高孔隙度低渗透率碳酸盐岩储层岩心核磁共振实验研究

张凤生,隋秀英,段朝伟,邓浩阳,高树芳,李亚锋

(1.中国石油集团测井有限公司测井应用研究所,陕西 西安 710021;2.西南石油大学地球科学与技术学院,四川 成都 610500;3.中国石油青海油田勘探开发研究院,甘肃 敦煌 736200)

0 引 言

核磁共振岩心实验是一种分析储层物性与孔隙结构的实验技术,与压汞、气体吸附等方法相比,核磁共振技术具有快速、无损测量的优势[1-3]。通过核磁共振岩心实验可以揭示岩石的孔隙结构特征,获取有效孔隙度、渗透率、束缚流体体积等储层物性及产能评价参数[4-6]。X油田位于中东地区油气产量较丰富的Jbisseh附近,C组处于海相碳酸盐岩缓坡环境。由于地层形成较晚、埋藏浅,成岩作用弱,储层孔隙度较高,平均值为19.5%,基质渗透性较差,89%的样品渗透率小于1×10-3μm2,属于高孔隙度、低渗透率型储层。目前,核磁共振技术在砂岩和低孔隙度低渗透率的常规碳酸盐岩储层中应用较多[7-11],但在高孔隙度低渗透率这种特殊碳酸盐岩储层方面研究比较少。研究区储层发育多类型、多尺度的孔隙和裂缝,孔隙结构及孔渗关系复杂,利用常规碳酸盐岩T2截止值理论值(86 ms)进行核磁共振测井解释容易造成储层漏失,所以研究区高孔隙度低渗透率碳酸盐岩储层核磁共振分析方法的实验及应用研究是目前迫切需要解决的问题。

本文选取中东X油田13块小岩样,利用饱和水后再多次离心的方法,开展高孔隙度低渗透率碳酸盐岩储层岩心核磁共振实验,确定研究区储层岩心T2谱特征及T2截止值,并结合36块洗油前后的核磁共振对比实验,明确有利储层岩心核磁共振T2谱特征,为研究区储层的测井评价以及核磁共振测井资料解释提供实验依据。

1 样品基本特征和实验测量方法

X油田岩性以泥晶灰岩为主,该类岩性粒屑含量低,泥晶方解石含量高,其次是含生屑泥晶灰岩,泥晶生屑灰岩少量发育。对研究区19口井625块岩心样品孔隙度和渗透率进行统计,88.9%样品孔隙度分布在10%～30%,孔隙度的平均值为19.5%;岩心的渗透率主要分布在(0.01～972)×10-3μm2,其中76.5%样品渗透率小于1×10-3μm2,岩心具有高孔隙度低渗透率的特征。

选用美国Core Lab公司生产的UltraPore300孔隙度仪测量氦气孔隙度,UltraPeamTM-410空气渗透率仪测量渗透率,英国牛津生产的MARAN DRX2核磁共振岩样分析仪开展核磁共振实验。

1.1 岩样准备和孔隙度、渗透率测量

钻取直径为2.5 cm,长度为5 cm的柱塞岩样,将两端切平打磨,保证端面与轴线垂直,对岩样进行洗油、洗盐、烘干、测量尺寸、称取干质量,测量5次长度、直径、干重,取平均值。

按照行业标准SY/T 5336—2006《岩心分析方法》的要求,使用氦气孔隙度仪,打开气源,使氦气压力为200～220 psi,在室温25 ℃、湿度<80%的条件下测得岩样气体孔隙度。

按照行业标准SY/T 5336—2006《岩心分析方法》的要求,使用空气渗透率仪测量渗透率,打开气源,保持气源围压200 psi,进气压力40～70 psi,室温25 ℃、湿度<80%;先对孔隙型标样的渗透率值进行测量,其测量结果与标样值相对误差应在±5%之内,如超出范围,用ULTRAPEAM渗透率标定仪重新对设备内各个传感器进行标定,然后再进行待测岩样空气渗透率的测量。

