核磁共振测井在大庆长垣以西地区流体性质识别中的应用

王慧,付晨东,闫学洪,王艳,韩佳燃

(中国石油集团测井有限公司大庆分公司, 黑龙江 大庆 163412)

0 引 言

大庆长垣以西地区是松辽盆地近几年重要的勘探地区,油气资源丰富,平面及纵向上油水关系复杂[1],油层、油水同层、水层测井响应特征没有明显的差异,应用常规测井资料进行储层流体性质识别存在一定的困难。目前核磁共振测井技术已经在油田勘探中广泛应用[2],可以直接测量地层流体的氢原子信息,它的响应仅与岩石孔隙中氢核含量有关,基本不受岩石骨架影响[3],能够提供与电阻率无关的油、气、水流体性质识别。本文简要论述MRIL-P型核磁共振测井仪器流体性质识别方法[4]在大庆长垣以西地区的适用性,确定移谱法更适合大庆长垣以西地区流体性质识别。在定性识别的基础上建立了研究区核磁共振测井流体性质识别图版,实现了定量解释,图版评价结果与实际试油结论符合率较高,可以很好地指导油田勘探开发。

1 储层特征

根据岩心分析资料和试油资料分析,大庆长垣以西地区储集层普遍发育砂岩、泥质粉沙岩,埋藏深度多在1 000～2 000 m。受构造、断裂、砂体等多因素制约,不同层位具有不同的油水分布规律,储层饱和度较低,非均质性强,油水层差异小。储集层多属中孔隙度、中低渗透率储层,孔隙度以10～20 p.u.居多,渗透率多在1～100 mD[注]非法定计量单位,1 mD=9.87×10-4 μm2,下同之间。流体性质主要为油、油水同产,原油大部分属中等黏度原油,原油黏度多数分布在5.0～50.0 mPa·s之间,以10～30 mPa·s居多。

2 大庆长垣以西地区核磁共振测井流体识别方法研究

2.1 核磁共振测井识别流体性质的方法适用性分析

MRIL-P型核磁共振测井最主要的识别流体性质的方法为标准T2谱法、移谱法、差谱法[4]。

标准T2谱法主要依据饱和多相流体的T2分布谱的整体形态特征,利用油、气、水在T2谱的位置不同识别储层流体性质[5],针对大庆长垣以西地区储集层特点,油的信号和水的信号总是重叠在一起,从标准T2谱上很难识别出油层、水层(见图1)。

差谱法是根据轻烃与水的纵向弛豫时间差异发展出的双TW法,P型核磁共振测井仪器长等待时间为13、12 s,短等待时间为1、2 s。对于大庆长垣以西地区储集层,因其试油层物性条件普遍较好,受短等待时间设计局限,即使短等待时间为2 s,水的信号也不能全部恢复,油层、油水同层、水层均有一定差谱剩余信号,差谱也很难识别油层与油水同层[6]。

移谱法识别流体性质主要为扩散弛豫,又称双TE法,测量自旋回波串时分子扩散引起的回波串衰减速率加快。大庆长垣以西地区以中等黏度原油为主,黏度大多在20 mPa·s左右,在原油黏度变化不大的前提下[7],当采用移谱测井时,由于水和原油的扩散系数不同,在长回波间隔时间下,相对短回波间隔T2谱,水层与油层在T2分布谱上会出现不同的位置变化,即水层的T2谱相对油层的T2谱会向减小的方向移动更快[8]。同时长回波间隔T2谱谱峰中,油的T2谱谱峰前移很小,而水的T2谱峰前移很快,这样在T2分布谱上油峰、水峰能够分离出来。统计大庆长垣以西24口核磁共振测井,一般短回波间隔T2谱最长弛豫时间在1 000～2 000 ms之间,而长回波间隔T2谱由于受不同流体扩散影响其T2谱谱峰位置及最长驰豫时间有明显的差异(见表1),可见大庆长垣以西地区更适合用移谱法识别流体性质, 可以达到定性识别油层、油水同层,水层的目的。

