王成榮,吳都,劉志敏,曾博潔,王雷,王娜

(1.中國石油集團測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.中國石油集團測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)油藏儲量增長難以滿足原油需求增長要求,儲量豐富的頁巖油藏成為油氣勘探開發(fā)重點接替領(lǐng)域。新疆吉木薩爾作為中國首個國家級陸相頁巖油示范區(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層甜點厚度穩(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,吉木薩爾頁巖油儲層甜點主要利用居中型核磁共振測井對有效孔隙度和可動孔隙度進行分類,方法較為簡單。居中型核磁共振測井最小回波間隔為0.6 ms,由于最小回波間隔較大,極大限制了對微小孔隙結(jié)構(gòu)的準確評價;且該區(qū)塊采用高礦化度鉆井液,鉆井液電阻率低,對核磁共振信號造成嚴重衰減,居中型核磁共振測井信噪比大幅降低,給頁巖油孔隙結(jié)構(gòu)精細評價帶來巨大困難。

1 吉木薩爾區(qū)塊儲層特征及評價難點

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,機械沉積、化學沉積和生物沉積混合出現(xiàn)[1],巖性復雜多樣,大多為過渡巖性。烴源巖與儲層交互出現(xiàn),部分井段為烴儲一體,源儲關(guān)系復雜。

1.2 吉木薩爾區(qū)塊頁巖油儲層巖性特征

通過對研究區(qū)巖礦、鑄體薄片巖石類型進行分析,認為吉木薩爾凹陷二疊系蘆草溝組頁巖油儲層上甜點巖性主要為砂屑云巖、巖屑長石粉細砂巖和云屑砂巖,下甜點巖性主要為云質(zhì)粉砂巖,巖石礦物成分復雜,過渡類巖性廣泛存在,導致巖石骨架無固定特征值,測井響應機理復雜,儲層縱向非均質(zhì)性強。

1.3 吉木薩爾區(qū)塊頁巖油儲層物性特征

通過覆壓物性分析資料表明,上、下甜點儲層孔隙度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種儲集空間類型。其中納米級微孔隙較發(fā)育,部分納米級微孔隙中充填有油膜[2]。根據(jù)區(qū)域毛細管壓力實驗分析數(shù)據(jù),頁巖油儲層可分為3類[3]。

(1)Ⅰ類儲層。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,累計進汞大于90%。

(2)Ⅱ類儲層。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,壓汞曲線平臺角度比Ⅰ類儲層大,孔喉相對集中,排驅(qū)壓力0.1～12.0 MPa,中值壓力10.0～50.0 MPa,累計進汞大于85%。

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

1.5 吉木薩爾區(qū)塊頁巖油儲層測井特征

吉木薩爾凹陷二疊系蘆草溝組頁巖油儲層存在明顯源、儲一體特征,烴源巖層段表現(xiàn)出高聲波時差、高中子和中高電阻率的特征;儲層為中低電阻率,局部烴源巖段核磁共振表明有效孔隙較發(fā)育,同樣可以為儲層。將常規(guī)測井與核磁共振測井相結(jié)合,如圖1所示,第7道中PMT為核磁共振測井總孔隙度,PME為核磁共振測井有效孔隙度,PMF為核磁共振測井可動流體孔隙度;第9道中TG為氣測總含烴量。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井段核磁共振測井反應儲層孔隙結(jié)構(gòu)明顯好于3 656～3 659 m井段,常規(guī)測井評價頁巖油儲層類型困難。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 頁巖油儲層綜合圖*非法定計量單位,1 b/eV=6.241 46×10-10 m2/J,下同

2 核磁共振測井技術(shù)

2.1 核磁共振測井原理

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量,在穩(wěn)定外磁場作用下產(chǎn)生取向,滿足拉莫爾頻率的射頻信號使原子沿外磁場方向進動產(chǎn)生共振,從低能態(tài)躍遷到高能態(tài);當射頻場消失,原子從高能態(tài)回到低能態(tài),被檢測的躍遷信號即核磁共振信息[4]。地層中氫原子核磁矩最大,對核磁共振信號貢獻最大,其他原子核磁矩相對于氫原子較小,對核磁共振信號貢獻微小,因此,核磁共振信號受骨架影響小,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、表面弛豫和擴散弛豫3部分構(gòu)成

(1)

(2)

(3)

(4)

式中,T2,App為橫向弛豫時間,s;T2,s為表面弛豫時間,s;T2,B為體積弛豫時間,s;T2,D為擴散弛豫時間,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度,μm/ms;Tk為絕對溫度,K;μ為黏度,mPa·s;D為流體的自擴散系數(shù);γ為旋磁比,rad(1)非法定計量單位,1 rad=(180/π)°/(s·T);G為磁場梯度,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散和受限擴散,自由擴散與流體自身屬性相關(guān),而受限擴散與巖石比表面積相關(guān),MITRA等[4]研究認為視擴散系數(shù)可以表述為

(5)

