張少華,譚茂金,李高仁,李 博,屈亞龍,鐘曉勤

(1.大陸動力學國家重點實驗室,西北大學地質(zhì)學系,陜西西安710069;2.中國石油長慶油田公司勘探開發(fā)研究院,陜西西安710018;3.中國地質(zhì)大學(北京)地球物理與信息技術學院,北京100083)

核磁共振(nuclear magnetic resonance,NMR)測井是一種重要的井中地球物理勘探方法,該方法將探測得到地層中氫質(zhì)子與外加磁場的相互作用獲得觀測信息,而后再進行儲層劃分、流體識別和參數(shù)評價[1-2]。核磁共振測井可以提供地層總孔隙度、有效孔隙度、可動流體與束縛流體等儲層參數(shù)。為了更好地進行流體識別,根據(jù)核磁共振流體弛豫機理和測量原理,發(fā)展了長短等待時間(雙TW)測井和長短回波間隔(雙TE)測井等觀測方法[3-4]。雙TW測井是最有效的流體識別方法之一,根據(jù)流體在不同極化時間內(nèi)的極化率不同,即長極化時間里,水和烴完全極化,短極化時間里,只有水完全極化,通過對比分析不同等待時間的核磁共振測井響應能實現(xiàn)儲層流體的定性與定量評價[5-6]。在油氣藏勘探開發(fā)中,采用差譜分析和時間域分析(time domain analysis,TDA)實現(xiàn)核磁共振雙TW測井數(shù)據(jù)處理[7-8]。在實際數(shù)據(jù)處理時,假定油、氣、水的橫向、縱向弛豫時間是已知的,而且整套儲層固定不變,因此對回波串或回波串差采用線性反演方法可實現(xiàn)儲層油、氣、水體積的計算[9-10]。但新的勘探區(qū)塊中,儲層流體類型以及流體的弛豫時間等特性參數(shù)是未知的,時間域分析中的反演問題是非線性的,因此必須探索非線性反演方法[11-12]。譚茂金等[13-14]利用非線性反演遺傳算法全局搜索油氣的縱向弛豫時間(T1)和橫向弛豫時間(T2)值,再采用阻尼最小二乘法反演標準T2分布和差譜,實現(xiàn)油氣水的準確識別和定量評價。呂婕[15]和ZHU等[16]利用核磁共振測井資料,結(jié)合交會圖版、偽毛管壓力曲線等方法進行孔隙結(jié)構(gòu)分析和流體識別,提高了解釋符合率。

在實際鉆井過程中,泥漿濾液進入地層驅(qū)替孔隙中的流體。若地層含油,泥漿濾液會沖掉部分可動油與可動水,但仍存在部分的可動油、可動水以及殘余油和束縛水[17]。盡管核磁共振測井的探測范圍較淺,但通過雙TW測井計算得到的沖洗帶含油體積和含油飽和度也能夠反映原狀地層的含油性。

本文針對復雜油水層開展了核磁共振雙TW觀測模式下飽含油水儲層的弛豫機理研究,考慮到水的不完全極化問題,推導了長短等待時間下回波串差與流體體積及其弛豫性質(zhì)的理論公式。本文利用遺傳算法進行非線性反演[18],而后得到儲層中流體的橫向、縱向弛豫時間,基于反演結(jié)果計算得到?jīng)_洗帶含油體積和含油飽和度。數(shù)值模擬和實例應用均表明,改進后的方法更合理,流體含量的計算結(jié)果比原方法的精度更高。

1 沖洗帶核磁共振流體評價方法原理

1.1 方法原理

為了對儲層進行有效的流體識別,在核磁共振測井標準T2觀測模式基礎上發(fā)展了雙TW觀測模式,也稱核磁共振雙TW測井。核磁共振測井雙TW觀測方法的理論基礎是基于核磁共振流體的弛豫機理,即在不同的等待時間里流體的極化率是不同的,等待時間越長,流體的極化率越高。由于油、水具有不同的弛豫響應特征,即在相同的等待時間里,油、水的極化率存在很大的差別,因此采用不同的等待時間進行觀測,可反映出油、水在核磁共振測井響應上的差異。在長等待時間(TWL)里,水信號可以完全恢復,烴(油、氣)信號也可以完全恢復,在短等待時間(TWS)里,水信號可以完全恢復,但烴信號不能恢復。

當儲層含油、水兩相時,在水濕條件下,長等待時間和短等待時間的CPMG序列采集的回波串幅度ML(t),MS(t)分別表示為:

(1)

(2)

