隨鉆核磁共振測井T2水譜重構(gòu)方法與低電阻率油層識別

朱猛,崔云江,許賽男,張沖,張占松,楊旺旺

(1.中海石油(中國)有限公司天津分公司,天津300459;2.長江大學(xué)地球物理與石油資源學(xué)院,湖北武漢430100)

0 引 言

低電阻率油層指在同一油水系統(tǒng)內(nèi)油層與純水層的電阻率之比小于2,即電阻率增大系數(shù)小于2的油層[1]。經(jīng)過多年的攻關(guān),許多學(xué)者已研究清楚了低電阻率油層的成因機(jī)理,且針對各種成因的低電阻率油層測井識別技術(shù)也日趨成熟。歸納起來主要有:①通過對低電阻率油氣層樣本的剖析,研究其成因機(jī)制,挖掘常規(guī)測井資料中儲層物性、巖性、水性等有效信息,從電阻率與三孔隙度、自然伽馬、自然電位的匹配關(guān)系中發(fā)掘儲層的含油信息;②研究特殊測井新方法、新技術(shù),如電纜地層測試、核磁共振測井等[2-3]。

渤海A油田位于渤海中部海域,主要目的層為上第三系明化鎮(zhèn)組,次目的層為館陶組。館陶組為辮狀河沉積,以巖性油藏為主,儲層物性較好,以中高孔隙度滲透率為主,具有較高產(chǎn)能[4-6]。館陶組發(fā)育一套輕質(zhì)油低電阻率油層,其主要成因是高束縛水和油水層礦化度差異。低電阻率油層的電阻率接近甚至低于水層電阻率,由于缺少自然電位測井資料,使得上述第1種方法無法有效識別低電阻率油層。差譜法和移譜法是常用的電纜核磁共振測井流體識別方法,應(yīng)用的前提是雙等待時間(TW)和雙回波間隔(TE)的觀測模式[7-8]。目標(biāo)區(qū)塊的隨鉆核磁共振測井資料是利用貝克休斯公司的MagTrak儀器采集。MagTrak儀器使用永磁體產(chǎn)生的低梯度磁場對地層中的氫核進(jìn)行磁化,在鉆井狀態(tài)下使用CPMG(Garr-Purcell Meiboom-Gill)脈沖序列測量T2譜,該儀器不具備雙TW和雙TE的觀測模式。因此,差譜法和移譜法不適用于MagTrak儀器的隨鉆核磁共振測井流體識別。

水譜重構(gòu)法是一種新的核磁共振測井流體識別方法,該方法通過測量到的T2譜與構(gòu)建的水譜之間的差異確定儲層的流體性質(zhì),能消除孔隙結(jié)構(gòu)對流體識別的影響,極大地提高了核磁共振測井流體識別的能力。胡法龍等[9]利用長TW、短TE模式測量的T2譜,構(gòu)建飽含水狀態(tài)下長TW、長TE模式下的T2譜,通過對比實(shí)測T2譜和構(gòu)建水譜之間的差異進(jìn)行流體識別。由于該方法需要雙TW和雙TE觀測模式采集的核磁共振數(shù)據(jù),因此,不適用于目標(biāo)區(qū)塊隨鉆核磁共振測井的流體識別。王艷等[10]提出了一種基于二維網(wǎng)格技術(shù)構(gòu)建水譜庫進(jìn)行流體性質(zhì)識別的方法,該方法以核磁共振孔隙度和滲透率這2個參數(shù)來約束,考慮了宏觀孔隙結(jié)構(gòu)對T2譜的影響,對于泥質(zhì)含量低的儲層流體識別可以取得較好效果。

由于目標(biāo)區(qū)塊低電阻率油層巖性細(xì)、泥質(zhì)含量高,以孔隙度和滲透率通過二維網(wǎng)格技術(shù)構(gòu)建的T2水譜不具有代表性,與實(shí)測T2譜對比來識別流體性質(zhì)會帶來較大誤差。因此,提出一種以孔隙度、滲透率和自然伽馬這3個參數(shù)為約束條件的三維網(wǎng)格技術(shù)構(gòu)建水譜的方法,提高了目標(biāo)區(qū)塊低電阻率油層識別能力。

