核磁共振測(cè)井儀在南海淺層的測(cè)量分析

姜志敏,成家杰,張傳舉

(1.中海油田服務(wù)股份有限公司,北京101149;2.清華大學(xué),北京100084)

0 引 言

南海某區(qū)域存在斷裂復(fù)雜化斷背斜,儲(chǔ)蓋組合良好,含砂率適中,具備發(fā)育巖性圈閉的條件[1],值得進(jìn)行勘探開發(fā)研究。此外,該區(qū)域由多個(gè)次級(jí)洼陷構(gòu)成,各次級(jí)洼陷有顯著分割性,其斷裂活動(dòng)、層序發(fā)育特征等存在差異;發(fā)育特征不同,導(dǎo)致各次級(jí)洼陷烴源潛力有很大區(qū)別[2]。若該區(qū)域的淺層疏松砂泥巖層處于低位域,容易形成良好的烴源儲(chǔ)層;但若該區(qū)域的淺層疏松砂泥巖層處于高位域,為潮汐影響條帶砂脊,向高部位尖滅,則會(huì)導(dǎo)致烴源流失,這也是以往勘探經(jīng)驗(yàn)中出現(xiàn)偶爾未鉆遇的原因。前期開發(fā)過程中發(fā)現(xiàn)該區(qū)域儲(chǔ)層的油水界面具有不確定性,因此,有必要弄清該區(qū)域儲(chǔ)層特性。

南海淺層疏松砂泥巖地層以細(xì)砂巖、泥質(zhì)細(xì)砂巖、粉砂巖為主,且?guī)r性較細(xì),束縛水含量高,常規(guī)測(cè)井資料不能嚴(yán)格區(qū)分砂巖和泥巖信號(hào),難以分辨儲(chǔ)層,同時(shí)重點(diǎn)層位的常規(guī)曲線表現(xiàn)為高伽馬、中子密度曲線不交會(huì)等特征,與錄井資料顯示的該儲(chǔ)層以泥巖為主存在差異。而核磁共振測(cè)井技術(shù)不受巖石骨架等因素影響,可更真實(shí)地反映地層物性特征及賦存的流體信息。核磁共振測(cè)井儀器采集的信號(hào)來自地層孔隙流體,包含十分豐富的地層信息,可用于定量確定自由流體、束縛水、滲透率以及孔徑分布等重要參數(shù)[3-5]。本文介紹了中海油田服務(wù)股份有限公司(后續(xù)稱“中海油”)的核磁共振測(cè)井儀器結(jié)構(gòu)及采集、分析方式。通過南海淺層疏松砂泥巖地層的實(shí)測(cè)案例分析,闡述了二維核磁共振測(cè)井技術(shù)在此類地層的物性分析功能及輔助流體識(shí)別功能。

1 國產(chǎn)核磁共振測(cè)井技術(shù)

目前國產(chǎn)核磁共振測(cè)井技術(shù)主要有中海油的偏心測(cè)量技術(shù)和中國石油集團(tuán)測(cè)井有限公司的居中測(cè)量技術(shù),本文介紹中海油偏心測(cè)量核磁共振(Elis Magnetic Resonance Tool,EMRT)系列技術(shù)。中海油從“十一五”就著手進(jìn)行核磁共振測(cè)井技術(shù)的研發(fā),于2011年推出了首款中海油一維核磁共振井下測(cè)井儀,并在多地區(qū)進(jìn)行商業(yè)化作業(yè)。在“十二五”期間,中海油承擔(dān)了國家發(fā)改委重大專項(xiàng),進(jìn)行二維核磁共振井下測(cè)井儀器的研制,目前也已在多地區(qū)進(jìn)行使用,總結(jié)了大量的二維核磁共振測(cè)量經(jīng)驗(yàn)及使用規(guī)律。為了縮小國產(chǎn)井下核磁共振測(cè)井技術(shù)與國際油服公司技術(shù)的差距,中海油高溫高壓多維核磁共振測(cè)井儀也在2020年底問世。EMRT系列技術(shù)目前已在中國的南海、東海、渤海及新疆、山西、陜西等海上及陸地油氣田使用,同時(shí)在加拿大、俄羅斯、印尼、墨西哥、伊拉克等海外地區(qū)也有重要的商業(yè)化應(yīng)用,累計(jì)作業(yè)200余井次。

