碳酸盐岩岩样核磁共振实验特征分析

赵辉,司马立强,颜其彬,李建玉

(1.中国石油川庆钻探工程公司地质勘探开发研究院,四川成都610051;2.西南石油大学资源与环境学院,四川成都610500;3.中国石油西部钻探工程公司录井公司,新疆克拉玛依834000)

碳酸盐岩岩样核磁共振实验特征分析

赵辉1,司马立强2,颜其彬2,李建玉3

(1.中国石油川庆钻探工程公司地质勘探开发研究院,四川成都610051;2.西南石油大学资源与环境学院,四川成都610500;3.中国石油西部钻探工程公司录井公司,新疆克拉玛依834000)

碳酸盐岩核磁共振测井响应一直缺乏系统的实验研究,使其在一些复杂储层中的应用不能取得好的效果。依据大量的岩心核磁共振实验,研究了基于孔隙结构特征分析储层的有效性。实验研究表明,回波间隔越短,T2谱信息越完整、越准确;利用差谱法识别油气水层时,在发育大孔径孔隙的地层中,测量需要有足够长的等待时间。裂缝和孔洞相对孔隙的横向弛豫时间长,但由于裂缝孔隙度一般较小,裂缝的弛豫信号幅度小。孔洞发育的岩心存在明显较多的长弛豫组分信号。在一定粒径范围内,小岩块的核磁共振实验结果与岩心的实验结果相近。Coates模型的系数C值与孔隙度有一定的线性关系。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。高孔隙度段核磁计算的孔隙度渗透率参数的准确性要明显高于低孔隙度段,核磁计算的渗透率主要反映的是基质渗透率,不能有效反映裂缝渗透率。

核磁共振;碳酸盐岩;T2谱;差谱;移谱;裂缝;孔洞;粒径;储层参数

1 岩心NM R实验在储层有效性评价中的应用

川中磨溪气田嘉二1亚段测井计算孔隙度与常规岩心分析孔隙度值均与嘉二2亚段接近(嘉二1亚段的平均岩心分析孔隙度还略高于嘉二2亚段),从常规测井曲线和常规物性分析资料方面考虑,常将嘉二1亚段也解释为好储层。但试油证实,嘉二2储层段能形成较高的工业产能,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个亚段均为孔隙性储层,无裂缝发育,2个段物性相近但产量相差悬殊。

通过对嘉二段221块岩心的核磁共振实验表明,磨溪地区嘉二1、嘉二22个亚段储层的孔隙结构存在较大的差别。嘉二1亚段的实验岩心核磁共振T2谱均不同程度地位于 T2截止值的左边,即使是孔隙度很大的岩样的 T2谱向左偏离 T2截止值的现象仍很明显(见图1),表明嘉二1亚段地层的孔径普遍较小,孔隙以微孔为主,束缚水饱和度很高,有效孔隙度低,储层有效性差(见表1)。而嘉二2亚段即使孔隙度相对较小的岩样,其 T2谱谱峰也在 T2截止值的右边,表明嘉二2亚段地层的孔隙孔径普遍较大,束缚水饱和度低,储层有效性好[1,6]。因此,嘉二1亚段这类总孔隙度相对较大但发育的是微孔隙的地层,常规测井曲线无法判断储层有效性,核磁共振测井及核磁共振实验能在一定程度上对储层的有效性作出定性判断。

图1 B151井嘉二1段3 168.46 m岩样T2谱

2 移谱、差谱实验特征研究

2.1 移谱实验特征研究

选择回波间隔的长、短直接影响到 T2谱信息的完整性和准确性,因此,直接影响到对孔隙结构的分析以及储层参数的计算。

饱和水岩心在等待时间为6 s、回波间隔分别为0.35、0.6、1.2、2.4 m s进行 T2谱测试。实验表明,随着回波间隔的增大,由于扩散作用对 T2弛豫影响增强,核磁共振信号幅度减小[2-4],小孔径的孔隙信号已探测不到,T2谱中短弛豫组分(小孔径)信息损失,并且随着回波间隔的增大,T2谱的谱形改变程度越大[见图2(a)、图2(b)]。因此,回波间隔越短,T2谱信息越完整,谱形越准确。回波间隔越长, T2谱谱形改变程度很大,已不能有效反映岩石的孔隙结构。如图2(a)、图2(b)中 Te=2.4 m s的波形比Te=3.0 m s的谱形发生了很大程度的畸变。