1 不同流體性質(zhì)儲層的核磁共振測井響應(yīng)特征

渤海A油田館陶組儲層巖性為疏松砂巖,以巖屑長石砂巖和長石巖屑砂巖為主,平均孔隙度為29.8%,平均滲透率為802 mD(1)非法定計量單位,1 mD=9.87×10-4 μm2,下同,地層原油黏度約為7.65 mPa·s。由于MagTrak儀器使用較低的磁場梯度場(小于2 G/cm),測量時會大大降低擴(kuò)散弛豫的影響,即氣體或者輕烴成分在T2譜上會顯示拖尾現(xiàn)象,使得輕質(zhì)油層與水層的響應(yīng)差異更為明顯[11-13]。圖1為該油田I1井館陶組低電阻率油層與水層的隨鉆核磁共振測井響應(yīng)特征。從圖1可見,低電阻率油層電阻率約為3 Ω·m,水層電阻率約為4 Ω·m,低電阻率油層電阻率低于水層;低電阻率油層段自然伽馬高于水層,說明低電阻率油層段巖性更細(xì);低電阻率油層與水層的隨鉆核磁共振T2譜有明顯差異,低電阻率油層T2譜呈現(xiàn)寬緩的丘陵?duì)?而水層段T2譜顯示陡尖的山峰狀。

圖1 渤海A油田I1井館陶組低電阻率油層與水層隨鉆核磁共振測井響應(yīng)特征

由于核磁共振T2譜同時受到流體性質(zhì)和孔隙結(jié)構(gòu)的雙重影響,上述低電阻率油層和水層的核磁共振T2譜的差異特征不僅受流體性質(zhì)的控制,孔隙結(jié)構(gòu)也可能會對T2譜的位置和形態(tài)造成影響。

為了分析在相同孔隙結(jié)構(gòu)下流體性質(zhì)對儲層隨鉆核磁共振T2譜的影響,對不同孔隙結(jié)構(gòu)的2塊巖樣分別進(jìn)行了飽和水、飽和原油的巖心核磁共振實(shí)驗(yàn)測量(見圖2)。從圖2可見,無論是物性稍差的巖樣1,還是物性好的巖樣2,飽和原油的T2譜與飽和水的T2譜在形態(tài)上均存在較大差異?？梢钥闯鲲柡驮偷腡2譜有明顯的雙峰形態(tài),而飽和水的T2譜呈現(xiàn)單峰形態(tài),這種差異特征與隨鉆核磁共振測井T2譜相似。因此,研究區(qū)塊可以利用低電阻率油層與水層的T2譜形態(tài)差異,全井段重構(gòu)水譜并與實(shí)測T2譜進(jìn)行對比,進(jìn)而達(dá)到識別低電阻率油層的目的。

圖2 渤海A油田不同孔隙結(jié)構(gòu)巖樣飽和原油和飽和水的隨鉆核磁共振T2譜響應(yīng)特征

2 三維網(wǎng)格技術(shù)原理及隨鉆核磁共振測井水譜重構(gòu)

2.1 三維網(wǎng)格技術(shù)原理

應(yīng)用三維網(wǎng)格技術(shù)重構(gòu)隨鉆核磁共振測井水譜包括建立水譜庫和重構(gòu)處理井段水譜2個部分,其原理與二維網(wǎng)格技術(shù)相似,不同之處在于通過增加一個維度使得每個被劃分的網(wǎng)格存儲單元更加精細(xì)。該方法根據(jù)研究區(qū)塊的儲層特征,選擇能夠反映儲層孔隙結(jié)構(gòu)特征的3個參數(shù),將其作為三維立體網(wǎng)格的坐標(biāo)軸,設(shè)定適合研究區(qū)塊的3個參數(shù)的上、下限值。依據(jù)這3個參數(shù)對水層隨鉆核磁共振T2譜形態(tài)變化影響的相關(guān)程度確定相應(yīng)的網(wǎng)格數(shù)量(i、j和l),這樣就形成了i×j×l個網(wǎng)格單元。在每個單元中存儲其對應(yīng)的水層段隨鉆核磁共振測井T2譜樣本,形成一個適合研究區(qū)塊的三維水譜庫。水譜庫建立后,通過以上3條曲線調(diào)用水譜庫中的數(shù)據(jù),進(jìn)行處理井段的水譜重構(gòu)。

