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1、核磁共振录井技术在海上的应用 林炳龙 中法渤海地质服务有限公司 摘 要： 录井资料作为钻探现场的第一手资料, 时效性强是其优势之一。核磁共振录井技术在海上应用之前, 在海上钻探时, 无法第一时间获取孔渗饱资料。这是因为无法在钻进过程中及时得到所需样品, 且分析周期比较长。核磁共振录井技术是在实验室大型核磁共振仪的基础上, 将核磁共振仪器外形小型化、操作便携化, 使从前必须在陆地实验室里完成的物性分析工作可以转移至钻井作业现场进行分析, 且分析效果符合预期, 满足了油藏评价工作对物性数据时效性、准确性的要求。目前, 海上数口井的初步应用显示, 核磁共振录井技术可以适应海上较复杂的作业条件, 其评
2、价成果的精度可以满足勘探评价与决策的基本要求。这表明, 该技术具有良好的运行前景。关键词： 海上钻探; 核磁共振录井技术; 物性分析; 孔渗饱资料; 1 背景阐述油藏评价、钻探决策等工作对钻井现场录井数据的要求越来越高, 各项新技术不断地从陆地实验室移至钻井现场, 同时, 也要求海上录井工作必须做精、做细。核磁共振录井技术可以评价岩石的孔渗饱等物性, 仪器小型化后可在钻井现场直接取样分析, 为海上油藏评价等工作提供及时、有效的技术支持1。传统的岩石物性实验室评价方法周期比较长, 在完钻讨论、试油决策时无法及时提供量化的孔、渗、饱等物性资料数据供决策者参考, 而核磁共振录井技术可解决此难题。随着
3、技术的日趋成熟, 其分析设备越来越集成化、小型化, 分析精度也越来越高, 分析周期也大大缩短, 现场随钻从取样、样品处理、泡样直至得到分析成果, 依据分析项目、样品数量和样品品质的不同, 一批样品根据分析项目的不同, 其分析周期为 13 d。核磁共振录井技术除了分析岩石样品的孔渗饱参数外, 还可以快速、准确地提供分析样品的可动流体、束缚流体等重要物性参数, 它逐步受到了油气开发层的重视。核磁共振录井技术对样品外形无特殊要求, 可以用来检测岩屑和井壁取心、破碎的岩心等, 弥补了某些传统实验室必须使用柱状规则岩心进行分析的缺陷。核磁共振录井新技术具有样品用量少、分析速度快、单样分析参数多、准确性高
4、、连续性强、时效性好、可随钻分析等常规岩心分析和测井所不可替代的优点。截至目前, 经过海上 17 口井共计 407 个样品的分析应用, 其分析效果得到了广泛认可。2 技术简介岩石样品中的流体含有氢原子核 (H) , 它具有一定质量、一定体积、表面带正电荷且自旋的特性, 因此, 可将其视为具有一定磁矩的小磁针2-3, 当受到外加磁场作用时, 这些小磁针定向排列, 形成较强的磁矩信号, 外部磁场消失时, 这些磁矩信号将以指数形式衰减至原来的状态4, 即发生偏转变化, 这些变化的信号可以被仪器测量出来, 信号强度与岩样内所含的流体量成正比, 而岩石固体部分不产生此偏转信号。由于岩样离开原来的环境,
5、其内部流体难免溢出流失, 因此, 测量时要将岩样用流体 (水或原油) 重新填满, 使得孔隙内的流体信号能正确反映样品内孔隙大小, 进而求得孔隙度等参数。其测量过程一般是, 先测量标准样, 建立核磁信号与孔隙度之间的刻度关系式, 然后测量钻井取心、岩屑或井壁取心样品, 将其信号大小代入刻度关系式, 即可得到核磁孔隙度。对磁矩施以一定强度的 90脉冲, 磁矩将从平衡状态向非平衡状态偏转。脉冲消失后, 磁矩必然要向原平衡状态恢复, 这一过程叫做弛豫过程, 其快慢可用横向弛豫时间 T2 来表示。由于 T2 的大小反映孔隙内的流体受孔隙固体表面作用力的强弱, 因此, 利用 T2 谱可以计算岩样可动流体的
