核磁共振测井仪在南海浅层的测量分析

姜志敏,成家杰,张传举

(1.中海油田服务股份有限公司,北京101149;2.清华大学,北京100084)

0 引 言

南海某区域存在断裂复杂化断背斜,储盖组合良好,含砂率适中,具备发育岩性圈闭的条件[1],值得进行勘探开发研究。此外,该区域由多个次级洼陷构成,各次级洼陷有显著分割性,其断裂活动、层序发育特征等存在差异;发育特征不同,导致各次级洼陷烃源潜力有很大区别[2]。若该区域的浅层疏松砂泥岩层处于低位域,容易形成良好的烃源储层;但若该区域的浅层疏松砂泥岩层处于高位域,为潮汐影响条带砂脊,向高部位尖灭,则会导致烃源流失,这也是以往勘探经验中出现偶尔未钻遇的原因。前期开发过程中发现该区域储层的油水界面具有不确定性,因此,有必要弄清该区域储层特性。

南海浅层疏松砂泥岩地层以细砂岩、泥质细砂岩、粉砂岩为主,且岩性较细,束缚水含量高,常规测井资料不能严格区分砂岩和泥岩信号,难以分辨储层,同时重点层位的常规曲线表现为高伽马、中子密度曲线不交会等特征,与录井资料显示的该储层以泥岩为主存在差异。而核磁共振测井技术不受岩石骨架等因素影响,可更真实地反映地层物性特征及赋存的流体信息。核磁共振测井仪器采集的信号来自地层孔隙流体,包含十分丰富的地层信息,可用于定量确定自由流体、束缚水、渗透率以及孔径分布等重要参数[3-5]。本文介绍了中海油田服务股份有限公司(后续称“中海油”)的核磁共振测井仪器结构及采集、分析方式。通过南海浅层疏松砂泥岩地层的实测案例分析,阐述了二维核磁共振测井技术在此类地层的物性分析功能及辅助流体识别功能。

1 国产核磁共振测井技术

目前国产核磁共振测井技术主要有中海油的偏心测量技术和中国石油集团测井有限公司的居中测量技术,本文介绍中海油偏心测量核磁共振(Elis Magnetic Resonance Tool,EMRT)系列技术。中海油从“十一五”就着手进行核磁共振测井技术的研发,于2011年推出了首款中海油一维核磁共振井下测井仪,并在多地区进行商业化作业。在“十二五”期间,中海油承担了国家发改委重大专项,进行二维核磁共振井下测井仪器的研制,目前也已在多地区进行使用,总结了大量的二维核磁共振测量经验及使用规律。为了缩小国产井下核磁共振测井技术与国际油服公司技术的差距,中海油高温高压多维核磁共振测井仪也在2020年底问世。EMRT系列技术目前已在中国的南海、东海、渤海及新疆、山西、陕西等海上及陆地油气田使用,同时在加拿大、俄罗斯、印尼、墨西哥、伊拉克等海外地区也有重要的商业化应用,累计作业200余井次。

中海油核磁共振测井仪器分为地面采集系统、储能电路部分、电子线路短节部分和探头短节部分。首先利用探头永磁体的静磁场使地层流体中的氢原子核出现塞曼能级分裂,然后通过天线发射特定的电磁波脉冲,地层流体中的氢原子核吸收电磁波能量后发生核磁共振现象并跃迁发射出特定频率的电磁脉冲。天线捕获电磁脉冲后,通过天线调谐电路、功率放大电路等被采集。电磁脉冲的发射与采集命令是地面采集系统通过电缆与核磁共振测井仪器中的主控电路、事件控制模块电路共同完成的。供电系统由地面采集系统供电,通过下拉电缆输送至仪器的储能电路模块。现有的中海油高温高压多维核磁共振测井仪能够在205 ℃、140 MPa的环境下连续高质量工作10 h。采集的数据经分析可获得横向弛豫时间T2谱、纵向弛豫时间T1谱、扩散系数D谱等多维度的核磁共振谱分布。通过对核磁共振测量谱分布的截取、积分等方式获得储层的孔隙度、渗透率等物性特征,同时通过多维度信号分布提升储层物性分析的精度和辅助流体识别的准确性。

2 核磁共振测井采集方式

2.1 一维核磁共振测井

中海油核磁共振测井采用的是CPMG采集序列,当核磁共振测井仪器在井下缓慢拉动过程中,静磁体会使地层流体中的氢原子极化(见图1左侧)。天线在洛伦兹坐标系x方向发射1个90°射频脉冲(简称脉冲),经过0.5个回波间隔时间后在洛伦兹坐标系y方向再发射1个180°脉冲。此后,每隔1个回波时间就发射y方向180°脉冲。在2个180°脉冲之间会形成回波信号,通过实部和虚部信号的采集,形成核磁共振回波信号。值得说明的是,核磁共振实验室岩心分析仪采用的90°与180°脉冲差异是通过脉冲幅度的倍数差异来体现的;而中海油核磁共振测井仪器因井下供能因素的限制,是通过脉冲时间宽度的倍数来实现脉冲差异的(见图1)。另外,中海油核磁共振探头采用的是梯度磁场结构,发射的一系列180°脉冲并非与90°脉冲存在严格的双倍差异,需要根据实际测量电路进行扫频微调。

