偏心型核磁共振測(cè)井評(píng)價(jià)頁巖油儲(chǔ)層新方法

王成榮,吳都,劉志敏,曾博潔,王雷,王娜

(1.中國石油集團(tuán)測(cè)井有限公司吐哈分公司,新疆哈密839009;2.中國石油吐哈油田公司工程技術(shù)研究院,新疆哈密839009;3.中國石油集團(tuán)測(cè)井有限公司制造公司,陜西西安710077)

0 引 言

隨著中國常規(guī)油藏探明程度持續(xù)增加,常規(guī)油藏儲(chǔ)量增長(zhǎng)難以滿足原油需求增長(zhǎng)要求,儲(chǔ)量豐富的頁巖油藏成為油氣勘探開發(fā)重點(diǎn)接替領(lǐng)域。新疆吉木薩爾作為中國首個(gè)國家級(jí)陸相頁巖油示范區(qū),頁巖油資源潛力巨大,具有良好的勘探開發(fā)前景。

吉木薩爾凹陷二疊系蘆草溝組頁巖油儲(chǔ)層甜點(diǎn)厚度穩(wěn)定性較差,平面分布較分散,整體孔隙度較大,但孔隙結(jié)構(gòu)較差。目前,吉木薩爾頁巖油儲(chǔ)層甜點(diǎn)主要利用居中型核磁共振測(cè)井對(duì)有效孔隙度和可動(dòng)孔隙度進(jìn)行分類,方法較為簡(jiǎn)單。居中型核磁共振測(cè)井最小回波間隔為0.6 ms,由于最小回波間隔較大,極大限制了對(duì)微小孔隙結(jié)構(gòu)的準(zhǔn)確評(píng)價(jià);且該區(qū)塊采用高礦化度鉆井液,鉆井液電阻率低,對(duì)核磁共振信號(hào)造成嚴(yán)重衰減,居中型核磁共振測(cè)井信噪比大幅降低,給頁巖油孔隙結(jié)構(gòu)精細(xì)評(píng)價(jià)帶來巨大困難。

1 吉木薩爾區(qū)塊儲(chǔ)層特征及評(píng)價(jià)難點(diǎn)

1.1 吉木薩爾區(qū)塊地質(zhì)概況

吉木薩爾凹陷二疊系蘆草溝組為咸化湖沉積,凹陷內(nèi)沉積物以內(nèi)源礦物、巖屑為主,伴有碳酸鹽巖、黃鐵礦等自身礦物,機(jī)械沉積、化學(xué)沉積和生物沉積混合出現(xiàn)[1],巖性復(fù)雜多樣,大多為過渡巖性。烴源巖與儲(chǔ)層交互出現(xiàn),部分井段為烴儲(chǔ)一體,源儲(chǔ)關(guān)系復(fù)雜。

1.2 吉木薩爾區(qū)塊頁巖油儲(chǔ)層巖性特征

通過對(duì)研究區(qū)巖礦、鑄體薄片巖石類型進(jìn)行分析,認(rèn)為吉木薩爾凹陷二疊系蘆草溝組頁巖油儲(chǔ)層上甜點(diǎn)巖性主要為砂屑云巖、巖屑長(zhǎng)石粉細(xì)砂巖和云屑砂巖,下甜點(diǎn)巖性主要為云質(zhì)粉砂巖,巖石礦物成分復(fù)雜,過渡類巖性廣泛存在,導(dǎo)致巖石骨架無固定特征值,測(cè)井響應(yīng)機(jī)理復(fù)雜,儲(chǔ)層縱向非均質(zhì)性強(qiáng)。

1.3 吉木薩爾區(qū)塊頁巖油儲(chǔ)層物性特征

通過覆壓物性分析資料表明,上、下甜點(diǎn)儲(chǔ)層孔隙度6.09%～25.79%,平均10.99%;滲透率(0.001～0.284)×10-3μm2,平均0.012×10-3μm2,滲透率小于0.100×10-3μm2的樣品占比大于90.90%,呈超低滲透率特征。