2.2 基于三維網(wǎng)格技術(shù)的隨鉆核磁共振測井水譜重構(gòu)

2.2.1水層樣本的選取

合理選取水層樣本是整個技術(shù)實(shí)現(xiàn)的關(guān)鍵,樣本數(shù)量不僅要充足,更要具有代表性,樣本需要涵蓋研究區(qū)塊不同孔隙結(jié)構(gòu)儲層的隨鉆核磁共振T2譜。構(gòu)建三維網(wǎng)格水譜庫的3個約束參數(shù)的選擇也很重要,由于水層隨鉆核磁共振T2譜的位置及形態(tài)主要受孔隙結(jié)構(gòu)的影響,因此,選擇的3個參數(shù)要能反映儲層的孔隙結(jié)構(gòu)。孔隙結(jié)構(gòu)指巖石孔隙與喉道的大小、形狀及相互連通性,孔隙反映巖石的儲集能力,而喉道的大小、形狀控制著巖石的滲透能力。在均質(zhì)性儲層中,孔隙度和滲透率是評價儲層宏觀孔隙結(jié)構(gòu)的重要參數(shù),而對于由高束縛水飽和度導(dǎo)致的低電阻率油層,其巖石顆粒一般較細(xì),這種較細(xì)顆粒的儲層一般為微孔發(fā)育,孔隙結(jié)構(gòu)復(fù)雜。因此,在研究區(qū)塊約束參數(shù)的選擇時,除了孔隙度和滲透率外,反映巖石顆粒粗細(xì)程度的泥質(zhì)含量也應(yīng)該予以考慮。

渤海A油田已進(jìn)入開發(fā)階段,測井采集的方法大多為隨鉆自然伽馬、隨鉆電磁波測井及隨鉆核磁共振測井,由于作業(yè)風(fēng)險高,隨鉆中子、密度測井只在少數(shù)井中測量?；谘芯繀^(qū)塊測井資料情況和對樣本數(shù)據(jù)的要求,統(tǒng)計了15口井37個水層共計19 044個隨鉆核磁共振測井T2譜的樣本數(shù)據(jù),同時選擇隨鉆核磁共振總孔隙度、隨鉆核磁共振滲透率(由Timur-Coats模型計算)和隨鉆自然伽馬作為約束參數(shù)。

2.2.2三維水譜庫的建立

水層樣本數(shù)據(jù)選定后,首先需要設(shè)定每個坐標(biāo)軸的網(wǎng)格數(shù)量,進(jìn)而確定每個坐標(biāo)軸的步長,其步長計算公式如下

SGR=(GRmax-GRmin)/i

(1)

Sφ=(φmax-φmin)/j

(2)

SK=(Kmax-Kmin)/l

(3)

式中,SGR為隨鉆自然伽馬步長,API;Sφ為隨鉆核磁共振總孔隙度步長,%;SK為隨鉆核磁共振滲透率步長,mD;GRmax為隨鉆自然伽馬上限值,API;φmax為隨鉆核磁共振總孔隙度的上限值,%;Kmax為隨鉆核磁共振滲透率的上限值,mD;GRmin為隨鉆自然伽馬的下限值,API;φmin為隨鉆核磁共振總孔隙度的下限值,%;Kmin為隨鉆核磁共振滲透率的下限值,mD;i、j、l分別為隨鉆自然伽馬、隨鉆核磁共振總孔隙度以及隨鉆核磁共振滲透率的網(wǎng)格數(shù)量,個。