图1 核磁共振CPMG采集序列示意图

利用上述采集方式,小孔隙中流体的核磁共振信号衰减较快,而大孔隙中流体的核磁共振信号衰减较慢(见图2)。通过反演计算获得横向弛豫时间T2谱分布,小孔隙的T2谱分布靠左,大孔隙的T2谱分布靠右,且幅度的高低代表流体含氢原子量的多少。横向弛豫时间T2包含体积弛豫、表面弛豫及扩散弛豫3个部分

(1)

式中,T2为横向弛豫时间,ms;T2B为体积弛豫时间且仅与流体有关,ms;ρ为表面弛豫系数,m/s;S为孔隙表面积,m2;V为孔隙体积,m3;D为扩散系数,m2/s;γ为旋磁比常数;G为核磁共振测井仪器的梯度磁场大小,T/m;TE为采集回波间隔时间,ms。表面弛豫部分能够充分表征采集核磁共振信号的孔隙分布特征。

图2 不同孔隙中流体的核磁共振响应示意图

获得横向弛豫时间T2谱分布后,通过孔隙度归一化刻度,可得到T2谱全域积分的总信号量即总孔隙度。通过选取2个T2谱截止值,如常规砂岩中常用的3.3 ms和33.0 ms,根据横向弛豫时间区分黏土束缚孔隙、毛细管束缚孔隙及可动孔隙。根据核磁共振经典的渗透率模型经验公式,最终获得全井段的渗透率分布。再根据常用的差谱法及移谱法,可进行流体定性识别。

2.2 二维核磁共振测井

中海油的二维核磁共振测井仪器采集模式仍是利用CPMG序列采集,通过组合CPMG序列,或组合改进的CPMG序列进行测量。该模式通过改变不同的回波间隔时间TE实现扩散编辑G·TE的差异,从而根据扩散弛豫的不同获取扩散系数信息。

一次测井能同时获得多个回波间隔时间下的自旋回波串信号,利用不同的扩散效应来区分流体。核磁共振回波信号与采集时间t(单位:ms)、扩散系数D(单位:m2/s)以及横向弛豫时间T2存在如下关系[6]

m(t,TE)=

∬f(T2,D)k1(t,T2)k2(t,TE,D)dDdT2+ε

(2)

式中,m(t,TE)为不同回波时间间隔TE采集的核磁共振信号随时间变化的幅值;f(T2,D)为D-T2谱函数;k1(t,T2)为回波信号与回波采集时间t及横向弛豫时间T2的关系式;k2(t,TE,D)为回波信号与采集时间t、回波间隔时间TE及扩散系数D的关系式;ε为信号噪声。

通过截取奇异值的方法,建立合理的D-T2二维核磁共振反演算法,可以获得核磁共振二维谱。图3(a)是一维核磁共振测井的横向弛豫时间T2谱分布。不同的流体在T2谱上有重叠,虽然通过移谱法可以进行定性识别分析,但效果并不理想。而移谱理论的升级相当于获得D-T2二维谱图[见图3(b)],将流体划区分离,可进行定量分析,从而获得基于二维核磁共振测井的流体饱和度曲线。

图3 一维T2谱与二维D -T2谱流体分布示意图

3 南海某井实测案例分析

南海浅层疏松砂泥岩地层是重要的勘探开发区块,需利用现有的录井技术和测井技术探明油气分布。该区域前期的勘探中发现去铀伽马能谱曲线与伽马曲线在砂岩和泥岩之间差异很小,难以分辨储层。同时该区域还有另一难点,存在低电阻率油层。低电阻率油层的成因是这类地层中的束缚孔隙吸附很多地层水,使得束缚水饱和度升高,用常规电阻率测井时表现出的电阻率值都较低。标准水层电阻率为0.4～0.6 Ω·m,重点储层的电阻率为1.2～1.5 Ω·m,接近泥岩背景值。常规测井在南海这类区域区分砂岩和泥岩存在困难,不利于储层的划分。

3.1 中海油核磁共振测井在南海某井的孔隙度及渗透率分析

基于上述地层特征及核磁共振测井受地层岩性影响小的特点,对研究区的重点井进行核磁共振测井分析。核磁共振测井的测量模式参考了重点井的邻井勘探信息,最长的极化时间设计为12 s,采用2个不同极化时间组合以及3个不同回波间隔组合,便于进行二维核磁共振谱分析。图4展示了南海某井的核磁共振测井成果图。图4中层位②核磁共振可动孔隙大,且默认参数计算的渗透率好,建议在该深度地层进行地层测试,利用测压流度标定核磁共振渗透率Timur-Coasts模型[7]中的参数,从而获得全井段的渗透率。

