基于岩石物理实验束缚水饱和度约束的T2,cutoff优化方法

孙佩,崔式涛,张霞,李楠,曹先军,郭红梅

(1.中国石油集团测井有限公司,陕西西安710077;2.中原油田分公司天然气产销厂开发研究所,河南南阳457001;3.中国石油天然气集团重点实验室,陕西西安710077)

0 引 言

核磁共振测井技术不仅为测井解释提供准确的储层参数,还提高了测井对孔隙流体的分辨能力,同时也为测井解释研究孔隙结构提供了一种有效方法。岩心实验分析是核磁共振测井质量控制、资料处理解释与地质应用的基础。但是实验室的测量环境、仪器精度及测量对象等均与测井有着较大区别,测井人员一般直接使用实验室数据标定核磁共振测井数据或者在认识到两者差异的情况下直接使用测井经验值[1-3],目前没有查到有文献考虑两者之间的对应关系。现场应用发现,核磁共振岩石物理实验结果与测井测量的T2谱差异较大,核磁共振实验室测量结果用于标定核磁共振测井,基于岩石物理的储层孔隙结构评价方法应用于核磁共振测井中,是利用核磁共振测井资料准确评价储层孔隙结构的关键。

图1 水层核磁共振测井与岩石物理实验T2谱较一致的对比图

1 核磁共振岩石物理实验及核磁共振测井测量参数对比

1.1 测量参数

核磁共振岩石物理分析数据及核磁共振测井数据分别来源于MARAN DRX2 S02605核磁共振测量仪和中国市场上广泛使用的居中型核磁共振测井仪。实验室进行核磁共振测量时针对不同的地层设计了不同的采集参数(见表1),现场核磁共振测井相关的采集模式及参数见表2。

表1 实验室核磁共振测量参数表

表2 对比井核磁共振测井采集模式及参数表

1.2 核磁共振岩石物理实验与核磁共振测井结果对比

1.2.1水层岩石物理实验T2谱与核磁共振测井T2谱关系

研究中实际收集与分析的与测井数据匹配的岩心样品122块,由于大部分样品对应的深度为含油储层,核磁共振测井测量对象与岩石物理实验所测量的饱和盐水样品所有不同,因此,研究两者的关系需要建立在含烃校正的基础上,而目前还没有成熟的含烃校正方法,所以对其中来自5口井的水层所对应的17个样品/点的数据进行了重点分析。将这17个样品进行深度归位后,分别抽取测井T2谱数据进行对比,以实验室测量的孔隙度分量为标准将核磁共振测井资料进行归一化(以同一深度实验室测量的T2谱累计曲线的最大值作为标准,对测井T2谱进行乘系数校正使其T2谱累计值与实验室测量的一致),并绘制在同一图版中(见图1、图2)。同时,对岩石物理实验与测井T2谱的定量特征参数及主峰位置与几何均值之间关系进行统计分析(见图3、图4)。可以看出:①17个样品/点中,12个样品/点实验值与测井T2谱形态一致或接近(见图1),被截断但形态和岩石物理实验T2谱接近的将测井T2谱也看做一致,所占比例为70.6%;②5个(所占比例为29.4%)样品/点实验值与测井T2谱形态完全没有相似性(见图2),其差异主要包括谱展布宽度、开度、峰个数、歪度等;③无论形态接近与否,17个点的测井T2谱展布范围和主峰位置相对于岩石物理T2谱出现明显的右偏,导致测井T2谱主峰位置与几何均值普遍偏大;图4中有3个点测井T2谱几何均值比实验室T2谱几何均值偏小,是因为测井T2谱测量信息仅到2 048 ms,没有测量到完整的T2谱[见图1(a)]。

图2 水层核磁共振测井与岩石物理实验T2谱不一致的对比图

图3 水层核磁共振测井与岩石物理实验T2谱主峰位置之间对应关系

图4 水层核磁共振测井与岩石物理实验T2谱几何均值之间对应关系

1.2.2岩石物理实验与核磁共振测井差异导致的应用问题

两者之间差异影响因素,前人总结为4个方面:测量的仪器和参数差异、测量环境差异、测量对象差异及数据处理方法的差异[4-6]。无论是哪种因素导致的差异,都会导致直接将岩石物理实验结果直接用于核磁共振测井时产生如下问题:①T2,cutoff选择不准确、束缚水饱和度、渗透率等参数计算的不准确;②伪毛细管压力曲线转换精度低;③三孔隙度组分评价储层孔隙结构、产能预测精度低。

