T1- T2二维核磁共振页岩油储集层含油性检测方法

引用本文

丁娱娇, 李俊国, 朱伟峰, 刘爱平, 吕芳芳, 钟巍. T₁- T₂二维核磁共振页岩油储集层含油性检测方法 [J]. 录井工程, 2020,31(S1): 48-53.
DING Yujiao, LI Junguo, ZHU Weifeng, LIU Aiping, L#cod#x000fc; Fangfang, ZHONG Wei. T₁- T₂ two-dimensional NMR method for detecting oil-bearing property in shale oil reservoirs [J]. Mud Logging Engineering, 2020,31(S1): 48-53.
Doi:10.3969/j.issn.1672-9803.2020.S1.009 复制到剪切板

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T₁- T₂二维核磁共振页岩油储集层含油性检测方法

丁娱娇^①, 李俊国^①, 朱伟峰^①, 刘爱平^①, 吕芳芳^②, 钟巍^①

① 中国石油大港油田分公司勘探开发研究院

② 中国石油大港油田分公司资源评价处

作者简介：丁娱娇高级工程师,1974年生,1995年毕业于江汉石油学院测井专业,现在大港油田公司勘探开发研究院从事测井资料解释及应用研究工作。通信地址:300280 天津市滨海新区大港油田幸福路1278号。电话:(022)63961980。E-mail:dingyuj@cnpc.com.cn

摘要

核磁共振直接探测孔隙流体信息,是评价页岩油含油性的重要测井系列,但由于有机孔隙中沥青、束缚油、可动油与无机孔隙中束缚水的横向弛豫时间 T₂基本重叠,难以利用一维 T₂谱有效区分这些信息。通过流体组分核磁特性分析,发现不同流体纵向弛豫时间 T₁差异较大,特别是通过 T₁/ T₂能够有效评价页岩油含油信息,在此基础上提出了一种4状态下 T₁-T₂二维核磁共振页岩油含油性检测方法,即4状态法。实践结果表明,各种流体组分在 T₁- T₂二维谱图上具有不同的分布范围,通过对 T₁- T₂谱图进行数据分割,得到各种流体组分信息。利用该模型对歧口凹陷沙三段页岩油进行评价并进行水平井部署,实施后获得20 t/d以上的高产,验证了 T₁-T₂二维核磁共振页岩油储集层含油性检测方法的准确性。

关键词: 页岩油; 含油性; 流体组分; T₁- T₂二维核磁共振; 4状态法

中图分类号:TE132.1 文献标志码:A

T₁- T₂ two-dimensional NMR method for detecting oil-bearing property in shale oil reservoirs

DING Yujiao^①, LI Junguo^①, ZHU Weifeng^①, LIU Aiping^①, Lü Fangfang^②, ZHONG Wei^①

① Exploration and Development Institute of PetroChina Dagang Oilfield Company, Tianjin 300280,China

② Resource Evaluation Division of PetroChina Dagang Oilfield Company, Tianjin 300280,China

Abstract

The direct detection of pore fluid information by NMR is an important logging suite to evaluate oil-bearing property of shale oil. Since the transverse relaxation time T₂ of asphalt, irreducible oil and movable oil in organic pores basically overlaps with that of bound water in inorganic pores, it is difficult to distinguish these information effectively by one-dimensional T₂ spectrum. Through the analysis of the fluid compositions' nuclear magnetic characteristics, it is found that the longitudinal relaxation time T₁ of different fluids varies greatly, especially the oil-bearing information of shale oil can be effectively evaluated by T₁/ T₂. On this basis, a 4-state T₁- T₂ two-dimensional NMR method is proposed to detect the oil-bearing property of shale oil. The results show that various fluid compositions have different distribution ranges on T₁- T₂ two - dimensional spectrogram.By data partitioning of the T₁- T₂ spectrogram, various fluid composition information is obtained. The model was used to evaluate the shale oil in the third Member of Shahejie Formation in Qikou sag and horizontal wells were deployed. The high yield of 20 t/d is obtained after implementation, and the accuracy of oil-bearing property detection of T₁- T₂ two-dimensional NMR shale oil reservoir is verified.