中海油核磁共振測(cè)井儀器分為地面采集系統(tǒng)、儲(chǔ)能電路部分、電子線路短節(jié)部分和探頭短節(jié)部分。首先利用探頭永磁體的靜磁場使地層流體中的氫原子核出現(xiàn)塞曼能級(jí)分裂,然后通過天線發(fā)射特定的電磁波脈沖,地層流體中的氫原子核吸收電磁波能量后發(fā)生核磁共振現(xiàn)象并躍遷發(fā)射出特定頻率的電磁脈沖。天線捕獲電磁脈沖后,通過天線調(diào)諧電路、功率放大電路等被采集。電磁脈沖的發(fā)射與采集命令是地面采集系統(tǒng)通過電纜與核磁共振測(cè)井儀器中的主控電路、事件控制模塊電路共同完成的。供電系統(tǒng)由地面采集系統(tǒng)供電,通過下拉電纜輸送至儀器的儲(chǔ)能電路模塊?，F(xiàn)有的中海油高溫高壓多維核磁共振測(cè)井儀能夠在205 ℃、140 MPa的環(huán)境下連續(xù)高質(zhì)量工作10 h。采集的數(shù)據(jù)經(jīng)分析可獲得橫向弛豫時(shí)間T2譜、縱向弛豫時(shí)間T1譜、擴(kuò)散系數(shù)D譜等多維度的核磁共振譜分布。通過對(duì)核磁共振測(cè)量譜分布的截取、積分等方式獲得儲(chǔ)層的孔隙度、滲透率等物性特征,同時(shí)通過多維度信號(hào)分布提升儲(chǔ)層物性分析的精度和輔助流體識(shí)別的準(zhǔn)確性。

2 核磁共振測(cè)井采集方式

2.1 一維核磁共振測(cè)井

中海油核磁共振測(cè)井采用的是CPMG采集序列,當(dāng)核磁共振測(cè)井儀器在井下緩慢拉動(dòng)過程中,靜磁體會(huì)使地層流體中的氫原子極化(見圖1左側(cè))。天線在洛倫茲坐標(biāo)系x方向發(fā)射1個(gè)90°射頻脈沖(簡稱脈沖),經(jīng)過0.5個(gè)回波間隔時(shí)間后在洛倫茲坐標(biāo)系y方向再發(fā)射1個(gè)180°脈沖。此后,每隔1個(gè)回波時(shí)間就發(fā)射y方向180°脈沖。在2個(gè)180°脈沖之間會(huì)形成回波信號(hào),通過實(shí)部和虛部信號(hào)的采集,形成核磁共振回波信號(hào)。值得說明的是,核磁共振實(shí)驗(yàn)室?guī)r心分析儀采用的90°與180°脈沖差異是通過脈沖幅度的倍數(shù)差異來體現(xiàn)的;而中海油核磁共振測(cè)井儀器因井下供能因素的限制,是通過脈沖時(shí)間寬度的倍數(shù)來實(shí)現(xiàn)脈沖差異的(見圖1)。另外,中海油核磁共振探頭采用的是梯度磁場結(jié)構(gòu),發(fā)射的一系列180°脈沖并非與90°脈沖存在嚴(yán)格的雙倍差異,需要根據(jù)實(shí)際測(cè)量電路進(jìn)行掃頻微調(diào)。

圖1 核磁共振CPMG采集序列示意圖

利用上述采集方式,小孔隙中流體的核磁共振信號(hào)衰減較快,而大孔隙中流體的核磁共振信號(hào)衰減較慢(見圖2)。通過反演計(jì)算獲得橫向弛豫時(shí)間T2譜分布,小孔隙的T2譜分布靠左,大孔隙的T2譜分布靠右,且幅度的高低代表流體含氫原子量的多少。橫向弛豫時(shí)間T2包含體積弛豫、表面弛豫及擴(kuò)散弛豫3個(gè)部分

(1)

