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利用核磁共振评价致密砂岩储层孔径分布的改进方法

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利用 核磁共振 评价 致密 砂岩 孔径 分布 改进 方法
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第 36卷第 2期2012年 4月测井技术WELL LOGGING TECHNOLOGYVol.36 No.2Apr 2012基金项目 :国家重大专项鄂尔多斯盆地大型低渗透岩性地层油气藏开发示范工程 (编号 :2011ZX05044)作者简介 :刘天定 ,男 ,1980年生 ,工程师 ,从事岩石物理学 、测井评价及测井新技术应用与研究 。文章编号 :1004-1338(2012)02-0119-05利用核磁共振评价致密砂岩储层孔径分布的改进方法刘天定1,2,赵太平1,2,李高仁1,2,石玉江1,2(1.长庆油田公司勘探开发研究院 ,陕西 西安710018;2.低渗透油气田勘探开发国家工程实验室 ,陕西 西安710018)摘要 :岩心核磁共振 (NMR)的T2 分布可反映致密砂岩岩样全部孔隙信息,毛细管压力曲线只能反映一部分孔隙信息 。提出改进方法 ,通过对长庆油田致密砂岩储层24块岩样核磁共振 T2分布和毛细管压力曲线分析 ,消除致密砂岩储层微孔隙对 T2分布贡献后 ,研究剩余 T2分布与毛细管压力曲线之间的关系 ,得到了转化系数比较准确的经验公式 。核磁共振 T2分布得到的伪毛细管压力曲线的改进方法可完整反映致密砂岩的孔隙结构 。实例验证表明 ,该方法能明显提高致密砂岩储层毛细管压力曲线的构造精度 。关键词 :核磁共振 ;毛细管压力曲线 ;致密砂岩储层 ;孔隙结构中图分类号 :P631.84    文献标识码 :AAn Improved Method to Evaluate Pore Size Distribution of Tight Sandstone Reservoir UsingNMRLIU Tianding1,2,ZHAO Taiping1,2,LI Gaoren1,2,SHI Yujiang1,2(1.Institute of Exploration &Development,Changqing Oilfield Company,PetroChina,Xi’an,Shaanxi 710018,China;2.State Engineering Laboratory for Low-permeability Oil/Gas Exploration and Development,Changqing Oilfield Company,PetroChina,Xi’an,Shaanxi 710018,China)Abstract:Nuclear magnetic resonance(NMR)T2distribution of core and capilarypressure canbe used to characterize pore throat structures of rock in some degree,and core space reflected byNMR T2distribution is more than that reflected bycapilarypressure curves.Determiningthetransferringcoefficient between T2and pcis the keystepwhen NMR is utilized to studyrock porethroat structure.A new method for constructingpore structure from NMR T2distribution is putforward,and experiential expression is derived.The method uses T2distribution to constructcapilarypressure curves after eliminatingsome contributions to T2distribution.Applyingthemethod to 24cores from Changqingoilfield we did some analysis and comparison.It is believedthat the pseudo capilarypressure curves come from NMR T2distribution can reflect pore