核磁共振 谱法估算毛管压力曲线综述

文章编号:1000-2634(2003)06-0009-04

核磁共振T2谱法估算毛管压力曲线综述Ξ

阙洪培,雷卞军

(西南石油学院基础实验部,四川南充637001)

摘要:用油藏实测NMR T2谱换算毛管压力曲线,首先需正确确定T2截止值,将T2谱划分为束缚流体T2谱和可动流体T2谱,然后对可动流体T2谱进行烃影响的校正,校正后的可动流体T2谱加上束缚水T2谱获得S W为1条件下的T2谱,然后用换算系数κ将T2谱直接转换成毛管压力曲线。经大量岩心分析和实际NMR测井数据试验表明,碎屑砂岩油藏NMR测井T2分布数据估算毛管压力曲线方法可靠,与岩心压汞毛管压力曲线吻合,其精度相当于常规测井解释。应用这一方法换算的毛管压力曲线可用于确定含油(气)深度范围的饱和度—高度关系,确定油藏自由水面位置。

关键词:核磁共振T2谱;毛管压力曲线;碎屑砂岩;测井解释

中图分类号:TE135 文献标识码:A

油藏毛细管性质决定油水分布,因此毛管压力的测定是油藏表征的基本要素。迄今毛管压力曲线的测定仅限于岩心分析,通常岩心数量非常有限;其次取心有机械风险,且费用高,实验室岩心分析常常不能完全代表井下的渗透条件;第三只能取得小块岩心,不一定能代表目的层段。用油藏NMR测井T2分布数据直接换算毛管压力曲线,其优点是不用取心,也不采用电缆测井连续取样,不失为缺乏岩心的油井获得毛管压力曲线的一种新方法,同时开辟了一种确定油藏饱和度—高度关系的新途径。

本文综述了根据NMR测井T2分布数据直接换算毛管压力曲线的方法及烃对T2谱影响的校正方法[1],举例介绍了这一方法的应用效果。

1　NMR T2谱直接换算毛管压力曲线的理论基础

NMR测井工具测量氢核自旋磁化强度感应信号的强度及其随时间的衰减。对于真实岩石,由于岩石的孔隙分布是非均匀的,弛豫时间呈多指数特征衰减。核磁信号强度与测量体中的流体(水或烃)的氢原子量成正比,对100%水饱和的岩石而言,弛豫时间与孔隙大小成正比,孔隙越小,弛豫时间越短,反之弛豫时间越长,这样孔隙大小的分布就决定了弛豫时间的分布。短T2分量反映岩石小孔隙,长T2分量反映岩石大孔隙,各T2分量之和正比于岩石的总孔隙。

而压汞排驱毛管压力曲线的每一点代表一定压力下非湿相流体所占据的孔隙体积百分数,其毛管压力由流体的表面张力和孔喉半径确定:

p c=2σcosθ/r(1)式中:σ为表面张力;θ为流体介面与孔隙壁面之间的接触角;r为孔喉半径。

具体由NMR T2分布获得毛管压力曲线时,需已知累计T2分布及其倒数T-12以及换算系数:κ=p

c

/T-12(2)由于NMR T2测量代表一定孔隙的孔隙体积,而毛管压力的测量代表一定孔喉体积,对碎屑砂岩,砂粒半径通常决定着孔隙大小及其孔隙通道(喉道)的大小,因此碎屑砂岩的孔喉比一定,两种测量可反映出相同的孔隙几何形态。通过压降注汞(介于p c 和p c+d p c之间注入H g体积)与NMR T2分布曲线对比分析,两种曲线总体上(特别是毛管压力曲线平缓段100%～40%)吻合相当好[2]。

这里介绍的NMR毛管压力曲线方法,孔隙分布和孔喉分布的绘制和对比分析都是用对数比例尺,

第25卷　第6期 西南石油学院学报 Vol.25　No.6　2003年　12月 Journal of S outhwest Petroleum Institute Dec　2003　Ξ收稿日期:2002-09-22

