編譯:羅學(xué)東 (中國石油大學(xué) (華東)·中國石油集團(tuán)測井有限公司華北事業(yè)部)

徐忠清 (中國石油大學(xué) (華東)·中國石油集團(tuán)測井有限公司測井儀器廠)

季景芳 (中國石油集團(tuán)測井有限公司華北事業(yè)部)

審校:董亞東 羅濤 (中國石油大學(xué) (華東)·中國石油集團(tuán)測井有限公司華北事業(yè)部)

確定近井眼流體密度差異的新型核磁共振測井儀

編譯:羅學(xué)東 (中國石油大學(xué) (華東)·中國石油集團(tuán)測井有限公司華北事業(yè)部)

徐忠清 (中國石油大學(xué) (華東)·中國石油集團(tuán)測井有限公司測井儀器廠)

季景芳 (中國石油集團(tuán)測井有限公司華北事業(yè)部)

審校:董亞東 羅濤 (中國石油大學(xué) (華東)·中國石油集團(tuán)測井有限公司華北事業(yè)部)

近井眼流體密度值測量的準(zhǔn)確性對于孔隙度計算十分重要。一種新型核磁共振測井儀在原有三維測量的基礎(chǔ)上取得了技術(shù)性突破。該儀器增加了一個大幅改進(jìn)的第四維的徑向維數(shù),能在6個不連續(xù)的探測深度進(jìn)行連續(xù)測量,在軸向上可擴(kuò)大到6 in和18 in之間。通過對特定的相關(guān)數(shù)據(jù)進(jìn)行同時處理,可以描述出流體參數(shù)的徑向分布。包括零點、井壁上的密度讀值在內(nèi),源自儀器數(shù)值的隨后數(shù)據(jù)擬合可以給出流體密度合理、準(zhǔn)確的分布關(guān)系。當(dāng)外推到6 in時,全部的響應(yīng)估計在4%以內(nèi)。通過現(xiàn)場應(yīng)用的例子進(jìn)行了深入探討,并充分驗證了該新型核磁共振測井儀在確定近井眼流體密度差異上的有效性。

核磁共振 近井眼 流體密度孔隙度

1 前言

通常,通過密度測井計算孔隙度,即使用孔隙度方程:100%的基巖密度值與測井讀值之間的差值除以100%基巖密度值與地層水密度值的差值進(jìn)行計算?；鶐r密度可從巖心或能譜測井中獲得。

儲層流體的密度假定為1.0 g/cm3,或者是淡水。但是,如果密度儀器所探測到的儲層中的流體不是水,而是一些泥漿濾液、水和原油或天然氣的混合物呢?這可能會導(dǎo)致對孔隙度的錯誤估算。例如,在一個用油基泥漿 (OBM)鉆井的30%孔隙度的砂巖中,流體密度每0.1 g/cm3的誤差可導(dǎo)致1.5%孔隙度的孔隙度誤差。按儲層的規(guī)模,誤差很容易超過1×106bbl(1 bbl=0.159 m3)。

對近井眼流體影響密度孔隙度的計算進(jìn)行補償并不是一個新問題。1962年,Gaymard和Poupon提出了一種方法,假定基巖密度已知,油氣均勻分布在整個儀器的探測空間里。近20年后,Suau指出,近井眼流體濃度可以徑向變化,在嘗試更準(zhǔn)確地計算總孔隙度時,要考慮到密度和中子儀器的不同探測深度。

2 突破性技術(shù)

核磁共振 (NMR)儀器的發(fā)展使巖石物理學(xué)家第一次有機(jī)會不用依賴于基質(zhì)巖石而進(jìn)行孔隙流體的測量。1998年Freedman和他的同事們提出了一項技術(shù),命名為密度磁共振 (DMR),以測量和補償近井眼流體的影響。然而,DMR技術(shù)有一個重大缺陷。他認(rèn)為,所有傳感器測到的是相同的流體。但是,那時候的NMR儀器只有很淺的探測深度 (大約1 in,1 in=25.4 mm),而補償中子測井儀 (CNL)可測量深入地層 1 ft(1 ft=30.48 cm)。密度儀器處于二者之間。