图1 油、油水、水在标准T2谱、移谱、差谱上的响应特征*非法定计量单位,1 ft=12 in=0.304 8 m,下同

2.2 核磁共振测井识别流体性质的测量模式适用性

MRIL-P测井仪包含74种测井模式,4种组合模式,统计该区原油黏度、地层压力、地层温度及目前的P型核磁共振测井,一次下井可进行标准T2测量,双等待时间测井和双回波间隔测井仪器的特点,选择了双TW双TED9TWE核磁共振测井模式[9]。考虑D9TWE1模式长回波间隔太短,在实验井采用D9WE2、D9TWE3、D9TWE4这3种不同测井模式进行分析(见图2)。实验井1 947.0 m试油为水层,1 960.0 m试油日产油2.36 t。可以看到在D9TWE2模式下,水层在长回波间隔下拖曳到300 ms,油层拖曳在1 000 ms;在D9TWE4模式下,水层油层均前移过快,2种模式下流体性质识别均存在一定的问题;可以看到在D9TWE3模式下,核磁共振测井移谱与试油结论吻合较好,因此在研究区核磁共振测井模式统一为D9TWE3采集模式(TWL=13 s,TWS=1 s,TEL=3.6 ms,TES=0.9 ms),这种模式下更有利于研究区油水层的识别。

图2 3种不同核磁共振测井模式下的核磁共振测井响应特征

图3 大庆长垣以西地区核磁共振测井流体性质识别图版

2.3 大庆长垣以西地区识别油水层的解释方法建立

在相同测井模式下,基于定性识别油水层,为了能在实际生产中更加直观进行油水层识别,根据白松涛等[10]提出的砂岩岩石核磁共振T2谱的定量表征,提取核磁共振测井长回波间隔T2谱谱峰弛豫时间与长、短回波间隔T2谱最大弛豫时间之比建立大庆长垣以西地区流体性质识别图版(见图3)。图版应用大庆长垣以西地区24口井,60个层试油资料(25个油层,30个油水同层,5个水层),符合53层,图版符合率为88%。

3 应用效果分析

A井常规测井曲线及核磁共振处理成果见图4。该层位相同常规曲线特征邻井既有纯油层也有油水同层,在1 689.0 m处进行了MDT测试,经LFA分析显示流体类型为油水,以油为主,产少量水,常规测井等方法难以识别该层是油层还是油水同层。核磁共振测井处理成果显示1 687.0～1 692.0 m井段储集层长回波间隔T2谱最右侧的峰主要位于200 ms处,长回波间隔T2谱前移慢,说明储层含油指示明显,在大庆长垣以西地区核磁共振流体性质识别图版上A井落在油层区,压后水力泵排,日产油8.72 t,为工业油层。核磁共振测井资料解释与试油结果符合。

B井常规测井曲线及核磁共振处理成果见图5。49Ⅰ、51号层。常规测井曲线显示49Ⅰ号层为非均质层,含泥较重,受含泥影响,深侧向电阻率值较低,为8.2 Ω·m,51号层稍好,常规曲线显示为以水为主的含油水层,该井当时甲方认为没有试油价值,以裸眼井处理。但从核磁共振处理成果分析,两层核磁共振测井长回波间隔T2谱相对短回波间隔T2谱前移较慢,具有明显含油特征。在大庆长垣以西地区核磁共振流体性质识别图版上B井49Ⅰ、51号层落在油水同层区靠近油层区,认为这2层应为以产油为主的油水同层。49I号层和51号层TCP压后自喷,日产油36.96 t,产水3.84 m3,为含水工业油层,核磁共振测井资料解释与试油结果符合,在B井工业油流井发现中发挥了关键作用。

图4 A井核磁共振测井识别油层实例

图5 B井核磁共振测井识别油水层实例

4 结 论

(1)基于P型核磁共振测井资料,分析核磁共振测井识别流体性质3种方法在大庆长垣以西地区的适用性,得出移谱法较适宜在大庆长垣以西地区进行流体性质识别,在定性识别基础上,提取T2谱特征参数建立了大庆长垣以西地区核磁共振流体性质识别图版。

(2)大庆长垣以西地区2017年核磁共振测井10口井,试油7口井,试油20层,符合17层,核磁共振测井流体性质识别图版应用符合率为85%,取得了较好的效果。