磁共振錄井技術在巖石物性評價中的應用

磁共振錄井技術在巖石物性評價中的應用

在油氣勘探和開發(fā)過程中，巖石物理參數(shù)對評價存儲層和油氣資源具有重要價值。許多石油院校、科研院所、油田單位在積極探索室內巖石物性準確測定的同時,更加著重現(xiàn)場巖石物性的快速分析。核磁共振應用技術的不斷發(fā)展使得后一想法成為現(xiàn)實并日趨完善,實現(xiàn)了對巖心、巖屑及井壁取心的快速、無損檢測,形成了極具特色的核磁共振巖石物性分析技術。核磁共振巖石物性分析技術起源于美國,其基本原理是利用巖樣孔隙流體中氫原子的核磁共振信號強度與其孔隙度成正比這一特性,來實現(xiàn)孔隙度分析,并在此基礎上完成滲透率、自由流體指數(shù)及束縛水飽和度等多項物性參數(shù)的計算與測量。國內自1988年引進該項技術并進行國產(chǎn)化改造后,在勝利、新疆等錄井公司和一些重點實驗室進行了技術攻關和應用研究。北京石油勘探開發(fā)研究院廊坊分院研制的便攜式核磁共振巖屑巖心分析儀(簡稱NMR—2M分析儀)、KMS技術公司和加拿大NMR有限公司聯(lián)合研制的MR—MLTM核磁共振錄井儀吸收了核磁共振馳豫譜應用研究的最新成果,采用了比核磁測井更加精細的處理方法,分析參數(shù)更多,分析數(shù)據(jù)更加準確,應用領域更加廣闊,開辟了該項技術應用的廣闊前景。本文主要利用NMR—2M分析儀進行相關應用研究。1基礎研究1.1巖屑核磁共振分析方法首先考慮整形巖心與破碎成巖屑大小的巖樣(暫稱“巖屑”)之間的差別。實驗過程中,共對13塊孔隙度、滲透率各不相同的代表性樣品進行了“巖屑”T2譜與巖心T2譜比較,研究發(fā)現(xiàn)兩者形狀相似(圖1a),因此可采用與巖心分析相類似的方法對巖屑進行核磁共振分析。1.2巖樣的大小對測量結果的影響巖屑顆粒大小(直徑4,2,1mm)對核磁測量結果的影響很小(圖1b),因此核磁巖屑分析方法適用于顆粒大小不同的巖屑。1.3巖屑與巖心的試樣對比實驗采用16MPa作為模擬地層壓力,將巖屑定壓浸泡在泥漿中24h。研究過程中,共對2塊巖屑樣品和1塊巖心樣品進行了實驗。從圖1c中可直觀看出,浸泡前后巖屑的T2譜相似。通過計算發(fā)現(xiàn),信號幅度相差2.09%,可動流體相差0.9%。2應用研究2.1巖心核磁孔隙度核磁孔隙度測量的基本原理是:核磁信號幅度與樣品內所含的氫核數(shù)目,即流體量,成正比?；痉椒ㄊ?首先測量標準樣,建立刻度關系式;然后測量巖樣,將其信號幅度代入刻度關系式,即可計算得到核磁孔隙度。實驗中,21塊巖心核磁孔隙度與常規(guī)孔隙度的相對誤差平均值為3.61%,絕對誤差平均值為0.44%(圖2a)。9個巖屑樣品核磁孔隙度與常規(guī)孔隙度的相對誤差平均值為3.73%,絕對誤差平均值為0.44%(圖2b)。9個巖屑樣品的核磁孔隙度與其相對應巖心核磁孔隙度的相對誤差平均值為5.51%,絕對誤差平均值為0.58%(圖2c)。由圖2a,b可以看出,核磁孔隙度與常規(guī)孔隙度幾乎完全相關,可以免除數(shù)據(jù)校正。2.2b離心活性先對巖心100%飽和水測量T2譜,然后在10.34kg/cm2的離心力作用下離心,再測其T2譜,可以看出可動水部分被離心掉,而束縛水仍然保留,二者之間的分界點即為截止值(圖3)。2.3可動流體系統(tǒng)在T2譜上給定可動流體T2截止值,該值右邊孔隙內的流體為可動流體。對于5號巖樣,從巖心T2譜上計算得到的可動流體百分數(shù)為39.87%,從巖屑T2譜上計算得到的為40.03%,兩者之間的相對誤差為0.40%,絕對誤差為0.16%。2.4不同地質模型的研究滲透率的測量是根據(jù)經(jīng)驗公式進行計算,NMR-2M分析儀提供如下3套公式:Knmr2=C2×?4nmr×T22g(2)Knmr3=C3×?2nmr×T22g(3)公式(1)(Coates模型)中的BVM為可動流體百分數(shù),BVI為束縛流體百分數(shù),?nmr為核磁孔隙度(百分數(shù)),Knmr1為核磁滲透率。