throatstructure of tight sandstone reservoir completely.Practical tests indicate that the method canprovide reliable principle and methodology support for using T2distribution to evaluate porestructure.Keywords:nuclear magnetic resonance(NMR),capilarypressure curve,tight sandstone reser-voir,pore structure0 引言核磁共振 (NMR)岩心分析已经发展成为一种非常重要的地球物理观测手段 。从核磁共振法岩心分析T2(横向弛豫时间 )分布中获得毛细管压力信息评价岩石孔隙结构是核磁共振法技术优势之一 。岩石的孔隙和喉道的结构特征是砂岩储层结构的重要组成部分 ,也是影响油气储集与油田开发的内在因素[1-6]。随着石油勘探和开发的延伸 ,低孔隙度低渗透率油田储量所占比例越来越大 ,这类油田往往是致密砂岩储层 ,压实程度高 ,成岩作用复杂 ,储层物性受岩性及孔隙结构的控制 。因此 ,储层孔隙结构是影响岩石物理特征的关键因素之一 ,研究致密砂岩储层孔隙结构具有十分重要的理论与实际意义 。与传统的压汞测量方法相比 ,实验室核磁共振测量方法具有快速和无损害的特点[7]。Yakov、运华云 、刘堂宴 、何雨丹等先后利用核磁共振T2分布对岩石微观孔隙结构进行了研究和改进[8-12]。本文根据特低渗透储层实验分析资料 ,提出消除一部分微孔隙对T2分布的贡献 ,利用剩余T2分布与实测毛细管压力曲线进行比较研究 ,获得比较准确的转化关系 。再利用这种比较准确的转化关系将饱和水的T2分布构造的毛细管压力曲线与实测的毛细管压力曲线进行了对比 ,证实了改进方法的效果 ,为利用核磁共振T2分布研究致密砂岩储层孔隙结构提供了可靠的方法 。1 理论基础核磁共振T2分布与由毛细管压力曲线得到的孔喉分布一样 ,都反映了岩石的孔隙结构 ,两者之间有密切关系 。应用核磁共振与压汞资料进行致密砂岩孔隙结构研究 ,关键是要找出岩石孔隙弛豫时间与毛细管压力的转换关系 。由油层物理学可知 ,毛细管压力与岩石孔隙横向弛豫时间之间关系为pc=0.735×CT( )21n(1)式中 ,pc为毛细管压力 ,MPa;n为大于0的整数 。令A=0.735n×C1/n,B=1/n,则式 (1)可简单表示为pc=A×T-B2(2)能通过实验得到A与B的经验关系式将T2分布转化为毛细管压力曲线 ,即伪毛细管压力曲线 。2 致密砂岩T2分布与实测毛细管压力曲线特征及差异行业标准明确界定了覆压条件下的地层渗透率小于0.1mD*的砂岩为致密砂岩 ,而对地面条件下致密砂岩的渗透率并没有明确的界定 。通常做法是通过实验室模拟地层条件下的渗透率推算地区致密砂岩的地面渗透率界线 。实验表明 ,长庆油田致密*非法定计量单位 ,1mD=9.87×10-4μm2,下同砂岩地面条件下的渗透率小于1.2mD,实验所用样品渗透率均为地面条件下的渗透率 ,绝大部分样品为致密砂岩 。研究表明 ,压汞法和核磁共振法在反映孔隙空间的束缚水体积部分存在差异[13]。致密砂岩常用的毛细管压力测定方法是压汞法 。它在真空条件下对洗净烘干的岩样用非润湿相汞驱替气[13]。随着注入汞压力的增大 ,汞逐渐进入较小的孔隙空间 。当孔隙空间100%充满汞时 ,压汞毛细管压力曲线能完整反映孔喉空间的变化 。实践证明 ,汞的充注能力有限 ,在有限压力条件下 ,汞不能进入孔隙空间特别微小部分 。因此压汞毛细管压力曲线反映孔隙空间能力有限 ,只能对应反映致密砂岩孔隙自由水和部分束缚水孔隙空间 。由于致密砂岩渗透率特别低 ,孔隙结构复杂 ,压汞进汞饱和度通常界于70%~85%之间 ,且没有 “双拐点 ”(见图1),说明致密砂岩部分束缚水孔隙空间并没有在压汞曲线上反映出来 。图 1致密砂岩实测毛细管压力曲线与压汞法相比 ,核磁共振法能同时反映所有的孔隙空间 。核磁共振法测量采用水饱和致密砂岩岩样 ,在一定压力下浸泡较长时间 ,这样水便能进入孔隙空间的任何部分 。孔隙中的空间分为自由水空间和束缚水空间 。自由水空间对应孔隙空间大 ,对应弛豫时间相对长的部分 ;束缚水空间对应孔喉非常微小 ,对应弛豫时间非常短的部分 。从致密砂岩的T2分布可以看出 ,岩样的孔隙束缚水饱和度高 ,束缚水空间相对较大 ,且弛豫时间较短 (见图2),说明岩样微小孔隙空间相对较多 ,自由孔隙空间相对较少 。因此 ,致密砂岩采用压汞法与核磁共振法获得的孔隙空间分布并不完全一致 。核磁共振T2分布能反映所有孔隙空间 ,具有反映孔隙信息全面性的特点 。而压汞法反映的是不足100%孔隙空间的分布信息 。