三維核磁共振儀器測量橫向弛豫時間(T2)、縱向弛豫時間(T1)和依靠天線的焦點所探測到的準(zhǔn)確深度的擴(kuò)散系數(shù)(D)。通過被測量流體的精確定位,可以繪出關(guān)于T1、T2和D的二維圖,描述出單一流體的體積和飽和度,因此,可估算出總孔隙度。但是,這些儀器對于宏觀孔隙度的估算是不切實際的,因為其測速慢和垂直分辨率不足。

新型四維磁共振掃描儀器增加了一個大幅改進(jìn)的徑向維數(shù) (第四維),它能在 6個、稱為“shells”的不連續(xù)的探測深度進(jìn)行連續(xù)測量,類似于同心的45°弧線。在軸向上擴(kuò)大到6 in和18 in之間。計算和測量一般選自“shells”中距離探測器表面1.5 in、2.7 in和4 in處 (圖1)。

通過對所有的“shells”中的數(shù)據(jù)進(jìn)行同時處理,可以描述出流體參數(shù)的徑向分布。這個想法采用三維核磁共振在多種深度的探測,估算變化的混合流體的密度,然后在密度孔隙度的計算中進(jìn)行使用 (假設(shè)基巖的密度已知)。由于NMR的測量不受基巖密度的影響,這是一個穩(wěn)定的計算連續(xù)孔隙度的方式,該孔隙度是對垂向大井段流體密度變化的補償。

地層密度儀器的幾何響應(yīng)可以從到井壁界面的徑向距離的雙曲正切函數(shù)近似得到,因此近似響應(yīng)能夠在所選擇的3個不連續(xù)的探測深度得以確定。包括零點、井壁上的密度讀值在內(nèi),源自儀器數(shù)值的隨后數(shù)據(jù)擬合給出了流體密度合理、準(zhǔn)確的分布關(guān)系。當(dāng)外推到6 in時,全部的響應(yīng)可在4%以內(nèi)估計。

圖1 新儀器在精確的徑向探測深度所產(chǎn)生的不連續(xù)的樣品體積所繪出的孔隙流體徑向分布側(cè)面圖

3 現(xiàn)場應(yīng)用

在西非,一口使用油基泥漿的井鉆遇了有極好的孔隙度和滲透率的疏松砂巖層。通過巖心分析可以確定基巖的密度為2.56 g/cm3。包含有高分辨率的一維核磁共振T2成像的裸眼井測井曲線如圖2所示。通過分析傳統(tǒng)的密度/中子曲線的“沙漏”剖面 (第二道的黃色部分)可以確定油氣層段。在大約從500 ft到700 ft井段,氣體的影響范圍在30%和40%之間,這就使得要精確地得到地層的真孔隙度成了問題。

由于缺乏地層實際流體密度的測量手段,于是解釋人員選擇一個常數(shù)0.9 g/cm3用于計算。這其實是一個中間值,試圖解釋是因為有油基泥漿濾液的侵入作用才在近井眼的區(qū)域有油氣的存在。在進(jìn)行精細(xì)解釋時,對于水層、油層、氣層和頁巖段,巖石物理學(xué)家可以選擇不同的值,但所選的值往往是不客觀的,這與解釋人員個人的技術(shù)和該地區(qū)的相關(guān)經(jīng)驗值有關(guān)。

在這種情況下,使用新儀器再次測量了這口井,測井曲線如圖3所示。前三道分別顯示的是1.5 in數(shù)據(jù)組的T1、T2和D的分布情況,1.5 in和2.7 in數(shù)據(jù)組的流體體積分別顯示在4道和5道。位于480 ft處氣層的A點、510 ft處油層的B點和525 ft處水層的C點顯示了流體密度如何影響孔隙度的計算值 (黑色曲線),使之隨流體體積分布的不同而連續(xù)改變。

圖2 裸眼井測井曲線顯示了在500 ft和700 ft附近的區(qū)域,氣體影響較大

圖3 在每2個探測深度下的四維磁共振掃描測井和孔隙度體積圖顯示出孔隙度計算中的差異

4 討論

觀察兩種探測深度的流體密度曲線和6.0 in外推曲線,可以看出泥漿濾液的侵入對含氣砂巖的影響很大 (圖4)。流體密度變化范圍從含氣砂巖的0.45 g/cm3到頁巖處的1.0 g/cm3。任何基于流體密度為常數(shù)的孔隙度計算方法都會出現(xiàn)很大的誤差。