美國Numar公司采用該式。待定系數(shù)C1需要通過室內巖心分析確定——將BVM,BVI,?nmr及常規(guī)滲透率代入該式,即可求得所分析巖樣的C1值,然后取其平均值作為該地區(qū)的C1值。C1值具有地區(qū)經(jīng)驗性,如勝利油田羅152井29塊巖樣的C1平均值為6.75,大慶油田東部深層24塊巖樣的C1平均值為5.06。公式(2)(SDR模型)中,?nmr為核磁孔隙度(小數(shù)),Knmr2為核磁滲透率,T2g為T2的幾何平均值。美國Schlumbeger公司通常采用該式。待定系數(shù)C2的確定方法與公式(1)類似,也具有地區(qū)經(jīng)驗性,如勝利油田羅152井29塊巖樣的C2平均值為1099.63,大慶油田東部深層24塊巖樣的C2平均值為279.99。公式(3)是結合國內油氣田的實際在公式(2)的基礎上提出的。研究表明,公式(1),(2)對中、高滲儲層適用性較好,而公式(3)對低孔低滲儲層有較好的實用性。實驗中,對13個“巖屑”樣品的核磁滲透率進行了比較,核磁滲透率與常規(guī)滲透率的相對誤差在19%左右。2.5弛豫試劑浸泡含油飽和度的測量需要對樣品進行一定的處理:一是用弛豫試劑(MnCl2溶液)浸泡,縮短水的弛豫時間(圖4);二是水浴加溫,降低原油粘度,延長油的弛豫時間,最終將油水從T2譜上完全分離開(表1)。2.6測量的徑段分布不同的孔喉半徑其弛豫時間不一樣,NMR—2M分析儀測得的是不同孔喉半徑信息的疊加,因而可以定性反應平均孔喉半徑的分布情況。2.7不同強親油條件下樣品的潤濕指數(shù)的測定用核磁共振技術測量砂巖潤濕性的一般方法是:首先對原始潤濕性狀態(tài)下的樣品進行測量,然后將樣品處理成強親水(潤濕指數(shù)Sw=1)進行強親水條件下的測量,再將樣品處理成強親油(潤濕指數(shù)Sw=-1)進行強親油條件下的測量,最后將原始潤濕性狀態(tài)下的T1S值與強親水和強親油條件下的T1S值進行比較,可定量計算得到原始潤濕性狀態(tài)下樣品的潤濕指數(shù)。因此對特定樣品而言,只要T1S與潤濕指數(shù)之間具有很好的線性相關性以及在強親油和強親水2個極端情況下T1S的差值足夠大,就可以采用核磁共振技術來對潤濕性進行精確定量測量(圖5)。2.8原油粘度測量原油粘度不同,馳豫時間也不同。儀器被正確定標以后,即可測定原油的粘度。3流體弛豫時間通過對我國陸相石油儲集巖及其中流體核磁共振性質的大量分析研究,獲得了以下新認識:1)核磁共振T2譜對巖性具有響應特征:砂巖T2譜呈雙峰態(tài);泥巖T2譜呈單峰態(tài);礫巖T2譜呈三峰態(tài);礫石表面大孔隙與其他孔隙之間孔徑大小連續(xù)性較好;裂縫性巖樣的T2譜呈三峰態(tài),裂縫孔隙與其他孔隙之間孔徑大小連續(xù)性較差,裂縫孔隙內流體的T2譜弛豫時間為1000ms左右;溶洞性巖樣的T2譜呈三峰態(tài),溶洞孔隙與其他孔隙之間孔徑大小沒有連續(xù)性,溶洞孔隙內流體的T2譜弛豫時間與自由狀態(tài)下流體的T2弛豫時間接近。2)采用核磁共振技術不僅可以得到巖石總孔隙度,而且可以得到巖石的粘土束縛水孔隙度(微孔)、毛管束縛水孔隙度(小孔隙)以及可動流體孔隙度(大孔隙);對于裂縫、溶洞型巖石還可得到裂縫、溶洞孔隙度。與常規(guī)巖心分析相比,核磁共振技術可快速提供多種巖石孔隙度參數(shù)。3)只有當回波時間小于0.3ms時,核磁共振才能測出巖石的總孔隙度。4)巖石中流體存在3種弛豫:來自巖石顆粒表面的弛豫、來自流體本身的弛豫和來自分子擴散的弛豫。其中流體自身弛豫和擴散弛豫均可忽略不計,流體的縱向弛豫時間T1和橫向弛豫時間T2值受巖石比表面控制。巖石中單個孔道內弛豫可以看作是單指數(shù)弛豫。巖石孔隙是由不同大小的孔道組成的,每種尺寸的孔隙有其自己的特征弛豫時間T2i,因此在巖石中存在多種指數(shù)衰減過程,總的弛豫為這些弛豫的疊加。4分析數(shù)據(jù)分析為井服務層提供指導核磁共振