测井新技术评价方法在缝洞型储层中的应用Word格式.docx

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Fractured-vuggyreservoirischaracterizedbyhighheterogeneous,complexvoidspace,lowporosity.Theconventionalwelllogginginformationandinterpretationtheoryhavebiggerlimitationintheinterpretationandevaluationofthisreservoir.Accordingtothecharacteristicoffractured-vuggyreservoir,wetakefulluseoftheNMR,FMI,DSIandothernewtechniquetoolstodeterminethecharacteristicofpore,vugandfracturequantitativelyandstudytherelationofthedevelopmentleveloffracture-vugwithdeliverability.Inthisstudy,basingonnewloggingtechnique,weestablishasetofmethodsofreservoirvoidspacestructurestudy,reservoirdelineation,reservoirparametersmodelingandfluididentificationandsoon.Thesemethodsobtaingoodapplicationeffectinthefractured-vuggyreservoirofXareainTarimbasinandYareainSichuanbasin.

Keywords:

fractured-vuggyreservoir,NMR,FMI,Stoneleywave,loggingevaluation

前言

缝洞型储层在纵向与横向上均具有极强的非均质性，空隙空间复杂，孔隙度低。

传统常规测井信息及测井解释理论难以较准确地描述此类复杂储层的四性特征和定量计算各地质参数。

微电阻率扫描成像、核磁共振成像、井周声波扫描成像、交叉偶极声波测井等现代测井技术,为复杂储层的地质评价提供了更丰富的信息资源,可以更精细地开展储层储集空间结构分析、孔喉渗流特性分析、岩石非均质和各向异性分析、裂缝类型和有效性评价、储层参数建模、流体性质识别、以及沉积特征与地质构造解释等。

本文根据该缝洞型储层特点,充分利用核磁共振，电阻率成像、偶极子声波等测井新技术定量确定孔、洞、缝特征，并研究了洞缝发育程度与产能的关系。

1利用核磁共振资料定量评价缝、洞性储层

1.1研究储集空间结构

核磁共振测量信号幅度及其衰减时间（驰豫时间）能够反映岩石孔隙度和孔隙结构：

核磁共振幅度与岩石氢核含量成正比，通过对幅度进行刻度，可以反演出岩石孔隙度。

从理论上讲，这种孔隙度与岩性无关。

而横向驰豫时间（T2）与岩石孔隙结构、流体扩散系数等因素有关。

在水润湿性岩石中，较小孔隙中的水以表面驰豫为主，而较大孔洞中的水以体积驰豫为主，并受扩散影响,横向驰豫时间（T2）可以表示如下:

（1）

式中：

D——扩散系数；

——回波间隔；

G——磁场梯度；

——质子旋磁比

——横向表面驰豫强度；

——孔隙的比表面。

当磁场梯度（G）不是很大且

足够短时，可以证明驰豫时间（T2）与孔径大小呈正比关系，即:

（2）

式中T2——横向驰豫时间（ms）；

rc——孔径（um）；

Cali——刻度因子（ms/um）。

因此，驰豫时间分布可以是孔径大小分布的一种度量。

小孔隙使驰豫时间缩短，最短的驰豫时间对应于粘土束缚水和毛管束缚水的驰豫特性；

大孔隙使驰豫时间变长，对应于可动流体的驰豫特性。

这样，可以利用T2分布谱，定性、定量的研究孔隙结构。

通过T2分布与由压汞资料得到的孔径分布对比，确定刻度因子Cali，从而实现T2分布与孔径分布的相互刻度。

A核磁共振驰豫时间（T2）谱B岩心驰豫时间谱与压汞孔径分布对比

图1岩心核磁共振驰豫时间谱与压汞孔径分布

图1显示了一块来自青海油田的碳酸盐岩样品的T2分布与利用压汞资料分析的孔径大小分布。

对比分析可知刻度因子Cali为0.01。

样品岩性为泥质灰岩，微裂缝发育，T2谱呈双峰分布：

左峰对应孔径范围0.01μm～0.1μm，基本被束缚水占据；

右峰对应孔径范围0.1μm～10μm，是微裂缝所占据的空隙空间，为可动流体峰。

采用同样的办法可以确定四川盆地碳酸盐岩储层刻度因子，其值为0.016。

通过刻度因子，对实际核磁共振测井资料进行处理，不但可以得到碳酸盐岩总孔隙度，还可以得到孔、洞的孔径分布特征。

图2为四川盆地渡A井实际核磁共振资料处理结果。

4240m—4265m井段岩性为鲕粒碳酸盐岩，孔洞发育，裂缝不发育，核磁共振测井T2分布峰值时间普遍大于100ms，反映的孔径为大孔和特大溶孔，且孔隙中流体主要为自由流体。

井壁成像测井表明该井段溶孔、溶洞发育，且孔径较大（图2）。

试油证实日产天然气

。

图2渡A井储层的有效性评价成果图

1.2确定有效储层孔隙度下限

有效储层孔隙度下限值的确定是储层评价和储量计算中的重要参数。

碳酸盐岩储层评价中要确定有效储层孔隙度和渗透率下限。

当储层中主要发育微孔隙时，其中的流体主要表现为束缚流体，在通常压差下不能流动，为无效储层；

当孔隙较大时，可动流体含量增大，达到一定程度，流体在一定压差下可以自由流动，从而形成有效储层，对应的孔隙为有效储层孔隙下限。

图3（A）、（B）分别是孔隙度为1.7%和2.69%的岩石T2分布特征。

图3（A）中T2分布呈双峰，左峰（主峰对应时间为50ms，幅度为0.30）为束缚流体峰，右峰（主峰对应时间为400ms，幅度为0.18）为可动流体峰，显然，束缚流体含量大于可动流体含量，储层为无效储层；