式中:M0j為第j種組分的水的磁化強度;Mo為油的磁化強度;T2j為第j種組分的水的橫向弛豫時間;T2o為油的橫向弛豫時間;T1o為油的縱向弛豫時間;T1w為水的縱向弛豫時間;TWL為長等待時間;TWS為短等待時間;雙TW觀測模式中,不同等待時間磁化矢量差可以反映流體性質(zhì)。

假設儲層巖石飽和流體時,長短不同等待時間的磁化矢量差ΔM(t)為:

(3)

式中:ε為隨機噪聲。

假設儲層巖石完全飽和油或完全飽和水,長短不同等待時間的磁化矢量差為:

(4)

通常情況下,假設水完全極化,那么(4)式的第一項為零,反演問題變得簡單,因為在原來的數(shù)據(jù)處理中均是假設該項為零。但是,通常情況下小孔隙中的水完全極化,部分大孔隙中的水未完全極化(假定不含天然氣)。

核磁共振測井中,磁化強度與孔隙度具有對應的關系。通過車間刻度,磁化強度可以轉(zhuǎn)換成孔隙度,考慮到含氫指數(shù)(HI)校正,則(4)式可轉(zhuǎn)變成:

(5)

式中:Δφ(t)為核磁共振雙TW測井數(shù)據(jù)計算的孔隙度差;φ0j為第j種組分的水的孔隙度;φo為地層沖洗帶含油孔隙度;H1o為地層沖洗帶含氫指數(shù)。

有些地層中尤其是在新的勘探區(qū)塊中,油、水的橫向、縱向弛豫時間T2o、T1o、T1w往往是未知的,方程(5)的求解為非線性反演問題,因此,必須采用非線性反演方法來求解。遺傳算法作為啟發(fā)式隨機搜索的一種全局最優(yōu)化算法,可以使目標函數(shù)值最小,從而達到全局優(yōu)化。

1.2 遺傳算法

遺傳算法是一種模擬自然進化過程搜索最優(yōu)解的方法,該方法通過模擬達爾文生物進化論的自然選擇,實現(xiàn)符合遺傳學機理的全局尋優(yōu)搜索。根據(jù)遺傳學機理,將流體的弛豫參數(shù)的搜索空間映射為遺傳空間,將流體的弛豫參數(shù)即油的橫向弛豫時間(T2o)、縱向弛豫時間(T1o)、水的縱向弛豫時間(T1w)編碼成一個二進制的向量,稱為染色體,染色體中的每個元素定義為基因。模擬自然界優(yōu)勝劣汰的進化現(xiàn)象,根據(jù)生存競爭、優(yōu)勝劣汰的原則,借助復制、交換、突變等操作,不斷地計算流體弛豫參數(shù)的適應值,即最合適的染色體,最終得到最優(yōu)解。圖1為遺傳算法流程。

圖1 遺傳算法流程

分析核磁共振長短TW回波串差與流體組分、流體體積及其弛豫特性的關系,當流體弛豫參數(shù)未知時,流體體積的計算是一個非線性問題,搜索出最優(yōu)的流體弛豫參數(shù),計算得到的流體體積最準確。遺傳算法作為一種優(yōu)化搜索算法,其目的是尋找流體弛豫參數(shù)的最優(yōu)值,其搜索過程是從流體弛豫參數(shù)搜索空間的一個點集(種群)到另一個點集(種群)進行搜索,而不是在空間中進行點到點的搜索。遺傳算法的適應性強,除了根據(jù)推導的長短回波串差、流體體積及其弛豫性質(zhì)的理論公式確定目標函數(shù),即適應度函數(shù)外,幾乎不需要其它的條件。核磁共振測井中的回波數(shù)據(jù)受噪聲影響嚴重,給反演帶來較大困難,遺傳算法能以很大的概率從離散的、多極值的、含有噪聲的高維問題中找到全局最優(yōu)解,避免了噪聲帶來的影響。

在利用遺傳算法求解上述問題時,設計目標函數(shù)如下:

(6)

式中:echo,diff(i)為長短不同等待時間下觀測到的第i個回波之差;m為回波個數(shù);n為弛豫組分;Qmin為觀測到的回波數(shù)據(jù)與模型理論值的殘差平方和。

2 數(shù)值模擬實驗與檢驗

為了驗證上述方法的可靠性,設計了含油飽和度為30%的巖石模型,設置長等待時間為6s,短等待時間為2s,回波間隔為0.9ms,油水的含氫指數(shù)為1。利用預設模型和給定參數(shù)以及油水含量,根據(jù)核磁測井雙TW響應機理,通過正演生成雙TW觀測回波串,然后,利用遺傳算法對其進行非線性反演。反演時,種群大小為80,迭代次數(shù)為70,交叉概率為0.9,變異概率為0.005,計算結(jié)果如圖2所示。圖2a為長短等待時間下模型的回波串,圖2b為不同方法的反演結(jié)果(橫坐標為橫向弛豫時間,縱坐標為油的組分孔隙度)。計算得到的流體弛豫參數(shù)、含油、水飽和度及相對誤差如表1所示。相較于原來TDA方法,改進方法計算的含油飽和度與模型一致,證明了方法的可靠性,采用TDA方法計算得到的含油體積與模型差異稍大。通常情況下小孔隙中的水完全極化,部分大孔隙中的水未完全極化,利用原來的油水體積計算方法,選取固定的弛豫參數(shù),對回波串進行線性反演,計算結(jié)果偏大,而改進方法消除了水不完全極化的影響,因此計算的油水體積準確。