式中,T2為橫向弛豫時(shí)間,ms;T2B為體積弛豫時(shí)間且僅與流體有關(guān),ms;ρ為表面弛豫系數(shù),m/s;S為孔隙表面積,m2;V為孔隙體積,m3;D為擴(kuò)散系數(shù),m2/s;γ為旋磁比常數(shù);G為核磁共振測(cè)井儀器的梯度磁場大小,T/m;TE為采集回波間隔時(shí)間,ms。表面弛豫部分能夠充分表征采集核磁共振信號(hào)的孔隙分布特征。

圖2 不同孔隙中流體的核磁共振響應(yīng)示意圖

獲得橫向弛豫時(shí)間T2譜分布后,通過孔隙度歸一化刻度,可得到T2譜全域積分的總信號(hào)量即總孔隙度。通過選取2個(gè)T2譜截止值,如常規(guī)砂巖中常用的3.3 ms和33.0 ms,根據(jù)橫向弛豫時(shí)間區(qū)分黏土束縛孔隙、毛細(xì)管束縛孔隙及可動(dòng)孔隙。根據(jù)核磁共振經(jīng)典的滲透率模型經(jīng)驗(yàn)公式,最終獲得全井段的滲透率分布。再根據(jù)常用的差譜法及移譜法,可進(jìn)行流體定性識(shí)別。

2.2 二維核磁共振測(cè)井

中海油的二維核磁共振測(cè)井儀器采集模式仍是利用CPMG序列采集,通過組合CPMG序列,或組合改進(jìn)的CPMG序列進(jìn)行測(cè)量。該模式通過改變不同的回波間隔時(shí)間TE實(shí)現(xiàn)擴(kuò)散編輯G·TE的差異,從而根據(jù)擴(kuò)散弛豫的不同獲取擴(kuò)散系數(shù)信息。

一次測(cè)井能同時(shí)獲得多個(gè)回波間隔時(shí)間下的自旋回波串信號(hào),利用不同的擴(kuò)散效應(yīng)來區(qū)分流體。核磁共振回波信號(hào)與采集時(shí)間t(單位:ms)、擴(kuò)散系數(shù)D(單位:m2/s)以及橫向弛豫時(shí)間T2存在如下關(guān)系[6]

m(t,TE)=

?f(T2,D)k1(t,T2)k2(t,TE,D)dDdT2+ε

(2)

式中,m(t,TE)為不同回波時(shí)間間隔TE采集的核磁共振信號(hào)隨時(shí)間變化的幅值;f(T2,D)為D-T2譜函數(shù);k1(t,T2)為回波信號(hào)與回波采集時(shí)間t及橫向弛豫時(shí)間T2的關(guān)系式;k2(t,TE,D)為回波信號(hào)與采集時(shí)間t、回波間隔時(shí)間TE及擴(kuò)散系數(shù)D的關(guān)系式;ε為信號(hào)噪聲。

通過截取奇異值的方法,建立合理的D-T2二維核磁共振反演算法,可以獲得核磁共振二維譜。圖3(a)是一維核磁共振測(cè)井的橫向弛豫時(shí)間T2譜分布。不同的流體在T2譜上有重疊,雖然通過移譜法可以進(jìn)行定性識(shí)別分析,但效果并不理想。而移譜理論的升級(jí)相當(dāng)于獲得D-T2二維譜圖[見圖3(b)],將流體劃區(qū)分離,可進(jìn)行定量分析,從而獲得基于二維核磁共振測(cè)井的流體飽和度曲線。

圖3 一維T2譜與二維D -T2譜流體分布示意圖

3 南海某井實(shí)測(cè)案例分析

南海淺層疏松砂泥巖地層是重要的勘探開發(fā)區(qū)塊,需利用現(xiàn)有的錄井技術(shù)和測(cè)井技術(shù)探明油氣分布。該區(qū)域前期的勘探中發(fā)現(xiàn)去鈾伽馬能譜曲線與伽馬曲線在砂巖和泥巖之間差異很小,難以分辨儲(chǔ)層。同時(shí)該區(qū)域還有另一難點(diǎn),存在低電阻率油層。低電阻率油層的成因是這類地層中的束縛孔隙吸附很多地層水,使得束縛水飽和度升高,用常規(guī)電阻率測(cè)井時(shí)表現(xiàn)出的電阻率值都較低。標(biāo)準(zhǔn)水層電阻率為0.4～0.6 Ω·m,重點(diǎn)儲(chǔ)層的電阻率為1.2～1.5 Ω·m,接近泥巖背景值。常規(guī)測(cè)井在南海這類區(qū)域區(qū)分砂巖和泥巖存在困難,不利于儲(chǔ)層的劃分。