1.4 吉木薩爾區(qū)塊頁巖油儲(chǔ)層特征

吉木薩爾凹陷二疊系蘆草溝組頁巖油主要發(fā)育剩余粒間孔隙、微孔隙(晶間孔)、溶孔隙、溶縫這4種儲(chǔ)集空間類型。其中納米級(jí)微孔隙較發(fā)育,部分納米級(jí)微孔隙中充填有油膜[2]。根據(jù)區(qū)域毛細(xì)管壓力實(shí)驗(yàn)分析數(shù)據(jù),頁巖油儲(chǔ)層可分為3類[3]。

(1)Ⅰ類儲(chǔ)層。通過壓裂等措施后可以獲得高產(chǎn),壓汞曲線形態(tài)以粗歪度為主,分選相對(duì)較好,以粗孔隙為主,平均排驅(qū)壓力小于1 MPa,中值壓力小于10 MPa,累計(jì)進(jìn)汞大于90%。

(2)Ⅱ類儲(chǔ)層。通過壓裂等措施可獲得油氣產(chǎn)能,壓汞曲線以偏粗歪度為主,分選較好,壓汞曲線平臺(tái)角度比Ⅰ類儲(chǔ)層大,孔喉相對(duì)集中,排驅(qū)壓力0.1～12.0 MPa,中值壓力10.0～50.0 MPa,累計(jì)進(jìn)汞大于85%。

(3)Ⅲ類儲(chǔ)層。通過壓裂改造后產(chǎn)能較低,壓汞曲線基本無平臺(tái),為細(xì)歪度,分選一般,排驅(qū)壓力和中值壓力較大,儲(chǔ)層滲透性能較差。

1.5 吉木薩爾區(qū)塊頁巖油儲(chǔ)層測(cè)井特征

吉木薩爾凹陷二疊系蘆草溝組頁巖油儲(chǔ)層存在明顯源、儲(chǔ)一體特征,烴源巖層段表現(xiàn)出高聲波時(shí)差、高中子和中高電阻率的特征;儲(chǔ)層為中低電阻率,局部烴源巖段核磁共振表明有效孔隙較發(fā)育,同樣可以為儲(chǔ)層。將常規(guī)測(cè)井與核磁共振測(cè)井相結(jié)合,如圖1所示,第7道中PMT為核磁共振測(cè)井總孔隙度,PME為核磁共振測(cè)井有效孔隙度,PMF為核磁共振測(cè)井可動(dòng)流體孔隙度;第9道中TG為氣測(cè)總含烴量。由于受巖性影響,3 656～3 659 m與3 664～3 667 m井段的三孔隙度曲線和電阻率曲線特征相似,3 664～3 667 m井段核磁共振測(cè)井反應(yīng)儲(chǔ)層孔隙結(jié)構(gòu)明顯好于3 656～3 659 m井段,常規(guī)測(cè)井評(píng)價(jià)頁巖油儲(chǔ)層類型困難。取心資料顯示,巖性顆粒越粗,孔隙結(jié)構(gòu)越好,含油性越好。

圖1 頁巖油儲(chǔ)層綜合圖*非法定計(jì)量單位,1 b/eV=6.241 46×10-10 m2/J,下同

2 核磁共振測(cè)井技術(shù)

2.1 核磁共振測(cè)井原理

核磁共振是指自旋原子核自旋過程產(chǎn)生核磁矩和自旋角動(dòng)量,在穩(wěn)定外磁場(chǎng)作用下產(chǎn)生取向,滿足拉莫爾頻率的射頻信號(hào)使原子沿外磁場(chǎng)方向進(jìn)動(dòng)產(chǎn)生共振,從低能態(tài)躍遷到高能態(tài);當(dāng)射頻場(chǎng)消失,原子從高能態(tài)回到低能態(tài),被檢測(cè)的躍遷信號(hào)即核磁共振信息[4]。地層中氫原子核磁矩最大,對(duì)核磁共振信號(hào)貢獻(xiàn)最大,其他原子核磁矩相對(duì)于氫原子較小,對(duì)核磁共振信號(hào)貢獻(xiàn)微小,因此,核磁共振信號(hào)受骨架影響小,主要反映地層中含氫元素的流體信息。

核磁共振橫向弛豫主要由體積弛豫、表面弛豫和擴(kuò)散弛豫3部分構(gòu)成

(1)