1.2 洗油前后核磁共振T2谱测量

为确定含油岩心核磁共振T2谱特征,开展洗油前后核磁共振T2谱对比实验。在岩心洗油、洗盐前,岩心抽真空,直接饱和160 000 mg/L等效氯化钠溶液,将刻度油、标样放入探头内恒温,调节中心频率,测量刻度油、标样T2谱。对设备进行标定,将待测岩心放入恒温水箱中,保持35 ℃恒温测量核磁共振T2谱。采用的核磁共振采集参数:回波间隔TE=0.2 ms,等待时间TW=6 s,扫描次数N=256,回波个数4 096。

洗油、洗盐后,按照洗油前核磁共振测量步骤,选用相同核磁共振采集参数,先饱和岩样进行T2谱测试,再进行离心实验,测量不同离心力下岩样的T2谱。

2 核磁共振T2谱特征与结果分析

四川盆地、塔里木盆地等中国常规海相碳酸盐岩储层一般具有低孔隙度低渗透率特征,核磁共振T2谱多为双峰或多峰分布,T2谱主峰靠右[12-14],研究区高孔隙度低渗透率碳酸盐岩样品核磁共振T2谱特征表现为单峰主峰靠左、单峰主峰靠右和左峰占优的双峰型3种类型。

2.1 单峰型T2谱特征

13块分析样品中9块样品的核磁共振T2谱为单峰特征,分单峰左偏型和单峰右偏型2种类型。

2.1.1 单峰左偏型

单峰左偏型储层的孔隙度平均值19.5%,渗透率平均值为0.063×10-3μm2,T2谱主峰值在2～12 ms,核磁共振T2谱主峰向左偏移,核磁共振T2几何均值平均为7.7 ms,束缚水饱和度平均值为81.7%(见表1)。

单峰左偏型整体以中高孔隙度、特低渗储层为主,该类储层岩石结构以填隙物为主,其占比约85.7%,主要成分为泥晶方解石,形成的晶间孔隙一般都小于0.1 μm,属于纳米级晶间微孔隙。该类纳米级晶间微孔隙孔喉细小,对应的核磁共振T2谱横向弛豫时间短,T2谱几何均值小,束缚水饱和度高。单峰左偏型为差储层核磁共振响应特征(见图1)。

2.1.2 单峰右偏型

单峰右偏型储层的孔隙度平均值为27.5%,渗透率平均值为5.45×10-3μm2,T2谱主峰值18～123 ms,核磁共振T2谱几何均值平均为33.1 ms,束缚水饱和度平均值为32.3%。

单峰右偏型整体以高孔隙度、中低渗透率储层为主,T2谱几何均值增大,核磁共振T2谱主峰向右偏移,束缚水饱和度降低,指示发育连通性好的中大孔隙,结合铸体薄片资料,明确岩石中发育有孔虫等生物体腔孔隙(见图2)。生物体腔孔隙一般小于0.2 mm,多数个体细小,呈破碎状,为微米级孔隙,该类孔隙是研究区有利储集空间类型,单峰右偏型也是X油田孔隙型优质储层典型核磁共振谱特征。

2.2 双峰型T2谱特征

13块分析样品中4块样品的核磁共振T2谱为双峰特征,左峰幅度大,核磁共振横向弛豫时间主要集中在6.0～19.5 ms;右峰幅度小,核磁共振横向弛豫时间在234～562 ms。×325-1号岩样右峰相对其他样品T2谱右峰幅度高,通过分析×295-1井岩样薄片,发现岩样不发育微裂缝,晶间微孔占总孔隙86.4%,生物体腔孔占比13.6%,生物体腔孔相比其他岩样较发育,该岩样储层类型为孔隙型储层;另外3个样品的右峰幅度很低,通过薄片分析为晶间孔、微裂缝与少量生物体腔孔发育的裂缝-孔隙型储层(见图3)。