對所有水層樣本的隨鉆核磁共振總孔隙度、隨鉆核磁共振滲透率以及隨鉆自然伽馬進(jìn)行統(tǒng)計分析,確定隨鉆核磁共振總孔隙度上限為37.8%,下限為9.0%;因隨鉆核磁共振滲透率上下限跨度過大,故將隨鉆核磁共振滲透率取對數(shù),其取值范圍為-2.36～4.74;隨鉆自然伽馬上限為106.9 API,下限為37.2 API?？紤]到這3個參數(shù)與T2譜的優(yōu)先級和計算機(jī)的計算效率,最終設(shè)定隨鉆核磁共振總孔隙度網(wǎng)格數(shù)量為100個,隨鉆核磁共振滲透率網(wǎng)格數(shù)量為500個,隨鉆自然伽馬網(wǎng)格數(shù)量為10個,這樣就構(gòu)成了100×500×10個網(wǎng)格單元,每個網(wǎng)格單元的隨鉆核磁共振總孔隙度、隨鉆核磁共振滲透率和隨鉆自然伽馬的步長分別為0.29%、0.01 mD和6.86 API。水譜庫結(jié)構(gòu)設(shè)定好后,根據(jù)每個T2譜樣本數(shù)據(jù)所對應(yīng)的3個參數(shù)值將該T2譜存放在相應(yīng)的網(wǎng)格單元中。當(dāng)T2譜樣本數(shù)量足夠多且這些樣本基本上能反映整個研究區(qū)塊不同孔隙結(jié)構(gòu)下的T2譜時,便可完成渤海A油田的三維水譜庫構(gòu)建。

2.2.3處理井段水譜的重構(gòu)

三維水譜庫構(gòu)建好之后,可以調(diào)用水譜庫中的數(shù)據(jù)進(jìn)行水譜重構(gòu)。具體步驟如下:首先對待處理井的隨鉆自然伽馬、隨鉆核磁共振總孔隙度以及隨鉆核磁共振滲透率進(jìn)行重采樣,使這3個參數(shù)的深度采樣間隔一致,隨后,利用這3個參數(shù)每個采樣點(diǎn)對應(yīng)的數(shù)值,計算它們各自在三維水譜庫中的坐標(biāo)值。其計算公式如下

(4)

(5)

(6)

式中,TGR和GRx分別為隨鉆自然伽馬的坐標(biāo)值和在x采樣點(diǎn)的值,API;Tφ和φx分別為隨鉆核磁共振總孔隙度的坐標(biāo)值和在x采樣點(diǎn)的值,%;TK和Kx分別為隨鉆核磁共振滲透率的坐標(biāo)值和在x采樣點(diǎn)的值,mD;round為四舍五入取整函數(shù)。

每個坐標(biāo)值計算完成后,可在建好的三維水譜庫中調(diào)取對應(yīng)網(wǎng)格存儲單元的T2譜。由于這3個參數(shù)存在一定的相關(guān)性,三維水譜庫中的每個存儲單元不可能被所有水層樣本全部覆蓋。所以,當(dāng)調(diào)取的對應(yīng)存儲單元沒有存儲T2譜時,開始對1個網(wǎng)格單元進(jìn)行搜索。按照3個參數(shù)的優(yōu)先級,先以隨鉆自然伽馬為軸,另外2個參數(shù)不動進(jìn)行搜索。當(dāng)整個隨鉆自然伽馬軸沒有搜索到T2譜時,復(fù)原隨鉆自然伽馬的坐標(biāo)值,以隨鉆核磁共振總孔隙度為軸進(jìn)行第2輪搜索。若仍然沒有搜索到,復(fù)原隨鉆核磁共振總孔隙度的坐標(biāo)值,以隨鉆核磁共振滲透率為軸進(jìn)行第3輪搜索。直到搜索到T2譜為止,最后調(diào)取出的T2譜即為該采樣點(diǎn)水譜。

圖3為渤海A油田A井水譜重構(gòu)效果圖。該段為水層,圖3中第6道為隨鉆核磁共振T2譜,第7道為基于隨鉆核磁共振總孔隙度和隨鉆核磁共振滲透率約束的二維網(wǎng)格技術(shù)構(gòu)建的水譜,第8道為三維網(wǎng)格技術(shù)構(gòu)建的水譜。從圖3中可以明顯看出,無論從T2譜的位置還是形態(tài),與二維網(wǎng)格技術(shù)構(gòu)建的水譜相比較,三維網(wǎng)格技術(shù)構(gòu)建的水譜與實(shí)測T2譜更為接近,特別是在隨鉆自然伽馬值較大時,對比更為突出。