圖2 理想模型的回波正演與T2分布反演實驗結(jié)果a 長短等待時間下模型的回波串; b 不同方法的反演結(jié)果

表1 計算結(jié)果與模型參數(shù)

3 應用實例

鄂爾多斯盆地長8段致密砂巖儲層物性較差,孔隙結(jié)構(gòu)復雜,地層水礦化程度變化大,這些原因?qū)е碌蛯Ρ榷扔蛯影l(fā)育。研究區(qū)儲層流體弛豫特征不確定,如果流體弛豫時間參數(shù)還采用固定值或者隱含值,那么計算得到的油水體積不可靠。利用本文提出的處理方法計算出沖洗帶含油體積,進而得到地層中沖洗帶含油飽和度。

L189井是該研究區(qū)的一口評價井,為了有效識別流體性質(zhì),開展了核磁共振雙TW測井。利用本文改進方法對核磁共振測井數(shù)據(jù)進行處理,處理和解釋結(jié)果如圖3所示。圖中第3、4道為標準組長、短等待時間T2分布情況,第5道為差譜,第6道為孔隙度,第7道、第8道為飽和度,第9道為流體分析結(jié)果,其中紅色填充部分為計算的含油體積,藍色填充部分為計算的含水體積。圖3中2324～2331m目的層段,油的橫向弛豫時間(T2o)為150～250ms,油的縱向弛豫時間(T1o)為3200～3600ms,其直方圖如圖4所示。采用改進方法計算得到的沖洗帶含油飽和度(SONMR)約為40%,利用中感應電阻率計算得到的沖洗帶含油飽和度約為40%,與采用核磁共振計算方法得到的含油飽和度一致。利用深感應電阻率計算得到的原狀地層含油飽和度(So)約為60%,采用改進方法計算得到的含油飽和度與利用中感應電阻率計算得到的含油飽和度均小于利用深感應電阻率計算原狀地層含油飽和度。分析可知,該目的層段綜合解釋為油層。該層段試油結(jié)果顯示:日產(chǎn)油為11.48t,日產(chǎn)水為零,試油結(jié)論為油層。該方法為儲層流體識別提供了重要信息。

圖3 L189井核磁共振雙TW測井數(shù)據(jù)處理與解釋結(jié)果

圖4 目標儲層油的橫向弛豫時間(a)與縱向弛豫時間(b)直方顯示

利用改進方法對研究區(qū)核磁共振測井15口井數(shù)據(jù)進行重新處理,共解釋30個層,與試油結(jié)果對比發(fā)現(xiàn),解釋符合率達90%,證明了改進方法的準確性。

4 結(jié)論

針對復雜致密砂巖儲層流體識別的難題,基于核磁共振雙TW觀測模式下油水的弛豫機理,首先對核磁共振測井時間域分析方法進行了改進,然后提出了計算沖洗帶含油體積的新方法,并利用數(shù)值模擬進行了方法檢驗,最后利用鄂爾多斯盆地實際測井數(shù)據(jù)進行了實際應用,結(jié)論如下。

1) 針對水潤濕條件下,基于核磁共振測井雙TW觀測模式,考慮小孔隙中的水完全極化,大孔隙中的水不能完全極化的問題,推導出宏觀磁化矢量與流體體積和弛豫參數(shù)的公式,其核磁共振弛豫機理符合水不完全極化特征。

2) 在流體弛豫時間不確定情況下,核磁共振長短回波串差與流體體積及其弛豫性質(zhì)的理論公式是非線性的,利用遺傳算法能夠?qū)崿F(xiàn)非線性反演。

3) 數(shù)值模擬表明,采用遺傳算法計算油的橫向、縱向弛豫時間以及含油飽和度與模型一致性好,說明改進方法比TDA方法精度更高。

4) 改進方法在鄂爾多斯盆地延長組地層的應用結(jié)果表明,利用改進方法處理的核磁共振雙TW測井解釋結(jié)果與試油測試結(jié)果更一致,計算得到的含油飽和度也更準確,為有效識別原狀儲層流體性質(zhì)提供了準確信息。