2 岩石物理实验束缚水饱和度约束下T2,cutoff优化

2.1 核磁共振岩石物理实验束缚水饱和度的精度

2.1.1束缚水与不动水

根据束缚水饱和度的定义,从渗流的角度讲,束缚水是绝对不能流动的。而生产中的束缚水是指在生产压差条件下不能流动的水,毛志强等[7]将其称之为不动水。不动水与束缚水之间往往存在差异,差异主要来自于储层中存在的毛细管滞留水,其在增大生产压差时可以流动,在实际生产中做不到很大的压差。因此,储层评价与测井解释所关注的束缚水不是真正意义的束缚水,而是不动水。本文提到的束缚水饱和度即不动水饱和度,严格意义上的束缚水饱和度文中称之为理论束缚水饱和度。

2.1.2束缚水饱和度测量方法

束缚水饱和度实验室测量的方法主要有压汞毛细管压力法、核磁共振法及常规称重法。

(1)压汞毛细管压力法测量束缚水饱和度,是通过不断增加驱替压力使进汞饱和度趋向一个相对稳定的值,一般认为这个相对稳定值可反映束缚水饱和度。严格意义上,需要将气汞两相系统转换到水油或水气两相体系下,才能获得束缚水饱和度,而O’Meara等[8]通过实验验证,经过标准化的油水两相驱替的毛细管压力曲线与压汞法毛细管压力曲线润湿相最小饱和度基本一致,只是压力存在一定差异。因而,生产中一般直接用最小非汞饱和度代表储层束缚水饱和度。在高压压汞实验中,驱替压力较大,可达到180 MPa左右,远高于一般储层压力(按储层埋深5 000 m计算,对应的地层压力一般在50 MPa)和实际生产压差,其测量最小非汞饱和度可认为是理论束缚水饱和度,一般小于实际生产的束缚水饱和度。

(2)核磁共振法通过测量离心后核磁共振孔隙度分量与饱和盐水孔隙度分量之比来计算束缚水饱和度。由实验室核磁共振测量方法可知,束缚水饱和度的精确测量依赖于2个因素:离心压力、核磁共振仪器的测量精度。离心压力与转速相关,而核磁共振仪器的测量精度则受到多方面因素影响,如仪器本身测量精度、实验工艺与流程、测量环境及数据处理方法。本文中所使用核磁共振岩石物理数据均在符合行业标准的条件下进行测量,可排除工艺与流程、测量环境及数据处理方法方面差异的影响。

根据石油行业标准《SY T5346—2005岩石毛细管压力曲线测定》,离心压力差也就是毛细管压力计算公式为

(1)

式中,pci为岩样驱替毛细管压力,MPa;L为岩样长度,cm;Re为岩样的外旋转半径,cm;Δρ为两相流体密度差,g/mL;n为离心机转速,r/min。本文中离心机外旋转半径为8.8 cm,岩样平均长度4 cm,气水两相密度差1 g/mL,离心机转速11 000 r/min,换算成毛细管压力为3.61 MPa。该压力远低于高压压汞使用的驱替压力,因此束缚水远达不到理想状态,核磁共振所测量束缚水即为对应压力差下的不动水饱和度。

(3)常规称重法束缚水饱和计算方法为

Swiw=(W离心后-W干)/(W饱和-W干)×100

(2)

式中,Swiw为称重法束缚水饱和度,%;W离心后为离心后岩样质量,g;W干为烘干后岩样质量,g;W饱和为饱和盐水后岩样质量,g。该方法测量束缚水饱和度与核磁共振方法测量饱和度的相同点是均受到离心压力的影响。

对鄂尔多斯盆地59块不同区块不同层位砂岩样品进行核磁共振、高压压汞及常规称重法进行束缚水饱和度测量分析(见图5),结果表明:①同一离心机和相同的参数离心后进行测量时,核磁共振束缚水饱和度与常规称重法饱和度基本一致,表明MARAN DRX2 S02605核磁共振测量精度满足实际生产的要求;②束缚水饱和度高于10%时,核磁共振束缚水饱和度明显高于压汞束缚水饱和度,原因在于离心压力明显低于压汞驱替压力,不动水饱和度明显高于理论束缚水饱和度;③束缚水低于10%时,核磁共振束缚水饱和度明显低于压汞,可能是由于压汞驱体过程中,高的驱替压力更容易在岩心内部形成非润湿相(汞)的优势通道,导致了润湿相(空气)的残余,压汞法束缚水饱和度偏高。