(2)

(3)

(4)

式中,T2,App為橫向弛豫時(shí)間,s;T2,s為表面弛豫時(shí)間,s;T2,B為體積弛豫時(shí)間,s;T2,D為擴(kuò)散弛豫時(shí)間,s;S為單位體積巖石孔隙表面積,μm2;V為巖石孔隙體積,μm3;ρ2為流體與巖石骨架相互作用強(qiáng)度,μm/ms;Tk為絕對(duì)溫度,K;μ為黏度,mPa·s;D為流體的自擴(kuò)散系數(shù);γ為旋磁比,rad(1)非法定計(jì)量單位,1 rad=(180/π)°/(s·T);G為磁場(chǎng)梯度,T/cm;TE為回波間隔,s。

流體在孔隙空間中,流體分子與巖石相互作用可以分為自由擴(kuò)散和受限擴(kuò)散,自由擴(kuò)散與流體自身屬性相關(guān),而受限擴(kuò)散與巖石比表面積相關(guān),MITRA等[4]研究認(rèn)為視擴(kuò)散系數(shù)可以表述為

(5)

式中,t為擴(kuò)散時(shí)間,s;D(t)為擴(kuò)散時(shí)間t時(shí)刻觀測(cè)的受限擴(kuò)散系數(shù);D0為自由流體的擴(kuò)散系數(shù);S/V為比表面積,m2/g。視受限擴(kuò)散系數(shù)隨孔徑而變化,孔徑越小,D(t)相對(duì)于D0減小越快,小孔隙擴(kuò)散貢獻(xiàn)越難以被探測(cè),測(cè)量回波時(shí)間增大時(shí),信號(hào)丟失越嚴(yán)重。

研究表明中國各類型頁巖油儲(chǔ)層孔隙結(jié)構(gòu)非均質(zhì)性強(qiáng),孔徑分布范圍較寬,從納米級(jí)有機(jī)孔—微米級(jí)粒間孔均發(fā)育,受孔隙比表面積影響,小孔隙測(cè)量要求核磁共振回波時(shí)間盡可能短,達(dá)到準(zhǔn)確評(píng)價(jià)地層孔隙結(jié)構(gòu)的目的。

2.2 偏心型核磁共振測(cè)井優(yōu)勢(shì)

目前核磁共振測(cè)井儀器主要為居中型和偏心型。居中型核磁共振測(cè)井儀器與地層之間存在一定的間隙,高礦化度鉆井液對(duì)射頻信號(hào)的衰減較強(qiáng),發(fā)射天線需提供更高的功率降低信噪比,發(fā)射天線長(zhǎng)期工作會(huì)損壞電子線路,降低測(cè)井資料品質(zhì)[5]。偏心型核磁共振測(cè)井儀器采用貼井壁的方式測(cè)量,有效減小儀器與地層之間的間隙,發(fā)射天線能夠工作在較為穩(wěn)定的功率區(qū)間,取得高質(zhì)量的測(cè)井信息,但對(duì)井眼光滑度要求較高。

核磁共振測(cè)井主要利用自旋回波信號(hào)強(qiáng)度求取地層含氫指數(shù),補(bǔ)償中子測(cè)井利用放射性原理探測(cè)地層含氫指數(shù),理想情況下核磁共振測(cè)井總孔隙度與補(bǔ)償中子孔隙度具有一致性,但由于測(cè)量原理不同,二者之間測(cè)量結(jié)果有所差異。以補(bǔ)償中子孔隙度為標(biāo)尺,將研究區(qū)頁巖油補(bǔ)償中子孔隙度與偏心型核磁共振和居中型核磁共振總孔隙度對(duì)比(見圖2),可以發(fā)現(xiàn)補(bǔ)償中子孔隙度整體大于核磁共振總孔隙度,但偏心型核磁共振總孔隙度與補(bǔ)償中子孔隙度更為接近。