Keyword: shale oil; oil-bearing property; fluid composition; T₁- T₂ two-dimensional NMR; 4-state method

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0 引言

黄骅坳陷古近系陆相页岩油矿物成分及含量复杂多变; 储集空间复杂, 有机孔、无机微孔、微裂缝并存^{[1, 2]}; 源储共存, 有机孔以及无机孔中均可能含油, 原油赋存状态复杂; 以电阻率测井系列为基础的含油性评价和饱和度定量计算已经不能用于页岩油含油性评价。核磁共振测量技术以避开固体骨架响应、直接探测孔隙流体中氢核信息的优越性, 在致密砂岩、低孔渗、低电阻率等复杂储集层流体性质评价方面取得了非常好的应用效果, 且在页岩油储集层物性评价中, 核磁共振测量技术亦发挥了至关重要的作用。但是, 与常规储集层相比, 页岩油中原油占据的储集空间发生显著变化, 原油不仅仅占据大孔径孔隙空间之中, 同时, 在有机孔隙中, 亦存在大量原油信息。由于有机孔隙中沥青、束缚油、可动油^{[3, 4]}与无机孔隙中束缚水的横向弛豫时间T₂基本重叠, 难以利用一维T₂谱有效区分这些信息。虽然不同性质、不同赋存状态流体横向弛豫时间T₂谱互相重叠, 但纵向弛豫时间T₁还是存在一定差异性, 特别是T₁/T₂差异明显, 为有效分析页岩油含油性, 提出了一种将页岩油岩样原始、饱和油、饱和水、离心等4种状态下T₁-T₂二维核磁共振测量谱图进行差异化分析, 建立页岩油不同性质、不同组分流体标准模板, 利用该模板去评价页岩油含油性的方法, 在生产中取得了良好的应用效果。

1 页岩油体积模型

常规碎屑岩储集层体积模型可以用图1a来描述, 主要包括骨架矿物、黏土束缚水、有效孔隙中占据微小孔径部分的毛管束缚水、占据大孔径部分的可动水和油气。核磁共振测量能够探测到的信息包括黏土束缚水、毛管束缚水以及可动水和油的信号。而页岩油相对于常规碎屑岩储集层而言, 最大的差异是源储一体, 除骨架矿物和无机孔隙之外, 还存在大量的有机质以及有机孔隙, 其中有机质(即干酪根)是以固态形式存在(图1b), 该部分信息目前的核磁共振测量仪器难以探测到。有机质存在大量孔隙, 孔隙中存在转化不完全的沥青质物质, 微小孔径中的束缚油以及相对大孔径中的可动油, 而可动油是可以产出的。当核磁共振测量参数回波间隔较大时, 有机孔中的流体信息探测会不完整, 此时需要高精度测量仪器以及设置非常短的回波间隔时间, 才能够探测到完整的有机孔中流体信息。

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	图1 常规砂泥岩储集层与页岩油储集层体积模型对比

2 一维核磁共振T₂谱检测局限性

为分析一维核磁共振T₂谱对页岩油无机孔和有机孔中流体组分分辨能力, 优选23 MHz高精度核磁共振成像分析仪, 设置0.1 ms回波间隔的采样间隔, 对同一块页岩油岩样在原始岩样、原始岩样饱和航空煤油、岩样预处理后饱和水、饱和水岩样离心后4种状态下进行高精度核磁共振T₂谱测量。这4种状态下岩样中分布流体不同。原始状态, 由于未做密闭保护等措施, 经过一段时间放置之后, 无机孔可动油或水以及有机孔中可动油可能会部分或完全挥发出去, 此时岩样中剩下的主要是有机孔和无机孔中束缚流体, 若可动油未完全挥发, 则可能含部分可动油; 原样饱和油状态, 岩样中充满了有机孔以及无机孔中大孔径的可动油; 岩样洗油后饱和水状态, 岩样中无机孔充满水的信息, 有机孔中为水以及可能部分没有完全洗净的残余油的信息; 饱和水岩样离心后状态, 以有机孔和无机孔束缚水为主。通过对比40块页岩油岩样原始、饱和油、饱和水、离心4种状态下核磁共振标准T₂谱, 发现它们有一个非常一致的规律(图2):即原始岩样T₂谱包络面积最小, 饱和油岩样T₂谱分布范围最宽, 长T₂谱信号明显增多, 原始岩样和饱和油岩样最左峰位置一致, 饱和水和离心后岩样最左峰位置一致, 饱和油岩样左峰位置相对于离心后岩样左峰位置更靠左。由此可得到以下认识:

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	图2 4状态核磁共振T₂谱对比图

(1)大孔径中可动油位于长T₂谱位置, 比较容易识别。

(2)短T₂谱部分(0.01~10 ms之间), 饱和油岩样T₂谱包络面积小于饱和水岩样T₂谱包络面积, 说明有无机微孔隙存在, 饱和油状态时油无法进入无机微孔隙, 因此饱和蒸馏水测量才能揭示全部孔隙。

(3)原始岩样T₂谱左峰与饱和油岩样T₂谱左峰位置一致, 饱和水岩样T₂谱左峰与饱和水后离心状态T₂谱左峰位置一致, 且含油状态下T₂谱左峰位置相对于洗油后状态下T₂谱左峰位置更靠左, 说明页岩油岩样中存在有机质, 且有机质T₂谱峰位置相对于无机小孔径T₂谱峰位置更靠左。

(4)饱和油岩样短T₂谱包络面积大于原始岩样短T₂谱包络面积, 说明有机质中可能存在束缚油信息。

在实验室中可以通过4种状态下T₂谱对比差异进行定性含油性评价, 但是除大孔径中可动油之外, 很难定量评价有机质、束缚水、有机质中束缚油等信息; 且在实际生产应用中, 由于只能采集到原始状态连续T₂谱信息, 单从T₂谱上很难将各种流体组分区分开来。

3 二维核磁共振测量流体识别原理

当饱和流体的岩石处于给定的梯度磁场中时, 基于给定的发射脉冲序列回波间隔T_E和给定有限的测量等待时间T_W, 测量到的回波串的幅度可以表示为^[5]:

b(t, T_W, T_E)= $\int \int \int$ f(T₁, T₂, D)k₁(T_W, T₁)k₂(t, T₂)× k₃(t, T_E, D)dDdT₁dT₂+ε (1)

式中:t为衰减时间; T_W为两个连续极化之间的等待时间; T_E为回波间隔; D为孔隙流体扩散系数; T₁为氢核纵向弛豫时间; T₂为氢核横向弛豫时间; f(T₁, T₂, D)表示氢核数在(T₁, T₂, D)三维空间的分布; b(t, T_W, T_E)表示回波间隔为T_E, 等待时间为T_W的回波串在时间t时的幅度; ε 为噪声。

三个核函数分别表示在T₁、T₂和扩散系数D的作用下, 磁化矢量随时间的变化, 表示为:

k₁(T_W, T₁)=1-α × exp(-T_W/T₁) k₂(t, T₂)=exp(-t/T₂)k₃(t, T_E, D)=exp(-γ ²G² ${T_{E}}^{2}$ Dt/12)(2)

式中:γ 为旋磁比; G为磁场梯度; k₁(T_W, T₁)核函数也称为极化因子, 对于反转恢复法α =2, 对于饱和恢复法 α =1。

这里假设G在空间和时间上都是常数, 因此核函数k₃(t, T_E, D)中不包含G变量; 当G在空间上不是常数时, 它的影响常常包含在扩散系数D中。

理论上, 核磁共振测量仪能够测量流体在(T₁, T₂, D)三维空间的分布规律, 但是在工业应用中, 受测量仪器以及采集方式等瓶颈技术制约, 测井主要是以一维核磁共振T₂谱测量为主, 近年来逐渐发展了二维核磁共振测井采集技术。

当测量等待时间T_W足够长时, 公式(1)中表示极化因子的核函数k₁(T_W, T₁)可以忽略, 此时公式(1)变为:

b(t, T_E)= $\int \int$ f(T₂, D)k₂(t, T₂)k₃(t, T_E, D)dDdT₂+ε (3)

式中:f(T₂, D)表示氢核数在(T₂, D)二维空间的分布; b(t, T_E)表示回波间隔为T_E的回波串在t时的幅度。

当固定测量回波间隔T_E为较小值, 磁场梯度G不大或为均匀磁场时, 公式(1)中表示扩散弛豫的核函数k₃(t, T_E, D)可以忽略, 此时公式(1)变为:

b(t, T_W)= $\int \int$ f(T₂, T₁)k₁(T_W, T₁)k₂× (t, T₂)dT₁dT₂+ε (4)