实际生产中,对于正常压力地层,假设井深5 000 m,可计算地层压力约为50 MPa左右,按照井底流压不能低于地层压力的1/3,同时不能低于油藏饱和压力的限制[9],生产压差(地层压力-井底流压)一般都在15 MPa以内(文献报道多在3～10 MPa之间),因此,相对于高压压汞(最高压力180 MPa),离心机离心力更加接近生产压差,由此核磁共振法测量的不动水饱和度与生产实际更吻合。

图5 核磁共振、压汞与常规称重法束缚水饱和度之间关系

2.2 核磁共振岩石物理实验约束下T2,cutoff的求取

核磁共振测井由于不能测量束缚状态下孔隙度分量,需要岩石物理实验的标定,但由于两者之间测量结果的差异不能直接使用岩石物理实验T2,cutoff,因此,提出了1种直接利用岩石物理实验束缚水饱和度约束方法来求取测井T2,cutoff的方法。

测井与岩石物理测量对象的一致性是岩石物理实验标定测井的依据。对于核磁共振测量而言,两者的关联在于测量对象的孔隙度基本不变和束缚水孔隙度基本不变,因此,利用岩石物理实验束缚水饱和度约束方法来求取测井T2,cutoff的方法是合理的,其原理和方法见图6。首先,选取目标储层内具有代表性的岩心样品进行核磁共振实验室离心状态下的测量得到离心后累积孔隙度分量;然后进行饱和盐水状态下测量,得到饱和累积孔隙度分量曲线;再将对应深度的测井T2谱进行累积并归一化,得到测井累积孔隙度分量曲线。离心后累积曲线的平台段延伸,分别与饱和累积曲线、测井累积曲线的交点所对应的横坐标即为岩石物理实验的T2,cutoff和测井T2,cutoff。

图6 岩石物理实验束缚水饱和度约束下的核磁共振T2,cutoff确定

3 应用效果分析

在岩石物理实验约束情况下,对苏里格××区块盒8储层测井T2,cutoff进行优化(见表3)。结果表明,该地区盒8储层测井T2,cutoff与岩石物理截止值之间数值差异较大,不能直接使用核磁共振岩石物理实验提供的T2,cutoff进行测井储层参数计算。

表3 苏里格气田××区块盒8核磁共振岩石物理与测井T2,cutoff对比

图7 T2,cutoff优化前后计算渗透率精度对比

T2,cutoff选取的准确性直接影响核磁共振渗透率的计算精度,从Coates模型(见式3)可以看出,渗透率与束缚水饱和度孔隙体积的平方成反比关系,即束缚水饱和度越大渗透率越小。

(3)

式中,K为渗透率,×10-3μm2;φ为孔隙度,%;c为与地层有关的常数;BVI为束缚水孔隙体积,无量纲;FFI为可动流体体积,无量纲。

式(3)中常数c通过岩石物理实验拟合取得,在已知样品的空气渗透率、孔隙度(核磁共振饱和度水孔隙度)、可动流体体积、束缚水孔隙体积的情况下,进行16块岩心样品的回归,取得苏里格气田××区块盒8组的c常数为13。并根据以上模型,利用优化后的T2,cutoff(18.85 ms,实际使用时取19 ms)进行储层渗透率计算,结果见图7。在T2,cutoff=10 ms(直接使用岩石物理实验结果)的条件下,计算储层渗透率明显偏大;在T2,cutoff=19 ms(利用岩石物理束缚水约束确定T2,cutoff的条件下)计算则较为合理,与岩心分析渗透率值较为吻合。

4 认识与结论

(1)在水层条件下,岩石物理实验与核磁共振测井T2谱之间存在一定的差异:①核磁共振测井谱整体较实验室测量T2谱向右偏移;②谱形态存在差异,包括谱展布宽度、开度、峰个数、歪度等。

(2)岩石物理实验与核磁共振测井结果差异导致直接使用实验数据来标定核磁共振测井存在较多的应用问题,如T2,cutoff选择不准确、伪毛细管压力曲线转换精度低、三孔隙度组分评级储层孔隙结构及产能预测精度低等。

(3)核磁共振岩石物理实验测量的束缚水并不是严格意义的束缚水,而应该是不动水,离心法所测的不动水饱和度与地层实际生产条件下的束缚水饱和度更为接近。因此,实验室核磁共振测量束缚水饱和度相对于高压压汞测量饱和度在储层评价时具有更多的优势。

(4)实际应用结果表明,利用束缚水饱和度进行约束的方法确定核磁共振测井T2,cutoff,可有效消除核磁共振实验与核磁共振测井资料由于众多因素的影响而导致两者差异较大、实验数据不能精准地进行核磁共振测井标定的问题。