圖3 渤海A油田A井水譜重構(gòu)效果圖

3 低電阻率油層識別

3.1 識別方法

實(shí)測隨鉆核磁共振T2譜包含了油、水和孔隙結(jié)構(gòu)的信息,三維網(wǎng)格技術(shù)構(gòu)建的水譜僅僅包含水和孔隙結(jié)構(gòu)的信息。因此,在油層段,實(shí)測的隨鉆核磁共振T2譜與構(gòu)建的水譜存在著明顯的差異,利用這種差異特征可以識別低電阻率油層。為定量識別低電阻率油層,可以利用第2節(jié)中油層和水層在T2譜中的差異特征,提取右邊界參數(shù)值來區(qū)分油、水層。右邊界的定義為孔隙分量從弛豫時間末端開始累加到隨鉆核磁共振總孔隙度的20%時對應(yīng)的陣列數(shù)。

圖4為右邊界特征參數(shù)提取示意圖。圖4中顯示當(dāng)孔隙分量從弛豫時間末端開始累加到隨鉆核磁共振總孔隙度的20%時,從油譜中提取的右邊界m值等于19,從水譜中提取的右邊界n值等于16,油譜中提取的右邊界值大于水譜的值。因此,通過對處理井段分別提取實(shí)測T2譜和構(gòu)建水譜中的右邊界值可知,當(dāng)實(shí)測T2譜的m值大于水譜的n值,即表示油層;當(dāng)實(shí)測T2譜的m值等于或者小于水譜的n值時為水層。

圖4 特征參數(shù)提取示意圖

3.2 效果分析

通過構(gòu)建好的三維網(wǎng)格水譜庫,對研究區(qū)塊B井進(jìn)行了水譜重構(gòu),并提取了實(shí)測譜和水譜的右邊界參數(shù)值m和n,將實(shí)測譜和水譜的右邊界值進(jìn)行曲線重疊并充填進(jìn)行低電阻率油層的識別,處理效果見圖5。圖5中第6道為隨鉆核磁共振T2譜,第7道為利用三維網(wǎng)格技術(shù)構(gòu)建的水譜,第8道為從實(shí)測T2譜和構(gòu)建水譜中分別提取的m和n曲線。在處理的1 492～1 580 m層段,共包含2個水層、4個低電阻率油層和1個油層,其中水層的電阻率約3 Ω·m;低電阻率油層的電阻率為2～6 Ω·m,有的低電阻率油層的電阻率甚至低于水層。

圖5 渤海A油田B井水譜法識別低電阻率油層效果圖

對于這類低電阻率油層,隨鉆自然伽馬和隨鉆電磁波電阻率測井無法準(zhǔn)確識別,三維網(wǎng)格技術(shù)構(gòu)建的水譜法對于這類低電阻率油層的識別具有優(yōu)勢。從圖5中第8道和第9道的重疊效果可以明顯看出,在油層段,m值大于n值、油氣顯示有充填;在水層段,m值小于n值、油氣顯示沒有充填。經(jīng)過多口井的驗(yàn)證,利用該研究提出的三維網(wǎng)格水譜重構(gòu)技術(shù)可以有效地識別這類低電阻率油層。

4 結(jié) 論

(1)對于輕質(zhì)油儲層,隨鉆核磁共振測井T2譜呈現(xiàn)寬緩的丘陵?duì)?且顯示拖尾現(xiàn)象;對于水層,隨鉆核磁共振測井T2譜呈現(xiàn)陡尖的山峰狀。

(2)三維網(wǎng)格技術(shù)通過增加一個維度(自然伽馬)使得每一個被劃分的網(wǎng)格存儲單元更加精細(xì),相較于二維網(wǎng)格技術(shù),其構(gòu)建的水譜更為合理。

(3)從三維網(wǎng)格技術(shù)構(gòu)建的水譜與實(shí)測T2譜中分別提取右邊界的陣列參數(shù)值(n,m),然后進(jìn)行曲線重疊,可以簡單有效地識別儲層的流體性質(zhì)。對于研究區(qū)塊巖性細(xì)、泥質(zhì)含量高的低電阻率油層,經(jīng)多口井的驗(yàn)證,識別準(zhǔn)確率高,可以推廣應(yīng)用。