图4 中国南海某井核磁共振测井成果图*非法定计量单位,1 in=2.54 cm;1 mD=9.87×10-4 μm2;1 cP=1 mPa·s,下同

核磁共振渗透率标定后与整个井段的测压流度同一量级,且整体趋势一致[见图5(a)]。图4中层位②流度较高的地方,可动流体孔隙度较大;流度较低的地方,束缚水孔隙较多,可动孔隙度较小,孔隙度、渗透率关系较差。此外图4中层位②T2谱主要分布在10～100 ms区间,以毛细管水和可动流体为主,可动孔隙度集中在6～16 p.u.,砂体下部孔隙结构优于上部。图4中层位①为泥岩层,核磁共振测井T2谱主要分布在截止值左侧,以束缚水信息为主,黏土水与毛细管水含量高。图4中层位③为砂岩层,核磁共振T2谱分布于截止值两侧,含部分毛细管束缚水,但可动流体孔隙度仍较高,核磁共振有效孔隙度与常规测井孔隙度一致性较好。除了图4展示的3个层位,该井多个重点层位的核磁共振测井有效孔隙度与密度计算得到孔隙度对比一致性较好[见图5(b)]。

图5 中国南海某井常规测井与核磁共振测井结果对比

3.2 储层划分及辅助流体识别

利用常规测井资料对该井进行储层划分(见图6),1 660 m深度附近的常规伽马值较高,同时结合中子曲线和密度曲线,呈现出泥岩特征,录井分析为泥岩岩性。对井壁取心资料进行分析,该深度的岩性显示为泥质砂岩,并非常规测井资料分析出的泥岩,说明常规测井资料无法有效地识别这类储层,验证了之前对这类储层常规测量的认识。使用中海油核磁共振测井技术,分析结果表明:该深度具有一定可动孔隙,为砂岩特征,与顶部泥岩层有明显差异。结合核磁共振测井资料对该地层重新划分储层特性可见,图6中最右侧第2道最终体积剖面(参考核磁共振测井资料后的分析剖面)在1 658～1 665 m层段含泥岩量较小,以砂岩为主。图6最右侧第1道是未进行核磁共振测井前的分析剖面图,显示该层段含泥岩量较大,1 663 m深度附近含泥岩量占了主体,应为泥岩层。通过测压发现该地层更偏向于砂岩地层特征,同时井壁取心资料证实了该地层岩性以砂岩为主。验证了最终体积剖面图的准确性,同时也证实该类地层结合核磁共振测井资料进行储层划分方法的准确性。

图6 中国南海某井综合解释成果图*非法定计量单位,1 b/eV=6.241 46×10-10 m2/J,下同

图4层位②显示该井1 637～1 638 m附近常规电阻率较高,且录井有荧光显示,一维核磁共振测井获得的有效孔隙度及渗透率均较高,未分析二维核磁共振结果时初步判定这个层位含油。为确定该深度的地层流体信息,利用二维核磁共振多频切片分析模式进行采集。该模式的特征是能同时采集2个不同横向探测切片的信号,对比分析钻井液侵入的影响。如果是水层,信号在深探测与浅探测切片的位置变化应该不大;如果是含油层位,随着探测深度加深,钻井液侵入影响变小,信号应该会向油线偏移。图7展示的是该井1 638 m处5.0 cm探测切片和7.5 cm探测切片的二维核磁共振D-T2谱。对比分析,上端水线上的信号为地层水或钻井液滤液信号。下端微弱信号整体靠左,应该是微小孔隙中的束缚水信号,因受限扩散的原因,整体信号向下拖尾。二维核磁共振测井分析谱上未见油信号,且深、浅对比也没有向油区变化的趋势,因此,初步判定该层位为水层。为了确定该层位的信息,对该深度取样验证,证实该层位为水层,说明二维核磁共振深、浅探测对比能够对地层流体进行有效识别。

图7 南海某井1 638 m不同探测深度切片二维核磁共振D -T2谱分析图

4 结 论

(1)中海油核磁共振测井技术具备一维T2谱及二维D-T2谱测量功能,已在国内外多个区域进行了作业。该系列产品已商业作业超过200井次,能够实现地层的孔隙度、渗透率等物性分析。

(2)南海某区域浅层疏松砂岩地层岩性细、束缚水含量高,常规测井资料无法有效识别泥质砂岩和泥岩层,核磁共振测井技术能够剔除地层岩石骨架的干扰,可判别泥质砂岩与泥岩的差异性,进行有效储层划分。

(3)二维核磁共振D-T2谱测量具备辅助识别流体功能。由于核磁共振探测深度较浅,探测的深度往往会有钻井液侵入,直接进行流体识别分析会将侵入的钻井液判定为原地层水,使得分析结果出现偏差。通过横向深、浅切片对比的方式可以减小钻井液侵入影响,从而有效地分析地层流体信息。