作者简介:阙洪培(1956-),女(汉族),重庆市人,讲师,从事石油工程研究。

而别的毛管压力曲线—深度关系总是采用线性比例尺。用对数比例尺寻求最大相关性时,预测饱和度即使最小的误差都会导致最佳比例常数不同(由于来自大孔隙的加权贡献减少)。

另一点值得注意的是,要采用油藏全套岩心栓

(用于实验的岩样)确定换算系数κ,而不是每块岩样各自的换算系数κ;整个油藏各条NMR T 2谱均采用同一个κ换算毛管压力曲线;有时,如表面驰豫率变化极大的碎屑岩和碳酸盐岩层序地层,换算系数κ也会随地层类型而变化,因此可按油藏开发区确定换算系数κ。

2　NMR T 2谱直接换算毛管压力曲

线方法步骤

2.1　岩样100%水饱和时的NMR T 2谱换算毛管

压力曲线

(1)实验方法

对100%水饱和的岩样进行NMR 测量(确定总孔隙体积),然后对同一岩样采用离心(用空气)排替水后再进行NMR 测量(确定毛管压力和岩心中水体积),回波间隔时间为0.35ms ,用硬薄岩夹层衰减反演软件处理原始NMR 衰减曲线获得所有T 2分布。用岩样压汞毛管压力曲线做对比分析。

(2)NMR T 2数据换算毛管压力曲线步骤a.选择一组岩心栓,按上述实验方法做NMR

测量和毛管压力测量,获得S W 和T 2谱;

采用迭代图解优化方法确定最小平均饱和度误差相应的最佳κ值;

b.用所确定的最佳κ值,代入公式(2)进行T 2—毛管压力p c 换算。迭代图解法确定最小平均饱

和度误差相应的最佳κ值方法如图1所示(图中的κ采用Ltd ,U K 编写的实用油藏技术“砂岩NMR 一览表”数据库数据确定)。

纵坐标为岩心NMR 平均含水饱和度(按实验方法确定)与压汞毛管压力曲线确定的平均非湿相饱和度之差(%),横坐标为换算系数κ=

p c /T -12(7.031×10-3

MPa )。图1中的细虚线代表每

组岩心(10块)的平均饱和度误差与κ关系曲线,误

差曲线的最低点对应于NMR 数据换算毛管压力曲线的最佳κ值。粗实线为油藏全部岩心(共186块)平均饱和度误差与κ关系曲线,其最小饱和度误差

点对应的横坐标为整个油藏最佳换算系数。

图1　换算系数迭代图解优化方法

由图1可知,由于各条排替曲线最小饱和度误差均小于整个油藏平均曲线的最小饱和度误差,因此分地区确定换算系数效果更佳。

p c 为0～500(7.031×10-2MPa )范围内,无任

何岩心刻度时,可用通用换算系数κ=3(7.031×10-3MPa )进行T 2—p c 换算,要求饱和度误差精度

为12个饱和度单位,而用岩心刻度κ进行T 2—p c 换算,饱和度误差精度为9个饱和度单位[1]。

采用同一个换算系数进行NMR —毛管压力曲线换算,可圆满再现H g —空气毛管压力曲线特征。上述若岩心刻度数据很有代表性时,可使总的误差和平均误差小于1个饱和度单位。

2.2　岩心部分饱和水(含烃)状态下的NMR 数据

换算毛管压力曲线方法步骤

上述岩心100%饱和水状态下测量NMR T 2分布换算毛管压力曲线,其假设条件是毛管压力曲线和NMR T 2分布反映同样的孔隙几何形态。而孔隙中存在非湿相烃时,由于来自烃的NMR 信号的驰豫时间与孔隙大小无关[4],使油藏NMR 测井T 2分布中的长T 2值缺失或减小,若直接应用实测T 2分布谱换算毛管压力曲线会导致错误结果,与H g —空气毛管压力曲线相比,在毛管压力曲线的p c 较低段偏差较大[1],因为油的NMR 信号数据占优势。

因此油水分布条件下,不能简单应用T 2分布数据换算毛管压力曲线,必需对T 2分布数据进行烃影响的校正,其校正方法如下:

(1)应用T 2截止值方法或加权函数法[5]将实

测油+水T 2谱划分为束缚水波谱和可动水波谱;

(2)按图2的方法推测最佳T 2f 值;

(3)人为绘制可动水波谱曲线,波峰位置由T 2f

01西南石油学院学报 2003年