式中:f(T₂, T₁)表示氢核数在(T₂, T₁)二维空间的分布; b(t, T_W)表示等待时间为T_W的回波串在t时的幅度。

在T₂-D二维核磁模式中, 主要通过改变回波间隔T_E来体现流体扩散特性, 对于页岩油储集层, 由于有机孔以纳米级孔隙为主, 为记录完整的有机孔信息, 要求回波间隔设置非常短, 故增大回波间隔时, 核磁共振测量难以记录到完整有机孔隙信息。这表明, 利用T₂-D二维核磁来评价页岩油存在局限性。对于T₁-T₂二维核磁模式, 虽然有机孔隙信息与束缚水信息在T₂谱上基本重叠在一起, 但是有机孔中沥青质、原油和无机孔中原油的纵向弛豫时间T₁均长于相似情况下水的 ${T_{1}}^{[6 ⁃ 7]}$ , 在T₁/T₂上差异更为明显。图3分别展示了不同性质流体在一维T₂谱图和二维T₁-T₂谱图上分布位置对比, 可见在一维T₂谱图上显示的流体性质难以区分的现象, 在二维谱图上得到了有效地解决。

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	图3 不同性质流体在一维T₂谱图和二维T₁-T₂谱图上分布位置对比

4 二维核磁共振检测方法

由前文分析可知, 页岩油不同赋存状态下流体组分的核磁共振纵横向弛豫时间比T₁/T₂响应特征存在差异, 通过纵向弛豫时间T₁的引入, 绘制T₁-T₂二维核磁共振谱图, 不同流体组分在T₁-T₂谱图上占据位置不同, 可基于T₁-T₂二维谱图位置开展页岩油流体组分及含量分析。

4.1 检测步骤

为建立准确的页岩油流体组分位置标准谱图, 本文提出了4状态法T₁-T₂二维核磁共振页岩油流体组分检测方法, 具体步骤如下。

第1步:应用23 MHz高精度核磁共振成像分析仪, 设置0.1 ms回波间隔采集参数, 对裸露放置一段时间的页岩油岩样进行原始状态下T₁-T₂二维核磁共振模式信号采集。此时, 岩样中的流体组分主要包括有机孔、无机孔中束缚流体以及可能存在的部分可动油信息。

第2步:用航空煤油饱和原始岩样, 采用相同的设备和参数进行T₁-T₂二维核磁共振信号采集。此时, 岩样中的流体组分除原始岩样中所包括的流体组分之外, 已经被挥发了的无机大孔径中的可动油和有机孔中的可动油得到恢复。

第3步:对饱和油岩样进行洗油、洗盐、烘干等预处理, 并用蒸馏水对预处理后的岩样进行饱和, 得到完全饱和水的页岩油岩样, 之后采用相同方法对饱和水页岩油岩样进行T₁-T₂二维核磁共振信号采集。理论上, 所有油的组分都被清洗掉, 无论是有机孔还是无机孔均为充填水的信号; 但在实际操作过程中, 无机孔中所有可动油都能被处理掉, 有机孔中能够溶解流动的油亦被清洗干净, 而有机孔中的沥青质和束缚油非常难以处理干净, 可能会遗留下部分信息。此时, 岩样中流体组分主要包括可能剩下的有机孔中难以清除的沥青质、束缚油和各种状态下水的信号, 此时测量的孔隙信号最为完整。

第4步:利用离心机对饱和水岩样进行甩干, 采用相同方法对离心后页岩油岩样进行T₁-T₂二维核磁共振信号采集。此时, 可动水基本上已经完全被去掉, 岩样中流体组分主要包括可能剩下的有机孔中难以清除的沥青质、束缚油和无机孔中束缚水信号。

第5步:采用Butler-Reeds-Dawson(BRD)或奇异值分解法(SVD)对测量信息进行T₁-T₂二维成图处理, 得到4种状态下T₁-T₂二维核磁共振流体组分分布谱图。

第6步:对比分析4种状态下T₁-T₂二维谱图响应特征差异, 建立完整状态下页岩油不同流体组分分布标准模板。

第7步:利用建立的标准模板对实际生产中T₁-T₂二维谱图进行分区求和, 得到各种流体组分的孔隙体积。

图4为经过上述1至5步工作得到的一块页岩油岩样4种不同状态下T₁-T₂二维核磁共振测量谱图。中间蓝色背景区域为T₁-T₂二维谱图区域, 横坐标为横向弛豫时间T₂, 纵坐标为纵向弛豫时间T₁, 非蓝色区域的彩色信号代表岩样在二维核磁共振谱图中所处的位置和信号强度, 颜色越深代表信号强度越大; 所处位置反映岩心中流体位置, 根据占据位置, 可以区分流体组分, 信号占据范围大小和颜色深浅, 反映流体组分在总孔隙体积中所占比重。二维谱图顶部显示了对应的一维T₂谱图分布, 右侧显示了对应的一维T₁谱图分布。二维谱图区间中白色断线为T₁/T₂分布线。