试图将2种方法获得的孔隙分布完全对应研究伪毛细管压力转换关系是不可取的 。·021· 测井技术2012年图 2致密砂岩饱和水岩样离心前后 T2分布图3 T2分布构造毛细管压力曲线的改进方法利用核磁共振T2分布构造毛细管压力曲线 ,需要消除一部分微孔隙对T2分布的贡献 ,这样就可能获得与压汞法对应相等的孔隙分布信息 。利用这种对应的分布信息研究两者之间转换关系才是比较准确的 。被消除的T2分布反映了微小孔隙空间的贡献 ,由于没有对应的压汞曲线信息 ,如何将这一部分反映出微小孔隙空间的T2分布构造出合理的伪毛细管压力曲线 ,目前还没有较为可靠的方法 。提出将反映微小孔隙空间的这一部分T2分布套用前面已获得的两者转换的关系 ,将这部分反映微小孔隙空间的T2分布转换 ,最后再将2次转换的伪毛细管压力曲线叠加 ,才能完整反映致密砂岩的孔隙空间分布 。具体的做法是将实测毛细管压力曲线和归一化后累积T2分布置于同一坐标轴下 ,纵轴为饱和度 ,横轴为横向弛豫时间和毛细管压力 。参考核磁共振反演T2分布布点方法 ,固定纵轴饱和度2n个点采样 ,通过多元回归的方法找出T2与毛细管压力的关系 。何雨丹等[12]提出利用离心法将薄膜束缚水部分信号去掉 ,利用剩余的自由水T2分布构造毛细管压力曲线 。这种方法的缺点在于难以界定薄膜束缚水的截止值 ,尤其是特低渗透储层 ,薄膜束缚水的T2分布贡献更是难以界定 ,因此 ,有可能会损失一部分有用信息 ,且离心机操作使用参数不能准确把握 ,有较强的地区经验性 。尤其是致密砂岩 ,束缚水饱和度相对高 ,且孔隙结构复杂 ,离心机的操作更是难以把握 。采用上述方法进行对比 ,可以保证转化关系的准确性 ,同时避免了因实验操作而导致的误差 。选取长庆油田致密砂岩储层岩样24块 ,进行了核磁共振与压汞实验 。(1)首先对24岩样进行核磁共振实验 ,获得岩样准确的T2分布图 ;(2)对这批岩心进行压汞实验 ;(3)绘制岩样归一化后累积T2分布和进汞饱和度分布曲线 ;(4)取出20块岩样实验数据 ,用上述方法找出A与B的变化关系 ,利用式 (2)得到剩余4块岩样的伪毛细管压力曲线 ;(5)分析比较剩余4块伪毛细管压力曲线与实测毛细管压力曲线 ,验证转化关系式的准确性 。4 实验结果及分析20块岩心核磁共振与压汞实验数据及对应A、B值见表1。表 1致密砂岩储层岩心实验基本数据表岩心编号孔隙度 /%渗透率 /(×10-3μm2)A  B  T2g/ms1  15.3  3.690  433.000  1.395  38.002  15.2  0.839  172.130  1.178  28.403  12.1  1.960  271.030  1.317  40.004  14.2  1.800  145.670  1.217  34.935  8.9  0.120  45.972  0.381  11.556  10.9  0.110  56.718  0.655  24.697  13.2  0.252  92.882  0.783  23.418  13.4  0.320  88.938  0.823  25.669  14.7  0.610  176.510  1.005  33.3010  12.0  0.159  69.546  0.726  24.2011  12.5  0.109  65.043  0.670  19.4612  8.0  0.169  40.928  0.571  12.0813  14.2  0.501  287.350  1.189  31.6014  14.9  0.513  220.090  1.141  32.0015  13.3  0.613  282.090  1.162  37.7016  13.4  0.912  389.320  1.289  39.5217  14.4  1.290  154.230  1.233  34.5018  14.2  0.414  278.450  1.164  32.3219  12.3  0.229  153.360  0.927  31.4420  9.2  0.079  35.630  0.345  13.90这批岩心渗透率最大的为3.690mD,最小仅为0.079mD,孔隙度为8.0%~15.3%,是非常典型的特低渗透率致密砂岩储层岩样 。通过对数据的整理分析 ,发现A、B与T2g的相关性最好 ,达到了0.90以上 。图3是A与T2几何平均值 (T2g)之间的关系 ,其表达式为A=13.59e0.0814T2g(3)相关系数R=0.913。·121·第 36卷第 2期刘天定 ,等 :利用核磁共振评价致密砂岩储层孔径分布的改进方法图4是B与T2g之间的关系 ,其表达式为B=0.034T2g-0.0015(4)相关系数R=0.925。