表1 13块碳酸盐岩岩样核磁共振实验结果

图1 单峰左偏型核磁共振T2谱特征与扫描电镜图

图2 单峰右偏型核磁共振T2谱特征与铸体薄片图

左峰占优的双峰型储层的孔隙度平均值为23.5%,渗透率平均值为6.81×10-3μm2。核磁共振T2谱几何均值平均为12.1 ms,束缚水饱和度平均值为65.2%。该类储层核磁共振T2谱左锋幅度大,指示储层小孔隙比较发育,对应核磁共振T2谱右侧小峰指示储层少量发育中大孔隙或裂缝。综合分析岩心实验资料,晶间微孔在该类储层孔隙空间平均占比为94.3%;中大孔隙或微裂缝平均占比为5.7%,双峰型储层中大孔隙或微裂缝相对发育,储层渗透性较好,是研究区好储层的T2谱特征。

2.3 核磁共振物性分析结果

实验测量氦气孔隙度分布在13%～36.8%,平均值为24.4%,核磁共振孔隙度分布在13.2%～36.4%,平均值为24.1%(见表1)。由图4(a)可以看出,岩样核磁共振孔隙度精度很高,测得核磁共振孔隙度与常规氦气孔隙度较为一致,绝大多数岩样核磁共振孔隙度与常规孔隙度的误差小于1%,氦气孔隙度略大于核磁共振孔隙度,导致该现象的原因是部分泥质束缚孔隙及晶间微孔隙的半径细小,核磁共振信号衰减太快,该类孔隙对应短弛豫组分未被完整检测到。

图3 左峰占优双峰型核磁共振T2谱特征与铸体薄片图

图4 核磁共振孔隙度、T2几何均值与氦气孔隙度渗透率关系图

图5 不同离心力下核磁共振T2谱、饱和度交会图

渗透性是决定储层品质与产能的重要参数,由达西定律知,在压差一定条件下,储层渗透性与流体通过截面积大小存在正相关性,假设储层孔隙为管球模型,孔喉半径是控制储层渗透性关键参数。前人研究成果表明,核磁共振T2谱的算术平均值、几何平均值与储层的孔喉半径具有较好对应关系[15-17]。根据研究区T2谱型分类结果,分类作T2几何均值与渗透率关系图(见图4)。结果表明,T2几何均值与储层渗透率呈正相关,随着T2几何均值增大,储层渗透率增大。单峰型、双峰型储层T2几何均值与渗透率的斜率存在差异,其中双峰型储层存在异常点×295-1岩样。由前面分析可知,该岩样为孔隙型储层,故其与单峰孔隙型储层的T2几何均值与渗透率变化关系一致。

3 核磁共振T2截止值确定

核磁共振T2截止值是确定可动流体、束缚流体和计算渗透率的重要参数,常规海相碳酸盐岩储层的T2截止值为86 ms,X油田核磁共振T2谱相对左移,应用T2截止值理论值对研究区进行储层划分时常导致储层漏失的情况,因此,有必要开展核磁共振离心实验准确求取T2截止值。

3.1 离心法测定T2截止值

核磁共振测井岩样分析时标定储层T2截止值最常用的是离心法,具体做法:对离心前后的T2谱分别作累积线,从离心后的T2谱累积线最大值处作X轴平行线,与离心前的T2谱累积线相交,由交点引垂线到X轴,其对应的值为T2截止值。该方法准确可靠,但离心力的准确选取比较关键,既要保证基本离心出样品中的可动流体,又不致使样品的孔隙结构因离心力太大而被破坏。

根据岩样核磁共振参数实验室测量规范(SY/T 6490—2007):干样密度小于2.6 g/cm3的岩样,使用50 psi脱水压力;干样密度在2.6～2.65 g/cm3的岩样,使用100 psi的脱水压力;干样密度大于2.65 g/cm3的岩样,使用150 psi的脱水压力。

统计687块干岩心的平均密度2.21 g/cm3,但X油田储层岩心具有基质高孔隙度、低渗透率的特征,对于基质低渗-特低渗储层,采用50 psi离心力太小,可动流体没有完全离心出去,离心效果差,与实际情况不符。实验选取13块岩样开展了不同离心力下的T2截止值研究,当离心力为250 psi时,T2信号衰减曲线、离心谱、累积曲线谱趋于一致,确定了250 psi应为标定研究区储层岩样T2截止值的合适离心力,离心谱与饱和谱结合进行T2截止值标定,得出研究区T2截止值分布范围为11.52～34.41 ms,平均值为19.15 ms,与常规碳酸盐岩T2截止值理论值86 ms相比,该区储层岩心T2截止值明显变小。