圖2 偏心、居中型核磁共振總孔隙度與補(bǔ)償中子孔隙度對(duì)比圖

由于偏心型核磁共振最小回波間隔為0.3 ms,相比于居中型核磁共振最小回波間隔為0.6 ms更短,小孔隙信號(hào)丟失少,從2口井C組(黏土組)反演譜可以看出,偏心型核磁共振測(cè)井對(duì)微細(xì)孔隙結(jié)構(gòu)表征更為精細(xì),信息更為豐富(見圖3)。

圖3 偏心型、居中型核磁共振測(cè)井成果圖

3 頁巖油儲(chǔ)層核磁共振測(cè)井評(píng)價(jià)新方法

通過對(duì)吉木薩爾凹陷二疊系蘆草溝組頁巖油儲(chǔ)層測(cè)井特征進(jìn)行總結(jié)分析,烴源巖段補(bǔ)償聲波曲線與深側(cè)向電阻率曲線之間存在明顯的鏡像包絡(luò)特征,且補(bǔ)償中子孔隙度與核磁共振總孔隙度間也存在鏡像包絡(luò)特征,既核磁共振總孔隙度遠(yuǎn)小于補(bǔ)償中子孔隙度[6]。

由于研究區(qū)孔徑較小,核磁共振信號(hào)恢復(fù)時(shí)間短,受核磁共振回波間隔的限制,無法完全記錄地層氫元素的回波信息,且回波間隔越大,信息丟失越嚴(yán)重,導(dǎo)致補(bǔ)償中子孔隙度與核磁共振總孔隙度之間存在明顯差異[7-8]。

圖4為頁巖油巖心不同回波間隔實(shí)驗(yàn)室分析數(shù)據(jù),可以看出回波間隔越小,T2譜總面積(核磁共振總孔隙度)越大。

圖4 不同回波間隔T2譜對(duì)比圖

從不同回波間隔T2譜幅度計(jì)數(shù)可以看出(見表1),隨著回波間隔增大,T2譜幅度計(jì)數(shù)逐漸減小,回波間隔0.60 ms的整體相對(duì)幅度計(jì)數(shù)只有回波間隔0.06 ms的整體相對(duì)幅度計(jì)數(shù)的一半;且核磁共振T2譜在截止值(21.00 ms)之前隨回波間隔增大,其整體相對(duì)幅度計(jì)數(shù)明顯減小;回波間隔0.60 ms的孔隙信號(hào)較回波間隔0.06 ms的孔隙信號(hào)在21.00 ms之前信號(hào)損失達(dá)57.10%,21.00 ms之后信號(hào)損失可達(dá)37.04%,小孔隙信號(hào)較大孔隙信號(hào)丟失嚴(yán)重。

表1 不同回波間隔T2譜幅度計(jì)數(shù)及孔隙信號(hào)損失對(duì)比分析表

從表1可以看出,回波信號(hào)越短,小孔隙的探測(cè)精度越高,更能反映地層的總含氫量[9]。

偏心型核磁共振測(cè)井采用最小0.30 ms的回波間隔,較居中型核磁共振最小0.60 ms的回波間隔精度更高。

將補(bǔ)償中子孔隙度視為地層總含氫體積,核磁共振總孔隙度與補(bǔ)償中子孔隙度差異越大,反映地層孔隙結(jié)構(gòu)越差,儲(chǔ)層品質(zhì)越差;反之核磁共振測(cè)量總孔隙度與補(bǔ)償中子孔隙度越接近,核磁共振測(cè)量信號(hào)損失越小,儲(chǔ)層品質(zhì)越好。

將核磁共振測(cè)井與常規(guī)測(cè)井相結(jié)合,吉木薩爾凹陷二疊系蘆草溝組頁巖油儲(chǔ)層甜點(diǎn)孔隙結(jié)構(gòu)越好[7],核磁共振測(cè)井測(cè)量的信號(hào)損失越小,核磁共振總孔隙度與補(bǔ)償中子孔隙度越接近;烴源巖段巖性越細(xì),孔隙體積越小,核磁共振測(cè)井測(cè)量的信號(hào)損失越大,核磁共振總孔隙度與補(bǔ)償中子孔隙度差異越大(見圖5)。