图3（B）中T2分布也呈双峰，束缚流体主峰对应时间为9ms，幅度为0.075，可动流体主峰对应时间为200ms，幅度为0.45，可动流体含量明显大于束缚流体含量，应为有效储层。

比较图3（A）和图3（B）可知，有效储层下限应该在1.7%和2.69%之间。

利用其它一系列核磁分析样品，进一步得到总孔隙度与束缚流体饱和度交会图，取束缚流体饱和度50%作为有效储层下限，则对应的孔隙度下限为1.8%（图4）。

图3不同孔隙度岩石横向驰豫分布特征

图4核磁分析孔隙度与核磁分析的束缚水饱和度关系

1.3估算渗透率

在裂缝-孔隙型储层中，地层渗透率主要受地层孔隙度及孔径大小、喉道宽窄等因素控制。

核磁共振测井可以提供地层孔隙度和孔径大小分布，利用核磁测井提供的有效孔隙度、可动流体孔隙度等信息所计算的渗透率可大大提高渗透率的计算精度。

根据斯伦贝谢Doll研究中心（SDR）公式和TIMUR-COATES公式可以将CMR的横向驰豫时间分布谱转化为渗透率。

其公式如下：

（1）SDR公式

其中T2Logmean为T2时间的对数平均值。

（2）TIMER-COATES公式

其中：

BFV=TCMR-CMFF；

TCMR为CMR总孔隙度，CMFF为CMR自由流体孔隙度。

在孔隙性地层，一方面，由于冲洗带可能含气，使测得的孔隙度小于实际孔隙度，并使估算的渗透率产生偏差，可采用密度、核磁结合的方法求取地层总孔隙度，再求取地层渗透率；

另一方面，上述公式是基于砂岩储层特征建立起来的，而碳酸盐岩地层的孔隙结构比砂岩的孔隙结构复杂得多，其孔隙尺寸与孔喉半径之比也大于同样孔隙度的砂岩储层。

因此，根据上述两公式计算渗透率时，其中的系数A必须要采用岩芯刻度的方法确定。

同时，考虑到地层含气时地层的T2谱峰值会有所移动，即影响T2Logmean，所以，采用Timer-coates公式计算渗透率较合适。

1.4分析流体性质

孔隙流体中横向驰豫时间除了与孔隙结构有关外，还与流体性质和磁场介质等因素有关。

横向驰豫时间T2由体积驰豫T2b、表面驰豫T2s及扩散驰豫T2d组成。

表面驰豫受孔隙结构因素影响，扩散驰豫与流体扩散系数、磁场作用强度和回波间隔因素有关，体积驰豫与流体固有特性有关。

因此，在固定磁场介质强度条件下，可以利用驰豫特性来研究岩石孔隙结构和流体性质。

要对流体进行识别，必须采用适当测量方式，强化流体性质对横向驰豫分布的影响[1]。

油、气、水中的含氢量、扩散系数和纵向驰豫时间都有很大差异（表1），这些因素对核磁T2分布又有很大影响。

可以采用适当测量方式突出这些因素对核磁共振结果的影响程度，从而达到利用核磁共振测井识别流体的目的。

目前识别流体性质的方法有三种，具体如表1。

表1不同流体核磁共振特性参数

流体类型

含氢指数（IH）

扩散系数

D（×

10-5cm2/s）

纵向驰豫时间T1（ms）

横向驰豫时间

T2（ms）

盐水

1

7.7

1～500

0.67～200

轻质油

7.9

5000

460

天然气

0.38

100

4400

40

1.4.1标准T2分布

图5油、气、水的T2分布特征

在通常测量方式下，油、气、水的横向驰豫分布是有差异的。

在水润湿岩石中，较小孔隙中为束缚流体，T2小；

较大孔隙中为自由流体，T2较大。

因此水层表现为双峰性质，且水层含氢量大，所以测量幅度大，图5（C）。

对于油层，通常占据较大孔隙部分，以体积驰豫为主，表现为特定的驰豫时间，T2分布呈分离状“双峰”,图5（B）。

气层由于扩散系数大，造成T2时间减小，因此T2分布呈单峰分布，或者“双峰”紧靠状分布,图5（A）。

1.4.2利用扩散系数差异识别流体（移谱法）

天然气与油、水扩散系数差异显著，扩散系数差异造成了长、短回波间隔的核磁共振测井T2分布形态有很大差异。

扩散系数大的流体使长回波间隔的T2分布峰向减小方向偏移，比较长、短回波间隔的T2分布峰态差异进行流体识别。

图6（A）、6（B）分别为长、短回波间隔的T2分布。

4045m—4065m井段长回波间隔T2分布峰明显向减小方向移动，为油气层特征。

图6不同回波间隔核磁共振处理结果图7不同等待时间核磁共振处理结果

（四川盆地坡X2井碳酸盐岩）（四川盆地渡A井碳酸盐岩）

1.4.3利用流体恢复时间差异（纵向驰豫T1）