此外,岩石结构的非均质性越强,随着回波间隔的增大,T2谱畸变越严重。图2(a)实验岩样的 T2谱信号主要集中在双峰中的右峰(弛豫时间大于150 m s),反映该岩样中大孔径组分所占比例明显高,孔隙孔径变化范围小,孔隙结构均匀,岩样在0.6 m s和1.2 m s回波间隔下测量的 T2谱谱形与0.35 m s下测量的差异小。而图2(b)双峰中的左峰(弛豫时间小于100 m s)的相对幅度要显著大于图2 (a),并且双峰截然分开,2峰间还有一段时间的信号强度为0,反映该岩样中小孔径组分所占比例较高,并且孔隙孔径变化大,孔隙结构非均质性较强,该岩样在0.6、1.2 m s和2.4 m s下测量的 T2谱谱形与0.35 m s下测量的差异很大。

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。

2.2 差谱实验特征研究

表1 常规物性分析与核磁分析对比表

双 Tw测井是判别油、水层的有效方法之一。长等待时间的 T2谱通常包含完整的油、气、水的信息,短等待时间T2谱包含了完整的水信息,油、气的信息只有很少一部分,两者相减,剩下油与气的信号,据此可以进行油气识别。通过实验表明,对于孔隙孔径较大的地层,如果等待时间不足时,在水层也会出现差谱现象。

图2 饱和水岩心移谱图

饱和水岩心在回波间隔时间为0.35 m s、等待时间分别为1、3、6、8 s进行 T2谱测试。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[见图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为6 s和8 s时,2个弛豫谱线基本重叠,表明当等待时间达到6 s以上时,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,该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,如果长等待时间测量时,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(如孔洞发育的地层)的水层也可能出现差谱信号[5]。

3 裂缝和孔洞发育岩心的 T2谱特征

碳酸盐岩地层中常发育次生溶孔、溶洞及裂缝,开展发育裂缝和孔洞岩心的核磁共振实验研究是对缝洞性碳酸盐地层磁共振测井解释的有效指导。

选取同一口井同一层位有裂缝和没有裂缝的低孔隙度岩心在饱和状态、回波间隔为0.35 m s下进行核磁共振实验,低孔隙度岩心的裂缝孔隙度占岩石总孔隙度的比例高,选取低孔隙度岩心可以突出裂缝的 T2谱信号。实验表明,2组孔隙度相近的岩心,有裂缝发育和无裂缝发育岩心的核磁共振 T2谱分布形态和谱幅度基本相似。核磁共振 T2谱是对孔隙孔径大小和不同孔径孔隙组分含量的反映,裂缝张开度远大于孔隙孔径,因此有裂缝发育岩心的裂缝信号相对孔隙信号的弛豫时间长。图3中T2谱在100～1 000 m s间谱信号的增大响应特征可能是裂缝的响应,但由于裂缝孔隙度一般较小,因此裂缝的弛豫信号幅度小。

图3 M 149井有裂缝和无裂缝岩心 T2谱对比图

选取同一口井同一层位有孔洞和没有孔洞的岩心在饱和状态、回波间隔为0.35 m s进行核磁共振实验,有孔洞发育岩心的孔隙度较无孔洞发育的岩心小,但有孔洞发育的岩心存在明显较多的长弛豫组分信号,而没有孔洞发育的高孔岩心长弛豫组分明显少于有孔洞发育的岩心(见图4)。核磁共振T2谱的弛豫时间是对孔隙孔径大小的反映,长弛豫时间组分应该是溶孔溶洞的反映,因此溶孔溶洞发育地层核磁共振 T2谱存在大量长弛豫组分信号,核磁共振测井对溶孔溶洞发育的碳酸盐岩地层有较明显的响应。

图4 D4井有孔洞和无孔洞岩心T2谱对比图

4 实验样品粒径对NM R信号的影响分析及T2截止值的影响因素

选取4组岩样,分别做小岩心和将岩心敲碎成3种粒径规格的岩块,在饱和状态和回波间隔为0.35 m s下做核磁实验对比分析。实验表明,4种粒径规格情况下(粒径大于2 mm)的核磁共振 T2谱形状基本一致,只是粒径在2～5 mm的岩块的 T2谱的幅度有小幅度的减小(见图5)。这表明实验样品的粒径对核磁信号的影响相对较小,对于均质孔隙性地层,实验样品在一定粒径范围内,小岩块的核磁共振实验结果能够代表岩心的实验结果。

图5 P2井4 075.39 m不同粒径灰岩饱和岩样的T2谱图

利用Coates模型计算渗透率时,Coates模型的系数对渗透率的计算结果影响较大,通过对22块岩样的实验研究表明,Coates模型的系数 C值与孔隙度有一定的线性关系(见图6)。