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	图4 页岩油岩样4种状态下T₁-T₂二维核磁共振谱图

4.2 流体组分T₁/T₂分界

由4种状态下T₁-T₂二维谱图对比, 可以得到如下认识:(1)各种流体组分均位于左上半部分区域, 即位于T₁/T₂=1分界线上方; (2)无论是束缚水还是可动水, 其在T₁-T₂二维谱图上均靠近于T₁/T₂=1这条线; (3)可动油相对于可动水更靠右上方, 其T₁/T₂大于1; (4)有机孔油相对于无机孔油靠左, 与束缚水T₂位置相当, 但其T₁位置相对于束缚水峰靠上。

通过不同状态谱图对比, 可以确定黏土束缚水、无机孔毛管束缚水、无机孔可动水、无机孔可动油、有机孔沥青质、有机孔束缚油、有机孔可动油以及无机孔可动油在T₁-T₂二维谱图上的分布位置(图5a), 综合分析所有页岩油岩样测量结果, 结合不同组分流体T₁、T₂理论数值分布范围, 将图5a进一步优化, 给出不同组分流体T₁、T₂分界边界(图5b), 由于有机孔中可动油和无机孔中可动油均属于可采范畴, 在分界时, 可将其合并为同一组分, 得到总的可动油信息; 用该标准模板, 即可对T₁-T₂谱图进行数据分割, 得到各种流体组分含量。提取得到的含油信息、沥青质信息, 结合其他方法得到的干酪根信息, 可以计算页岩油产能指数, 产能指数越高, 含油性越好。具体计算公式如下:

RPI= $\frac{{V_{oil}}^{2}}{V_{oil} + V_{b} + V_{TOC}}$ (5)

式中:RPI为页岩油产能指数; V_oil为页岩油含油体积, 其值为无机孔可动油、有机孔可动油、有机孔束缚油之和; V_b为有机孔沥青质体积; V_TOC为干酪根体积。

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	图5 T₁-T₂二维核磁共振不同流体组分标准谱图

5 应用实例

图6为应用T₁-T₂二维核磁共振测井评价页岩油含油性的实例, 图中所示井段为E ${s_{3}}^{1}$ 段C 3甜点层。图中第6道为采集得到的纵向弛豫时间T₁谱, 第7道为横向弛豫时间T₂谱, 第8道为部分深度点的T₁-T₂二维核磁共振谱图, 第9道为由T₁-T₂分布谱得到的有效孔隙度和总孔隙度, 第12道为由T₁-T₂分布谱得到的各种流体组分所占孔隙体积, 第10道总可动油饱和度, 第11道为页岩油产能指数。目标区块页岩油产能指数大于1即可解释为优质储集层, 由可动油体积和页岩油产能指数曲线可知, 目标层段优质甜点发育。

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	图6 二维核磁共振流体性质评价谱图(实例)

为最大限度开发该层系, 将该层系作为目标箱体, 部署钻探水平侧钻井。对水平侧钻井该目标井段试油, 压后3 mm喷嘴自喷, 产油22.71 t/d, 产气3 801 m³/d, 验证了T₁-T₂二维核磁共振页岩油含油性检测的准确性。

6 结论

页岩油源储一体, 含有大量的有机孔隙, 原油不仅分布在大孔径无机孔隙中, 有机孔隙中亦含有丰富的沥青质、束缚油和可动油。原油复杂的赋存状态, 使得常规测井和一维核磁共振T₂谱测量难以满足页岩油含油性评价。核磁共振直接探测孔隙流体信息, 在评价页岩油含油性方面存在明显优越性。虽然不同性质和赋存状态流体横向弛豫时间T₂谱互相重叠, 但纵向弛豫时间T₁还是存在一定差异性, 特别是T₁/T₂比值差异明显。本文提出的4种状态方法T₁与T₂二维核磁共振测量谱图能够有效建立页岩油不同组分流体标准模板, 利用该模板评价页岩油含油性, 在生产中应用取得了较好的效果。

(编辑王丽娟)

参考文献

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