利用A、B值的变化关系式 ,就可以得到新岩样的伪毛细管压力转化关系式 。为验证该方法及关系式的准确性 ,将剩余的4块致密砂岩岩心的T2分布转化为伪毛细管压力曲线 ,对伪毛细管压力曲线与实测毛细管压力曲线进行对比 。实验基本数据见表2。表 2验证岩心样品实验基本数据表岩心编号孔隙度 /%渗透率 /(×10-3μm2)T2g/msY1  15.7  1.390  27.50Y2  13.8  0.627  15.30Y3  14.1  0.333  14.00Y4  12.5  0.109  16.45利用式 (3)和式 (4),分别得到4块岩样的A、B值 ,代入式 (2),将核磁共振饱和水T2分布转化为毛细管压力曲线 ,即伪毛细管压力曲线 。伪毛细管压力曲线与实测毛细管压力曲线对比结果见图5。通过对致密砂岩孔隙结构特征的分析 ,核磁共振T2分布得到的伪毛细管压力曲线完整反映了致密砂岩的孔隙结构 ,而实测毛细管压力曲线反映了绝大部分孔隙结构 。因此 ,在对比实验结果时 ,采用小于进汞饱和度的曲线来验证转化方法的准确性 。图 5伪毛细管压力曲线与实测毛细管压力曲线对比·221· 测井技术2012年  由图5可知 ,渗透率相对较高的致密砂岩岩样小于进汞饱和度部分的伪毛细管压力曲线与实测毛细管压力曲线吻合较好 ,但渗透率相对比较低的致密砂岩吻合程度比较低 。这一方面说明当致密砂岩渗透率非常低 ,孔喉非常细小时 ,利用上述方法转换伪毛细管压力曲线存在一定的局限性 ;另一方面也说明岩样越致密 ,孔喉越细小 ,压汞曲线反映孔喉空间的能力越弱 。用核磁共振法与压汞法对比的准确程度就相对较低 。核磁共振能反映岩样所有孔隙空间 ,但不反映孔隙的连通情况 。压汞反映的主要是孔喉的连通情况 。2种方法和物理意义并不完全一致 。由实验结果也可以看出 ,试图将2种方法获得的孔喉分布完美对应是不现实的 。5 结论(1)通过对长庆油田24块致密砂岩岩样的核磁共振及压汞实验分析 ,研究了利用核磁共振T2分布得到的伪毛细管压力曲线的改进方法 ,该方法经过同一地区的致密砂岩岩样数据验证 ,证明了该方法的可靠性 。(2)通过回归分析得到了长庆油田致密砂岩岩心的核磁共振T2分布转化经验关系式 。(3)核磁共振方法反映了完整的孔喉空间分布 ,与压汞方法相比 ,渗透率相对较高致密砂岩的转换准确程度较高 ,而渗透率非常低 ,孔喉非常细小的转换准确程度相对较低 ,这类致密砂岩孔径分布评价方法仍需要进一步加强研究改进 。参考文献 :[1]Coates G R,Xiao L Z,Prammer M G.NMR LoggingPrinciples and Applications[M].Texas:Gulf PublishingCompany,1999.[2]Lowden B D,PorterM J,Powrie L S.T2Relaxation TimeVersus Mercury Injection Capilary Pressure:Implicationsfor NMR Logging and Reservoir Characterization[C]∥SPE 50607,1998.[3]肖立志 .核磁共振成像测井与岩石核磁共振及其应用[M].北京:科学出版社 ,1998.[4]刘晓鹏 ,肖亮 ,张伟 .储层毛细管压力曲线构造方法及其应用 [J].西南石油大学学报 :自然科学版 ,2008,30(6):126-130.[5]钟大康.储层毛细管压力曲线的拟合及地质应用 [J].沉积学报 ,1997,15(3):162-165.[6]廖明光 ,谈德辉 ,李仕伦.储层岩石基于物性参数的孔喉体积分布反演模型 [J].矿物岩石 ,2000,20(4):57-62.[7]康毅力 ,张浩 ,游利军 ,等.致密砂岩微观孔隙结构参数对有效应用变化的响应 [J].天然气工业 ,2007,27(3):46-48.[8]李海波 ,朱巨义 ,郭和坤.核磁共振 T2谱换算孔隙半径分布方法研究 [J].波谱学杂志 ,2008,25(2):273-279.[9]谢然红 ,肖立志 ,邓克俊 ,等.二维核磁共振测井 [J].测井技术 ,2005,29(5):430-434.[10]运华云 ,赵文杰 ,周灿灿 ,等.利用 T2分布进行岩石孔隙结构研究 [J].测井技术 ,2002,26(1):18-21.[11]刘堂宴 ,马在田 ,傅容珊.核磁共振谱的孔喉结构分析[J].地球物理学进展 ,2003,18(4):328-333.[12]何雨丹 ,毛志强 ,肖立志 ,等.核磁共振 T2分布评价岩石孔径分布的改进方法 [J].地球物理学报 ,2005,48(2):737-742.[13]沈平平 ,李克文 ,季京生 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