6、饱和度。T2 值较大的流体, 即为那些较大孔隙内与固体表面接触不是很紧密的可动流体;T2 值较小的流体, 即为小孔隙内的流体或大孔隙内与固体表面接触较紧密的流体, 即束缚流体。T2 谱截止值即为 T2 谱上可动流体与束缚流体之间的时间界限值。T2 谱截止值的准确值需要通过室内离心的方法来确定, 在实际应用中, 该值大小的确定具有一定程度的分区域、分层位的经验性。国内陆相储层大量砂岩岩心的实验结果表明, T2 谱截止值主要分布在 1030 ms 之间, 平均值约为 17 ms, 砂岩岩心的 T2 谱通常为双峰态, 可动流体 T2 截止值通常位于 T2 谱的凹点附近。确定出T2 谱截止值后, T2
7、 谱上大于 T2 谱截止值的各点幅度之和占 T2 谱所有点幅度和的百分比即为可动流体饱和度, 可动流体饱和度与岩样总孔隙度的乘积即为可动流体孔隙度。核磁共振技术利用孔隙度和可动流体来计算岩样渗透率, 常用的模型为Timmur-Coates 模型5, 即:式 (1) 中:K nmr1为渗透率, 10m;C 1为区域系数; nmr为核磁孔隙度, %;BVM 为可动流体饱和度, %;BVI 为束缚流体饱和度 (=100-BVM) , %.式 (1) 中的待定系数 C1具有地区经验性, 其准确值需要通过离心法结合核磁共振岩心分析得到。国内陆相储层大量砂岩岩心的实验结果表明, C1 值的主要分布范围为
8、312;对于孔隙度大于 8%的岩样而言, C 1值的平均值约为 8;对于孔隙度小于 8%的岩样而言, C 1值的平均值约为 5.当孔隙水内含有一定量的锰离子时, 其 T2 弛豫时间会被缩短至测量门限以外, 因此, 可以使用“岩样泡锰水”的方法消除水的核磁信号, 测量得到油的核磁信号, 进而得到含油饱和度。3 核磁录井技术的海上应用在海上钻井现场进行核磁共振分析时, 使用了钻井取心、旋转壁心和井筒上返岩屑这 3 种岩石样品。这些样品所处的区块既有高孔高渗区域, 也有低孔低渗区域。随着核磁共振录井技术的应用和发展, 其使用达到了预期的效果。核磁共振录井测量的物性值与传统实验室测量值对比表明, 核磁
9、共振录井分析精度可以满足勘探项目对储层物性进行随钻快速评价的要求。3.1 仪器的定标所谓“定标”, 就是确定标准孔隙度样品的仪器响应值。测量地层样品前需利用标准孔隙度样品对核磁仪进行定标。依次将 12 个 0.5%27%孔隙度标准样品放入探头中进行实际测量, 得到 12 个标准样品的孔隙度现场测量值。查看这些测量值所拟合直线的线性度, 正常情况下, 该线性度将不低于 0.999 5, 如果达不到, 可适当延长仪器的预热时间, 并控制仪器所处环境的温度和湿度, 直至满足标样的线性度要求, 这也说明, 仪器达到了正常分析状态。3.2 原油修正系数测量和样品预处理样品信号由孔隙内的氢核数量决定, 一
10、般情况下, 单位体积的原油和地层水的氢核数量是不同的, 因此, 其单位体积的信号强度也不尽相同, 需要区别对待油水信号。完成这项工作的具体方法是, 预先取得样品所在区块或邻近区块的原油样品, 对其进行测量, 得到单位体积的信号值, 与地层水信号相比, 得到原油修正系数, 该原油修正系数可用于实测中的原油信号校正。钻井取心、岩心样品处理时, 应选择岩心轴线附近代表性好的岩心, 将岩心修成直径 812 mm 的近球状形态进行测量。对于旋转井壁取心的样品, 应完全去除其表面的泥浆、泥饼。一般岩心类样品质量不少于 10 g 为宜。现场岩屑样品分析人员应具有较扎实的钻井现场地质录井功底, 能正确识别和挑
11、选岩样6。对于海上使用三级分样筛的录井作业, 基本以顶筛样品为主选样, 辅以中筛。样品质量一般以 23 g 为宜, 多则更好, 但考虑分析室容量, 一般以岩样量不超过标准试管内 3 cm 高为准。样品一般要在一定浓度的盐水中饱和浸泡 812 h, 以恢复其原始饱和水状态。对于含油样品, 其泡锰水的时间一般为 2448 h, 视样品致密程度可以作适当调整。3.3 样品的测量过程用微湿滤纸快速而细致地去除岩样表面水后, 放入玻璃试管进行核磁共振信号测量, 得到原始分析数据。对这些数据进行分析, 确定 T2 谱截止值, 进而获得孔隙度、渗透率、可动流体和束缚流体等参数。3.4 海上钻井平台漂摆对样品