3.1 中海油核磁共振測(cè)井在南海某井的孔隙度及滲透率分析

基于上述地層特征及核磁共振測(cè)井受地層巖性影響小的特點(diǎn),對(duì)研究區(qū)的重點(diǎn)井進(jìn)行核磁共振測(cè)井分析。核磁共振測(cè)井的測(cè)量模式參考了重點(diǎn)井的鄰井勘探信息,最長的極化時(shí)間設(shè)計(jì)為12 s,采用2個(gè)不同極化時(shí)間組合以及3個(gè)不同回波間隔組合,便于進(jìn)行二維核磁共振譜分析。圖4展示了南海某井的核磁共振測(cè)井成果圖。圖4中層位②核磁共振可動(dòng)孔隙大,且默認(rèn)參數(shù)計(jì)算的滲透率好,建議在該深度地層進(jìn)行地層測(cè)試,利用測(cè)壓流度標(biāo)定核磁共振滲透率Timur-Coasts模型[7]中的參數(shù),從而獲得全井段的滲透率。

圖4 中國南海某井核磁共振測(cè)井成果圖*非法定計(jì)量單位,1 in=2.54 cm;1 mD=9.87×10-4 μm2;1 cP=1 mPa·s,下同

核磁共振滲透率標(biāo)定后與整個(gè)井段的測(cè)壓流度同一量級(jí),且整體趨勢(shì)一致[見圖5(a)]。圖4中層位②流度較高的地方,可動(dòng)流體孔隙度較大;流度較低的地方,束縛水孔隙較多,可動(dòng)孔隙度較小,孔隙度、滲透率關(guān)系較差。此外圖4中層位②T2譜主要分布在10～100 ms區(qū)間,以毛細(xì)管水和可動(dòng)流體為主,可動(dòng)孔隙度集中在6～16 p.u.,砂體下部孔隙結(jié)構(gòu)優(yōu)于上部。圖4中層位①為泥巖層,核磁共振測(cè)井T2譜主要分布在截止值左側(cè),以束縛水信息為主,黏土水與毛細(xì)管水含量高。圖4中層位③為砂巖層,核磁共振T2譜分布于截止值兩側(cè),含部分毛細(xì)管束縛水,但可動(dòng)流體孔隙度仍較高,核磁共振有效孔隙度與常規(guī)測(cè)井孔隙度一致性較好。除了圖4展示的3個(gè)層位,該井多個(gè)重點(diǎn)層位的核磁共振測(cè)井有效孔隙度與密度計(jì)算得到孔隙度對(duì)比一致性較好[見圖5(b)]。

圖5 中國南海某井常規(guī)測(cè)井與核磁共振測(cè)井結(jié)果對(duì)比

3.2 儲(chǔ)層劃分及輔助流體識(shí)別

利用常規(guī)測(cè)井資料對(duì)該井進(jìn)行儲(chǔ)層劃分(見圖6),1 660 m深度附近的常規(guī)伽馬值較高,同時(shí)結(jié)合中子曲線和密度曲線,呈現(xiàn)出泥巖特征,錄井分析為泥巖巖性。對(duì)井壁取心資料進(jìn)行分析,該深度的巖性顯示為泥質(zhì)砂巖,并非常規(guī)測(cè)井資料分析出的泥巖,說明常規(guī)測(cè)井資料無法有效地識(shí)別這類儲(chǔ)層,驗(yàn)證了之前對(duì)這類儲(chǔ)層常規(guī)測(cè)量的認(rèn)識(shí)。使用中海油核磁共振測(cè)井技術(shù),分析結(jié)果表明:該深度具有一定可動(dòng)孔隙,為砂巖特征,與頂部泥巖層有明顯差異。結(jié)合核磁共振測(cè)井資料對(duì)該地層重新劃分儲(chǔ)層特性可見,圖6中最右側(cè)第2道最終體積剖面(參考核磁共振測(cè)井資料后的分析剖面)在1 658～1 665 m層段含泥巖量較小,以砂巖為主。圖6最右側(cè)第1道是未進(jìn)行核磁共振測(cè)井前的分析剖面圖,顯示該層段含泥巖量較大,1 663 m深度附近含泥巖量占了主體,應(yīng)為泥巖層。通過測(cè)壓發(fā)現(xiàn)該地層更偏向于砂巖地層特征,同時(shí)井壁取心資料證實(shí)了該地層巖性以砂巖為主。驗(yàn)證了最終體積剖面圖的準(zhǔn)確性,同時(shí)也證實(shí)該類地層結(jié)合核磁共振測(cè)井資料進(jìn)行儲(chǔ)層劃分方法的準(zhǔn)確性。