通过对216块岩样分别在饱和状态和离心后2种状态,回波间隔为0.35 m s条件下进行核磁共振实验,逐个确定岩心的 T2截止值。实验表明,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(见表2)(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(86 m s左右)(见表2)。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6 T-AD井灰岩饱和岩心核磁孔隙度与渗透率系数C的关系图

表2 不同岩性的 T2截止值

5 NMR计算储层参数的应用效果分析

4口井的195块岩样的核磁共振实验表明,对于较高孔隙度的样品核磁共振可准确计算孔隙度、渗透率;而孔隙度较低的样品,核磁共振计算的孔渗参数误差较大。实验中对于孔隙度大于等于3% (岩样所在层位的孔隙度下限值)的岩样,其核磁共振计算的孔隙度与常规分析的孔隙度的相关曲线与45°线基本重合,相关系数高达0.98[见图7(a)]。对于孔隙度小(φ<3%)的岩样,有相当部分点偏离45°线较远[见图7(b)],两者相关性较差,核磁共振测量误差增大,这主要是因为核磁共振仪在低孔隙度段信噪比低的缘故。因此核磁共振测井计算的孔渗参数在低孔隙度段误差大,在高孔隙度段计算的参数可信度高。

对于裂缝发育的岩心,核磁共振计算的渗透率(由SDR模型计算渗透率)与常规方法分析值相差很大(见表3),核磁共振计算的渗透率要明显小于常规方法分析值,这是因为现有核磁共振渗透率模型(常用的为Coates、SDR模型)计算得到的渗透率反映的是基质渗透率,不能有效反映裂缝渗透率。

图7 常规分析孔隙度-核磁共振分析孔隙度交会图

表3 B49井裂缝发育岩心孔渗分析数据

6 结 论

(1)核磁共振 T2谱分布特征能定性评价微孔发育储层的有效性。

(2)回波间隔越短,T2谱信息越完整,T2谱谱形越准确。孔隙结构的非均质性越强,随着回波间隔 Te的增大,T2谱谱形改变程度越大。

(3)要获得好的核磁共振信号,必须有足够长的等待时间,在孔隙孔径大的地层中,如果长等待测量时间不足,发育大孔径孔隙(如孔洞发育的地层)的水层也可能出现差谱信号。

(4)裂缝和孔洞相对孔隙弛豫时间长,但由于裂缝孔隙度一般较小,裂缝的弛豫信号幅度小。孔洞发育的岩心存在明显较多的长弛豫组分信号。

(5)在一定粒径范围内,小岩块的核磁共振实验结果与岩心的实验结果一致;Coates模型的系数C值与孔隙度有一定的线性关系。

(6)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。

(7)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,不能有效反映裂缝渗透率。

[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].波谱学杂志,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.

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[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.

NM R Experimen tsand Analysis of Carbonate Rock Sam ples

ZHAO Hui1,SIMA Liqiang2,YAN Qibin2,L IJianyu3
(1.Geological Exploration and Development Research Institute,Chuanqing Drilling Engineering CO.LTD.,CNPC,Chengdu, Sichuan 610051,China;2.School of Resources&Environment,Southwest Petroleum University,Chengdu, Sichuan 610500,China;3.M ud Logging Company,Xibu Drilling Engineering CO.LTD.,CNPC,Karamay,Xinjiang 834000,China)

Since there is no systematic experimental study fo r NM R response of carbonate rock, so it has not been p roperly app lied to some comp lex reservoirs.Based on a great quantity of NMR core experiments and the po re structure characteristics,analyzed is the effectivenessof reservoir. Experimental studies show that:the Teis shorter,the T2spectrum information ismore comp lete and integrity.The long waiting timemeasurement needs to have sufficientwaiting time in the development of large size pore reservoirs w hen using differential spectrum methods to discriminate fluid p roperty.Relaxation time is long fo r fracture and cavity.Because fracture po rosity is generally smaller,the fracture relaxation signal amp litude is also smaller.The T2spectrum of co re w ith cavity has obviously many long relaxation component signals.In certain grain sizes,the result of NMR small core experiments is in common w ith the result of NM R core experiments.The model Coates coefficient C value is linearly related to the po rosity.T2,cutoffvalue,w hich is not a fixed value for carbonate rocks,is inversely p roportional to clay content.The p recision of porosity and permeability computing by NMR in higher-porosity rock is significantly higher than in lower-porosity.NMR permeability mainly reflectsmatrix permeability,but can not effectively reflect fracture permeability.

nuclear magnetic resonance(NMR),carbonate,T2spectrum,differential spectrum, shifted spectrum,f racture,cavity,grain size,reservoir parameter

P631.84;TE135 文献标识码:A

赵辉,男,1980年生,博士,主要研究方向储层测井评价。

2010-09-06 本文编辑 余迎)