12、测量的影响半潜式平台是漂浮在海面上的钻井作业平台, 其是使用锚链或自动马达来保持船体的稳定性。在海上作业时, 平台结构固有的特点决定了其会在一定范围内自由漂摆, 这种漂摆会影响电子天平的稳定读值, 即影响样品体积测量的准确性。图 1 为 W1 井所测样品在海上半潜式平台测量与在陆地测量的质量对比图, 实测结果表明, 海上半潜式平台样品体积测量的平均误差为 3.6%.因此, 在此类半潜式平台进行核磁共振录井作业时, 应小心保留所测样品, 以带回陆地重新称量其质量, 校正样品体积。3.5 核磁共振录井应用效果进行核磁共振录井精度分析时, 以实验室常规方法分析结果作为其误差大小的判别标准, 即选取同
13、一口井内样品深度相同或极为相近的数据点进行对比。3.5.1 核磁孔隙度精度分析根据样品类型的不同, T2 谱的形态各有不同, 图 2 为海上某井实测 T2 谱图。图 1 海上与陆地样品称重对比图 下载原图将全部 9 口井中相同深度的岩心样品分别进行核磁共振分析和常规实验室分析, 得到同一样品在 2 种分析方法下的孔隙度值, 对比二者, 得到的结果如图 3 所示。图 2 海上实测某井样品的 T2 谱图 下载原图图 3 岩心孔隙度对比图 下载原图从图 3 中可以看出, 用核磁共振录井方法分析的岩心样品的孔隙度与使用传统实验室方法得到的分析值相比, 核磁共振录井孔隙度与传统实验室分析的孔隙度值走势近
14、乎一致, 吻合程度良好。以孔隙度相对误差 10%为标准计算, 核磁孔隙度符合率超过 85%.对岩屑样品进行核磁孔隙度分析时, 由于所分析井在岩屑样品的对应深度位置无传统实验室分析数据, 所以, 将海上岩屑分析结果与对应深度的井壁取心的核磁共振分析结果进行对比, 以评价岩屑分析的精确度, 同时, 还加入了测井孔隙度辅助比较。对比结果如图 4 所示。从图 4 中可以看出, 岩屑核磁孔隙度与岩心核磁、测井分析结果互有交叉, 总体上看岩屑分析值略高。考虑到深度不完全一致, 在缺少其他信息时, 岩屑核磁共振分析结果可以作为物性评价的参考。3.5.2 核磁录井渗透率精度分析核磁录井渗透率的准确度既取决于仪
15、器的精度, 又取决于核磁孔隙度、T2 谱截止值、常数 C1 值的准确度。其中, T2 谱截止值是关键因素7-10, 在未做离心分析的情况下, 该值的准确度随着区域内样品数量的增多而趋于完善。本核磁录井所使用仪器已通过专业机构的评审认定, 仪器精度和稳定性都有保障。现场核磁分析值与传统实验室对比图如图 5 所示。从图 5 中可以看出, 核磁录井渗透率测量值与常规实验室分析值有一定差异, 且局部差异比较大。经过分析, 认为这种差异主要是 C1值和 T2 谱截止值选取不够准确造成的。图 4 岩屑、壁心核磁分析孔隙度与测井解释对比图 下载原图图 5 现场分析渗透率对比图 下载原图随着样品数量的不断增多
16、, 对比、总结同一区域内样品的渗透率, 并参考离心分析数据, 得到了修正的 T2 谱截止值和常数 C1 值, 如表 1 所示。利用这些修正的数据重新计算已有井, 结果如图 6 所示。表 1 各区域核磁渗透率参数表 下载原表 图 6 核磁录井渗透率修正图 下载原图表 1 中的这些参数值将被应用于新井测量, 并通过不断的信息反馈来修正表中的参数, 以期之后的井的测量参数选取准确, 提高测量结果的精确性。对于核磁含油饱和度的海上应用情况, 已有一些样品的现场核磁分析数据提供给作业者参考, 但由于核磁共振录井在海上开展时间尚短, 核磁含油饱和度分析样品数量有限, 目前, 样品深度尚未与常规含油饱和度分析样品形成交叉, 暂无可用于二者对比的分析值。但参考该核磁共振岩样分析仪鉴定会上的分析结论, 其现场实测结果表明, 含油饱和度平均偏差为 3.6%.随着核磁共振录井在海上的进一步应用, 其含油饱和度分析结果也值得期待。