結(jié)果如圖5所示。在詳細(xì)剖面圖中,有3個部分被突出顯示:大約480 ft處的氣層 (A)、其下的510 ft處的油層 (B)和下面525 ft處的水層 (C)。

每個區(qū)域中對于1.5 in和2.7 in兩種探測深度的流體徑向分布圖顯示在右邊。這是T1-D的對數(shù)交匯圖。由于非均勻油基泥漿的侵入所引起的變化可以從不同的探測深度上顯現(xiàn)出來。

圖4 在兩種探測深度下流體密度變化顯示出的輸入和校正值

圖5 采用變化的流體密度 (黑色)在DMR(綠色)和密度孔隙度計算之間的徑向圖對比顯示出流體分布上的改變

同樣的情形也曾在一些油井中出現(xiàn)過。通過西非一口使用油基泥漿鉆井所測得的資料,可以觀察到在具有很好的孔隙度和滲透性的頁狀砂巖層中的結(jié)果。但是由于粒度和泥質(zhì)含量變化引起了滲透率的變化,這種變化又反過來產(chǎn)生了泥漿濾液侵入深度的變化。如果沒有一種有效測量原地流體密度的方法,那么由于流體成分的巨大差別,要精確地確定孔隙度將成為一個難題。

正如所預(yù)料的一樣,油基泥漿濾液侵入的體積隨著探測深度的增加而減少。外推的6 in侵入深度曲線顯示了砂巖中流體的平均密度 (0.83 g/cm3),遠(yuǎn)遠(yuǎn)小于密度測井時用于推導(dǎo)孔隙度的通常假定的1.0 g/cm3。事實上,由密度推導(dǎo)出的孔隙度與由MR推導(dǎo)的孔隙度值相差3.0%。

在測井曲線圖中有3個區(qū)域被標(biāo)識出來:729 m處的X區(qū)域,顯示了反相關(guān) (鏡像反應(yīng))后的密度/中子值的分離很大;755 m處的 Y區(qū)域,也顯示了未進(jìn)行鏡像反應(yīng)后的密度/中子值的分離; 768 m處的Z區(qū)域,顯示了同樣經(jīng)過反相關(guān)后的密度/中子值的分離 (圖6)。第一道顯示了密度(紅)、中子 (藍(lán))、高分辨率核磁共振 (綠)與不同的流體密度 (黑)技術(shù)之間孔隙度的比較。

圖6 徑向圖顯示Y地區(qū)的流體識別導(dǎo)致不理想的孔隙度計算

對于每個區(qū)域,所有3個核磁共振參數(shù)(T1、T2和D)對探測深度的交匯圖都被繪制出來,如右所示。細(xì)小的差別表現(xiàn)得很明顯。在 Y區(qū),油層可以很容易地和油基泥漿濾液區(qū)別開來;在X區(qū)和Z區(qū),對于不同的探測深度,圖上都顯示為一致的單種流體,經(jīng)解釋為受少量油基泥漿侵入影響的儲層油。

在這種情況下,無論密度還是中子曲線都具有同樣的油氣反應(yīng)。但是在 Y區(qū),中子曲線反應(yīng)了一種與密度曲線不同的流體 (由于沒有鏡像效應(yīng))。這意味著中子測井受油氣影響比密度測井大得多,任何對這兩種測井技術(shù)使用標(biāo)準(zhǔn)的油氣校正方法來計算總孔隙度的嘗試都不會得到積極的結(jié)果。

為什么要使用測流體的儀器而不是測基質(zhì)的儀器?對于儲層而言,基質(zhì)密度比起近井眼的流體密度更容易得到 (通過巖心分析數(shù)據(jù)校驗之后),而且基質(zhì)密度常常為一個恒量,流體的密度卻會隨侵入深度的不同而發(fā)生變化。

資料來源于美國《World Oil》2009年1月

10.3969/j.issn.1002-641X.2010.5.009

2009-03-11)