参数实验室测量规范》(SY/T6490-2000)中推荐选用0.69 M Pa离心力,但是大量岩心实验研究表明,该离心力适用于物性较好的中高渗透率砂岩储层,是否适用于低渗透率砂岩储层还有待于进一步的实验研究[2-7]。

本文对取自新疆、大庆、吉林、四川以及中原共5个不同地区135块低渗透率砂岩岩心进行了核磁共振及离心实验研究,确定出标定低渗透率砂岩储层 T2,cutoff的最佳离心力,对比分析了不同物性岩心T2,cutoff大小及其变化规律,研究结果对认识低渗透率砂岩储层核磁共振特征及应用核磁共振技术进行低渗透率储层评价具有一定的实用价值。

1 最佳离心力确定

为了确定出标定低渗透率砂岩储层 T2,cutoff的最佳离心力,实验选取了不同区块30块低渗透率砂岩岩心,其中 8块为含砾砂岩,分别进行了 0.35、0.69、1.03、1.38、1.73、2.07 M Pa这6个不同离心力的离心实验,并在不同离心状态下进行了核磁共振测量。30块岩心的常规物性参数:岩心孔隙度分布范围为2.65%～23.13%,平均值为10.06%;岩心渗透率均小于50×10-3μm2,平均值为4.62× 10-3μm2,其中渗透率小于0.1×10-3μm2的有9块,(0.1～1.0)×10-3μm2之间11块,(1.0～10) ×10-3μm2之间6块,(10～50)×10-3μm2之间4块。

图1是1块有代表性的岩心饱和水状态及其6个不同离心力离心后的核磁共振 T2谱比较图。从图1中可看出,在离心力小于1.38 M Pa时,随着离心力的增大,T2谱幅度不同程度减小;但在离心力大于1.38 M Pa之后,T2谱幅度变化很小,表明含水饱和度基本不再降低。实验分析30块岩心的离心后 T2谱均具有相似的变化规律。

图2为30块岩心中有代表性的4块岩心以及2块作对比的中高渗透率岩心,不同离心力离心后含水饱和度变化图。表1为该6块岩心常规物性参数及离心实验结果。分析图2和表1可以看出,5号和6号2块中高渗透率砂岩岩心在0.69 M Pa离心力离心后,再增大离心力岩心中剩余含水饱和度已基本保持不变,表明2块中高渗透率岩心中已基本无可动流体存在,对于这类中高渗透率砂岩岩心,可动流体 T2,cutoff标定可以选用0.69 M Pa离心力;但1～4号4块低渗透率岩心在0.69 M Pa离心力离心后,岩心中仍含有较多的可动水,当离心力从0.69 M Pa增加到1.38 M Pa时,岩心中剩余含水饱和度明显减小,减小幅度较大,在离心力大于1.38 M Pa之后,岩心中剩余含水饱和度才基本不变(见表1),表明对于低渗透率砂岩岩心,可动流体T2,cutoff标定应选用1.38 M Pa离心力。

当离心力从0.69 M Pa增加到1.38 M Pa时,30块岩心的剩余含水饱和度均大幅度下降,降低幅度的分布范围为 3.38%～16.90%,平均值为10.25%,变化非常明显,表明0.69 M Pa离心力未能将岩心中的可动流体全部离心出来,未离出部分还占有相当大的比例,因此0.69 M Pa离心力不再适合低渗透率砂岩储层。但当离心力从1.38 M Pa增加到1.73 M Pa时,统计表明30块岩心剩余含水饱和度降低幅度很小,降低范围为 1.07%～6.48%,平均值仅为2.23%,鉴于过高的离心力,可能会对部分固结程度较差的岩心孔隙结构造成破坏,因此认为对低渗透率砂岩岩心,采用1.38 M Pa离心力标定可动流体 T2,cutoff最合适。

图1 1块岩心离心处理后的核磁共振T2谱

图2 6块岩心含水饱和度变化

在砂岩毛细管孔隙体系划分标准中,将孔隙半径大小划分为3种:孔隙半径大于250μm的为超毛细管孔隙,其中流体在自然条件下因重力作用即可自由流动;孔隙半径介于0.1μm和250μm之间的是毛细管孔隙,此时当外力的作用大于孔隙的毛细管压力时,流体才能在其中流动;孔隙半径小于0.1μm的孔隙叫作微毛细管孔隙,在正常的地层条件下流体不易在其中流动[8]。低渗透率砂岩储层岩石孔隙以毛细管孔隙和微毛细管孔隙为主,毛细管孔隙中的流体多数是可动流体,而微毛细管孔隙中的流体多数不可动。依据毛细管压力计算公式 pc=2σcosθ/r,取σ等于7.275×10-3mN/m,θ取0°,则0.69 M Pa离心力对应的喉道半径为0.211 μm,而1.38 M Pa离心力对应的喉道半径为0.105 μm。因此,选用0.69 M Pa离心力不能将毛细管孔隙中的可动流体全部分离出,选用1.38 M Pa离心力能够将毛细管孔隙中的可动流体基本全部分离出,在1.38 M Pa以上再增加离心力也不能分离出微毛细管孔隙中的束缚流体。对于低渗透率砂岩岩心而言,可动流体 T2截止值标定的最佳离心力应在1.38 M Pa左右。