圖5 頁巖油儲(chǔ)層綜合圖

根據(jù)以上分析核磁共振總孔隙度PMT、補(bǔ)償中子孔隙度CNL及PMT/CNL值與儲(chǔ)層孔隙結(jié)構(gòu)有較好對(duì)應(yīng)關(guān)系,PMT/CNL值越大,巖性越好。

結(jié)合核磁共振T2幾何平均值和PMT/CNL值可以發(fā)現(xiàn),Ⅰ類儲(chǔ)層T2幾何平均值大于40 ms,PMT/CNL值大于0.72,Ⅱ類儲(chǔ)層與Ⅲ類儲(chǔ)層PMT/CNL值分布范圍0.45～0.72,Ⅱ類儲(chǔ)層T2幾何平均值為20.2～40.0 ms,Ⅲ類儲(chǔ)層T2幾何平均值為5.6～20.2 ms(見表2、圖6)。

表2 儲(chǔ)層分類綜合表

圖6 核磁共振T2幾何平均值—PMT/CNL交會(huì)圖

4 偏心型核磁共振測(cè)井評(píng)價(jià)應(yīng)用實(shí)例

石樹XX井為吉木薩爾凹陷二疊系蘆草溝組頁巖油區(qū)塊的一口預(yù)探井,鉆井液類型為復(fù)合鹽弱凝膠,井底鉆井液電阻率約0.03 Ω·m,采用國產(chǎn)偏心型核磁共振測(cè)井儀器iMRT測(cè)量,最小回波間隔為0.3 ms,處理黏土截止值為1.8 ms,T2譜截止值為15.0 ms,核磁共振計(jì)算的孔隙度與巖心分析孔隙度對(duì)應(yīng)性較好[10]。圖7為石樹XX井測(cè)井解釋綜合圖,第5道烴源巖井段補(bǔ)償聲波與深側(cè)向電阻率之間包絡(luò)面積較大;第6道烴源巖井段補(bǔ)償中子與核磁共振總孔隙度之間存在明顯包絡(luò),儲(chǔ)層段補(bǔ)償中子與核磁共振總孔隙度較為接近,PMT/CNL值較大,且核磁共振有效孔隙度、T2幾何平均值大。通過分析,核磁共振總孔隙度13.0%～13.8%,有效孔隙度最大值11.3%～12.4%,PMT/CNL值0.76～0.92、T2幾何平均值55.0～64.0 ms,解釋為Ⅰ類儲(chǔ)層/2層;核磁共振總孔隙度9.1%～10.7%,有效孔隙度最大值9.1%,PMT/CNL值0.51～0.57、T2幾何平均值29～39 ms,解釋為Ⅱ類儲(chǔ)層/3層;核磁共振總孔隙度10.6%～11.8%,有效孔隙度最大值6.6%～7.1%,PMT/CNL值0.59～0.64、T2幾何平均值15.0～20.2 ms,解釋為Ⅲ類儲(chǔ)層/1層。對(duì)比分析發(fā)現(xiàn):孔隙結(jié)構(gòu)越好,PMT/CNL值越高,T2幾何平均值越高。結(jié)合區(qū)域地層分布特征,對(duì)2 645～2 658 m井段的Ⅰ、Ⅱ類油層部署水平井,獲得日產(chǎn)油8.6 t的工業(yè)產(chǎn)能。

圖7 石樹XX井測(cè)井解釋綜合圖

5 結(jié) 論

(1)吉木薩爾凹陷二疊系蘆草溝組采用高礦化度鉆井液鉆井,針對(duì)高礦化度井筒條件,偏心型核磁共振測(cè)井的施工安全性較高,且對(duì)小孔隙識(shí)別和評(píng)價(jià)較居中型核磁共振測(cè)井更加準(zhǔn)確。

(2)不同回波間隔核磁共振實(shí)驗(yàn)對(duì)比,回波間隔增大,核磁共振測(cè)量產(chǎn)生丟失現(xiàn)象,孔徑越小,小孔隙信號(hào)丟失越嚴(yán)重。

(3)吉木薩爾凹陷二疊系蘆草溝組頁巖油儲(chǔ)層偏心型核磁共振總孔隙度與補(bǔ)償中子孔隙度比值越大、T2幾何平均值越大,孔隙結(jié)構(gòu)越好,儲(chǔ)層越好。