3.2 T2截止值影响因素分析

3.2.1 矿物成分

通过200块X-衍射全岩及薄片分析,研究区矿物以泥晶方解石为主,泥晶方解石含量平均为88.9%;其次是黏土和泥晶白云石,黏土含量平均为7.2%,泥晶白云石含量平均为2.3%,其他陆源碎屑含量少。分析泥晶方解石、泥质含量与核磁共振T2截止值的关系,泥质无明显相关性。泥晶方解石含量与T2截止值存在一定负相关性,随泥晶方解石含量增高,T2截止值呈降低趋势。泥晶方解石晶间微孔隙发育,其含量越高,晶间孔隙占比越高,T2几何均值越小,在离心情况下测得T2截止值越小。

3.2.2 离心力大小

T2截止值大小受离心力的影响,离心力越大,对应核磁共振T2截止值越小[见图5(a)]。由图5(b)可以看出,随着离心力增大,岩心含水饱和度逐渐降低,当离心力为250 psi时,岩样的饱和度、核磁共振离心谱及累积谱趋于稳定,确定研究区最佳离心力为250 psi,该离心力远远大于实验测量规范的50 psi。

3.2.3 孔隙结构

由核磁共振测量原理,不同大小的单一孔隙其核磁共振自旋回波串的衰减时间不同,小孔隙的核磁共振自旋回波串衰减时间短,对应的T2弛豫时间短,T2几何均值小;随着孔隙半径的增大,衰减时间变长,T2弛豫时间变长,T2几何均值变大。T2几何均值是反映储层孔隙结构的参数,X油田储层的T2截止值与T2几何均值呈正相关关系(见图6),孔隙半径小,T2几何均值小,对应的T2截止值变小,研究区晶间微孔为主的孔隙结构是研究区低T2截止值的重要成因。

图6 岩心核磁共振T2几何均值与T2截止值关系图

4 洗油前后物性与核磁共振T2谱对比

由前面分析可知,研究区有利的储层核磁共振T2谱特征主要为2类:单峰右偏型和双峰型。选取X油田3口井36块岩心开展洗油前后常规物性与核磁共振实验对比工作,进一步对优质储层核磁共振特征进行验证(见图7)。

图7 洗油前后物性与核磁共振T2谱变化对比图*非法定计量单位,1 mD=9.87×10-4 μm2,下同

通过对比发现,以泥晶灰岩为主的单峰左偏型储层,晶间微孔发育,孔隙度较高,但孔喉细小,基质渗透性差,孔隙流体以束缚水为主,可动流体孔隙度小。该类样品岩心基本不含油,洗油前后T2谱型、孔隙度参数基本不变,为研究区的差储层(13号样)。左锋占优的双峰型储层,生物体腔孔或微裂缝发育,中大孔隙占比增大,储层渗透性好,样品含油性好,生物体腔孔或微裂缝等中含有部分残余油。洗油后孔隙度、渗透率增大,T2谱型可动孔隙增加(29号样)。通过对比分析可以得出,单峰右偏型和双峰型储层生物体腔孔或微裂缝发育,是X油田的有利储层。

5 结论

(1)研究区高孔隙度低渗透率碳酸盐岩储层核磁共振T2谱特征划分为单峰左偏、单峰右偏和左峰占优的双峰型3种类型。其中单峰左偏特征储层主要发育纳米级晶间微孔,单峰右偏型和双峰型储层生物体腔孔或微裂缝相对较发育。

(2)实验测量核磁共振孔隙度与常规孔隙度较为一致,核磁共振T2几何均值与储层渗透率呈正相关。

(3)确定了250 psi为标定X油田高孔隙度低渗透率碳酸盐岩储层岩样T2截止值的合适离心力,通过标定得到该区岩样T2截止值为19.15 ms,远小于常规碳酸盐岩储层理论值86 ms。

(4)生物体腔孔或微裂缝较发育的单峰右偏型和左锋占优的双峰型储层,洗油后T2谱型可动孔隙增加,是X油田有利的储层。