针对上述30块低渗透率岩心,对0.69 M Pa离心力标定的 T2,cutoff与1.38 M Pa离心力标定值进行比较发现,2种离心力的标定值有较大差别,0.69 M Pa离心力标定值的变化范围为5.57～86.40 m s,平均值为37.54 m s,而1.38 M Pa离心力标定值的变化范围为4.64～41.60 m s,平均值15.53 m s。因此对于低渗透率砂岩储层岩心,如果继续使用0.69 M Pa离心力来标定 T2,cutoff,必然导致测井解释产生较大误差,导致解释的储层束缚水饱和度偏大而可动流体饱和度偏小,并影响储层渗透率等参数解释结果的准确性。

2 可动流体 T2截止值标定结果

表1 6块岩心常规物性及离心实验结果

表2 135块岩心标定 T2,cutoff值按渗透率分类的统计结果

确定出最佳离心力1.38 M Pa后,对135块低渗透率砂岩岩心在该离心力下进行了 T2,cutoff标定,利用离心前饱和水状态及1.38 M Pa离心力离心后2个状态下的 T2谱定量计算每块岩心的 T2,cutoff。首先计算离心后 T2谱幅度和,然后在离心前 T2谱上找出1个点,使该点左边各点的 T2谱幅度和等于离心后 T2谱幅度和,则该点对应的 T2值即为T2,cutoff。135块岩心标定 T2,cutoff按渗透率分类的统计结果见表2。从表2中可见 ,不同岩心的 T2,cutoff存在一定差异,但不同渗透率区间的平均值相差很小,全部135块岩心的 T2,cutoff平均值为13.96 m s,该值可作为低渗透率砂岩储层可动流体解释时T2,cutoff的推荐值。

图3 T2,cutoff与孔隙度相关关系

图4 T2,cutoff与渗透率相关关系

135块岩心 T2,cutoff与孔隙度、渗透率的相关关系显示,T2,cutoff与岩心孔隙度没有较好的相关关系,与渗透率也没有较好的相关关系,孔隙度相近或渗透率相近岩心的 T2,cutoff有可能相差较大,表明 T2,cutoff不仅取决于孔隙度、渗透率,可能还取决于岩石矿物成分、黏土类型与含量高低以及岩石润湿性特征等(见图3、图4)。

3 结 论

(1)通过30块低渗透率砂岩岩心不同离心力离心实验,确定出低渗透率砂岩储层岩心可动流体T2,cutoff标定的最佳离心力应为1.38 M Pa,中高渗透率储层岩心采用的0.69 M Pa离心力不适用于低渗透率储层。

(2)135块低渗透率砂岩岩心可动流体 T2,cutoff标定结果表明,低渗透率砂岩储层可动流体解释时T2,cutoff的推荐值可取13.96 m s。

(3)对于低渗透率砂岩岩心,可动流体 T2,cutoff与孔隙度、渗透率之间均没有较好的相关关系。

[1] 肖 亮,肖忠祥.核磁共振测井 T2,cutoff确定方法及适用性分析[J].地球物理学进展,2008,23(1):167-172.

[2] 宋明会.核磁共振录井可动流体 T2截止值确定方法[J].录井工程,2007,18(3):5-8.

[3] 汪忠浩,章成广,肖成文,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] 付金华,石玉江.利用核磁测井精细评价低渗透砂岩气层[J].天然气工业,2002,22(6):39-42.

[5] 肖立志,石红兵.低场核磁共振岩心分析及其在测井解释中的应用[J].测井技术,1998,22(1):42-49.

[6] 孙建孟,李召成,耿生臣,等.核磁共振测井 T2,cutoff确定方法探讨[J].测井技术,2001,25(3):175-178.

[7] 周灿灿,程相志,赵凌风,等.用岩心NMR和常规束缚水的测量改进对 T2,cutoff的确定[J].测井技术,2001,25 (2):83-88.

[8] 秦积舜,李爱芬.油层物理学[M].东营:中国石油大学出版社,2004:107-108.

Experimental Study on T2,cutoffin Low Permeability Sandstones

JIANG Peng1,GUO Hekun2,L IHaibo2,SUN Junchang1
(1.Institute of Porous Flow&Fluid Mechanics,Chinese Academy of Sciences,Langfang,Hebei 065007,China; 2.Langfang Branch Institute,Research Institute of Petroleum Exploration and Development, PetroChina,Langfang,Hebei 065007,China)

The crux of gaining many reservoir evaluation parameters by T2spectrum of nuclear magnetic resonance(NM R)is to determ ine movable fluid cutoff value(T2,cutoff)accurately.Fo r low permeability sandstones,the empiric T2,cutoffisn’t app licable yet,neither is the centrifugal force of 0.69 M Pa in indoor centrifugal calibrating method.According to the indoor centrifugal calibrating experiment,this paper confirmed that 1.38 M Pa is the best centrifugal p ressure for low permeability sandstones.The T2,cutoffgot from these two kinds of centrifugal p ressure were compared and the empiric T2,cutofffor low permeability sandstonesw as defined to be 13.96 m s.Finally,the relationship between T2,cutoffand reservoir physical p roperty parameters such as porosity,permeability and so on w as analyzed;the results show that there isn’t good co rrelation between them.

nuclearmagnetic resonance,T2,cutoff,centrifugal experiment,sandstone,low permeability reservoir

1004-1338(2010)04-0327-04

P631.84

A

姜 鹏,男,1984年生,硕士研究生,从事油气田开发方面的研究工作。

2010-01-25 本文编辑 王小宁)