圖6 中國南海某井綜合解釋成果圖*非法定計(jì)量單位,1 b/eV=6.241 46×10-10 m2/J,下同

圖4層位②顯示該井1 637～1 638 m附近常規(guī)電阻率較高,且錄井有熒光顯示,一維核磁共振測(cè)井獲得的有效孔隙度及滲透率均較高,未分析二維核磁共振結(jié)果時(shí)初步判定這個(gè)層位含油。為確定該深度的地層流體信息,利用二維核磁共振多頻切片分析模式進(jìn)行采集。該模式的特征是能同時(shí)采集2個(gè)不同橫向探測(cè)切片的信號(hào),對(duì)比分析鉆井液侵入的影響。如果是水層,信號(hào)在深探測(cè)與淺探測(cè)切片的位置變化應(yīng)該不大;如果是含油層位,隨著探測(cè)深度加深,鉆井液侵入影響變小,信號(hào)應(yīng)該會(huì)向油線偏移。圖7展示的是該井1 638 m處5.0 cm探測(cè)切片和7.5 cm探測(cè)切片的二維核磁共振D-T2譜。對(duì)比分析,上端水線上的信號(hào)為地層水或鉆井液濾液信號(hào)。下端微弱信號(hào)整體靠左,應(yīng)該是微小孔隙中的束縛水信號(hào),因受限擴(kuò)散的原因,整體信號(hào)向下拖尾。二維核磁共振測(cè)井分析譜上未見油信號(hào),且深、淺對(duì)比也沒有向油區(qū)變化的趨勢(shì),因此,初步判定該層位為水層。為了確定該層位的信息,對(duì)該深度取樣驗(yàn)證,證實(shí)該層位為水層,說明二維核磁共振深、淺探測(cè)對(duì)比能夠?qū)Φ貙恿黧w進(jìn)行有效識(shí)別。

圖7 南海某井1 638 m不同探測(cè)深度切片二維核磁共振D -T2譜分析圖

4 結(jié) 論

(1)中海油核磁共振測(cè)井技術(shù)具備一維T2譜及二維D-T2譜測(cè)量功能,已在國內(nèi)外多個(gè)區(qū)域進(jìn)行了作業(yè)。該系列產(chǎn)品已商業(yè)作業(yè)超過200井次,能夠?qū)崿F(xiàn)地層的孔隙度、滲透率等物性分析。

(2)南海某區(qū)域淺層疏松砂巖地層巖性細(xì)、束縛水含量高,常規(guī)測(cè)井資料無法有效識(shí)別泥質(zhì)砂巖和泥巖層,核磁共振測(cè)井技術(shù)能夠剔除地層巖石骨架的干擾,可判別泥質(zhì)砂巖與泥巖的差異性,進(jìn)行有效儲(chǔ)層劃分。

(3)二維核磁共振D-T2譜測(cè)量具備輔助識(shí)別流體功能。由于核磁共振探測(cè)深度較淺,探測(cè)的深度往往會(huì)有鉆井液侵入,直接進(jìn)行流體識(shí)別分析會(huì)將侵入的鉆井液判定為原地層水,使得分析結(jié)果出現(xiàn)偏差。通過橫向深、淺切片對(duì)比的方式可以減小鉆井液侵入影響,從而有效地分析地層流體信息。