式中,t為擴散時間,s;D(t)為擴散時間t時刻觀測的受限擴散系數(shù);D0為自由流體的擴散系數(shù);S/V為比表面積,m2/g。視受限擴散系數(shù)隨孔徑而變化,孔徑越小,D(t)相對于D0減小越快,小孔隙擴散貢獻越難以被探測,測量回波時間增大時,信號丟失越嚴重。

研究表明中國各類型頁巖油儲層孔隙結(jié)構(gòu)非均質(zhì)性強,孔徑分布范圍較寬,從納米級有機孔—微米級粒間孔均發(fā)育,受孔隙比表面積影響,小孔隙測量要求核磁共振回波時間盡可能短,達到準確評價地層孔隙結(jié)構(gòu)的目的。

2.2 偏心型核磁共振測井優(yōu)勢

目前核磁共振測井儀器主要為居中型和偏心型。居中型核磁共振測井儀器與地層之間存在一定的間隙,高礦化度鉆井液對射頻信號的衰減較強,發(fā)射天線需提供更高的功率降低信噪比,發(fā)射天線長期工作會損壞電子線路,降低測井資料品質(zhì)[5]。偏心型核磁共振測井儀器采用貼井壁的方式測量,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)量的測井信息,但對井眼光滑度要求較高。

核磁共振測井主要利用自旋回波信號強度求取地層含氫指數(shù),補償中子測井利用放射性原理探測地層含氫指數(shù),理想情況下核磁共振測井總孔隙度與補償中子孔隙度具有一致性,但由于測量原理不同,二者之間測量結(jié)果有所差異。以補償中子孔隙度為標尺,將研究區(qū)頁巖油補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比(見圖2),可以發(fā)現(xiàn)補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償中子孔隙度對比圖

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,偏心型核磁共振測井對微細孔隙結(jié)構(gòu)表征更為精細,信息更為豐富(見圖3)。

圖3 偏心型、居中型核磁共振測井成果圖

3 頁巖油儲層核磁共振測井評價新方法

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

由于研究區(qū)孔徑較小,核磁共振信號恢復時間短,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,信息丟失越嚴重,導致補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驗室分析數(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譜對比圖

從不同回波間隔T2譜幅度計數(shù)可以看出(見表1),隨著回波間隔增大,T2譜幅度計數(shù)逐漸減小,回波間隔0.60 ms的整體相對幅度計數(shù)只有回波間隔0.06 ms的整體相對幅度計數(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,其整體相對幅度計數(shù)明顯減小;回波間隔0.60 ms的孔隙信號較回波間隔0.06 ms的孔隙信號在21.00 ms之前信號損失達57.10%,21.00 ms之后信號損失可達37.04%,小孔隙信號較大孔隙信號丟失嚴重。

表1 不同回波間隔T2譜幅度計數(shù)及孔隙信號損失對比分析表

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

偏心型核磁共振測井采用最小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償中子孔隙度差異越大,反映地層孔隙結(jié)構(gòu)越差,儲層品質(zhì)越差;反之核磁共振測量總孔隙度與補償中子孔隙度越接近,核磁共振測量信號損失越小,儲層品質(zhì)越好。

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

圖5 頁巖油儲層綜合圖

根據(jù)以上分析核磁共振總孔隙度PMT、補償中子孔隙度CNL及PMT/CNL值與儲層孔隙結(jié)構(gòu)有較好對應關(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類儲層T2幾何平均值大于40 ms,PMT/CNL值大于0.72,Ⅱ類儲層與Ⅲ類儲層PMT/CNL值分布范圍0.45～0.72,Ⅱ類儲層T2幾何平均值為20.2～40.0 ms,Ⅲ類儲層T2幾何平均值為5.6～20.2 ms(見表2、圖6)。

表2 儲層分類綜合表

圖6 核磁共振T2幾何平均值—PMT/CNL交會圖

4 偏心型核磁共振測井評價應用實例

石樹XX井為吉木薩爾凹陷二疊系蘆草溝組頁巖油區(qū)塊的一口預探井,鉆井液類型為復合鹽弱凝膠,井底鉆井液電阻率約0.03 Ω·m,采用國產(chǎn)偏心型核磁共振測井儀器iMRT測量,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,核磁共振計算的孔隙度與巖心分析孔隙度對應性較好[10]。圖7為石樹XX井測井解釋綜合圖,第5道烴源巖井段補償聲波與深側(cè)向電阻率之間包絡面積較大;第6道烴源巖井段補償中子與核磁共振總孔隙度之間存在明顯包絡,儲層段補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類儲層/1層。對比分析發(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,針對高礦化度井筒條件,偏心型核磁共振測井的施工安全性較高,且對小孔隙識別和評價較居中型核磁共振測井更加準確。

(2)不同回波間隔核磁共振實驗對比,回波間隔增大,核磁共振測量產(chǎn)生丟失現(xiàn)象,孔徑越小,小孔隙信號丟失越嚴重。

(3)吉木薩爾凹陷二疊系蘆草溝組頁巖油儲層偏心型核磁共振總孔隙度與補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,儲層越好。