储层评价参数核磁共振检测技术.ppt

储层评价参数核磁共振检测技术,西安集益石油技术有限公司,汇报内容,核磁共振岩样分析技术简介 核磁共振技术应用原理 现场应用前期研究工作基础 应用实例 参数应用 小结,核磁共振技术的检测对象,储层岩样：岩心、岩屑和井壁取心。核磁共振技术可检测任意形状岩样。岩样孔隙内的流体。固体骨架不产生核磁共振信号。,核磁共振技术的检测参数,孔隙度、渗透率、含油饱和度 可动流体饱和度(可动水、可动油)束缚流体饱和度(束缚水、束缚油)岩石微观孔隙结构特征分析 原油粘度?,核磁共振录井技术的特点,可检测任意形状的岩样。常规分析仅针对标准圆柱岩心，无法检测岩屑和井壁取心。提交结果快速。岩心样两天、岩屑样1天。常规岩心分析至少需要1个月。可对流体的赋存状态进行分析。常规分析手段难以提供可动流体、束缚流体饱和度等参数。,汇报内容,核磁共振岩样分析技术简介 核磁共振技术应用原理 现场应用前期研究工作基础 应用实例 参数应用 小结,核磁共振技术的应用原理,顾名思义，核磁共振指的是氢原子核(1H)与磁场之间的相互作用。地层流体(油、气、水)中富含氢核，因此核磁共振技术能够在油气田勘探开发的多个领域(开发实验、核磁共振测井、核磁共振录井)中得到广泛应用。,氢核的自旋,氢原子核(1H)：有一定的重量 有一定的体积 表面带电 具有自旋转的特性 因此具有磁矩(小磁针),宏观磁化矢量,自然界中,静磁场中,样品置于自然界中，小磁针杂乱无序分布，对外没有磁性。样品置于静磁场中后，每个小磁针具有一致取向，每个氢核磁矩的合成，表现为对外具有宏观磁化矢量。磁化矢量的大小与氢核的个数成正比，即与流体量成正比。,弛豫过程及弛豫时间,Z轴方向：平衡状态(M0与流体量成正比)。对M0施加一个外来能量，M0将偏离平衡态。比如施加90o脉冲，M0将从平衡状态的Z轴方向旋转到非平衡状态的XY平面上。90o脉冲消失后，M0必然要向平衡状态的Z轴方向恢复，这一过程叫做弛豫过程。弛豫过程的快慢用弛豫时间来表示。,弛豫时间的油层物理含义,岩石孔隙内流体弛豫速度的快慢即弛豫时间的大小取决于固体表面对流体分子的作用力强弱。这种作用力强弱的内在机制取决于三个方面：一是岩样内的孔隙大小，二是岩样内的固体表面性质，三是岩样内饱和流体的流体类型和流体性质。,核磁共振T2谱及其油层物理含义,岩样孔隙内流体的T2弛豫时间具有分布特征即T2谱,T2谱的下包面积对应于流体量(总液量、油量、水量)T2谱的横坐标T2弛豫时间的大小反映流体受到固体表面的作用力强弱，隐含着孔隙大小、固体表面性质、流体性质以及流体赋存状态(可动、束缚)等信息。,由于弛豫时间的大小隐含着孔隙大小、固体表面性质、流体性质等信息，因此反过来，我们测到弛豫时间后，就可以对岩样内的孔隙大小、固体表面性质及流体类型、流体性质等进行分析。,在室内研究中，可以采用巧妙的实验方法，开展一系列的储层评价和开发试验方面的研究工作。如当固体表面性质和流体性质相同或相似时，弛豫时间的差异主要反映岩样内孔隙大小的差异。同理，当孔隙大小和固体表面性质相同或相似时，弛豫时间的差异主要反映岩样内流体性质的差异；当孔隙大小和流体性质相同或相似时，弛豫时间的差异主要反映岩样内固体表面性质的差异。,岩样孔隙度等于孔隙体积除以岩样外观体积岩样外观体积用常规方法可以测量获得岩样孔隙体积用核磁共振方法可以测量获得,核磁共振技术测量孔隙度的原理(1),核磁共振技术测量孔隙度的原理(2),采用核磁共振技术能够准确测量得到岩样孔隙内的流体量。当岩样孔隙内充满流体时，流体量就与孔隙体积相等，因此采用核磁共振技术能够准确检测岩样孔隙体积。,岩样孔隙度核磁共振测量方法,首先测量标准样，建立刻度关系式。然后测量实际岩样，将其信号幅度代入刻度关系式，即可计算得到岩样孔隙度。要求：1)岩样孔隙内充满流体；2)测量岩样外观体积。,将岩样浸泡在Mn2+浓度为10000mg/l的MnCl2水溶液中后，Mn2+会通过扩散作用进入岩样孔隙内的水相中，使得水相的核磁信号被消除。对该状态下的岩样进行核磁共振测量，可测得岩样孔隙内的含油量。含油饱和度等于岩样孔隙内的含油量除以总液量。,含油饱和度核磁共振测量原理,可动流体受岩石孔隙固体表面的作用力弱，弛豫时间长。反之束缚流体受岩石孔隙固体表面的作用力强，弛豫时间短。因此采用核磁共振技术能够检测可动流体和束缚流体。,可动(束缚)流体核磁共振测量原理,核磁共振技术利用孔隙度和可动流体(可流动孔隙空间大小)来计算岩样渗透率，原理相对可靠。,岩样渗透率核磁共振测量原理,油+水T2谱的总幅度对应于总液体量(孔隙度)，右峰幅度对应于可动流体，左峰幅度对应于束缚流体。油相T2谱的幅度对应于油量(含油饱和度)。油+水T2谱与油相T2谱相减对应于含水量(可动水、束缚水),现场含油含水新鲜岩样,束缚水饱和度对应于油(气)饱和度的上限,可动水饱和度可用于水淹层识别和地层出水量预测,储层评价参数检测方法,核磁共振技术应用原理小结,核磁共振岩样分析技术的测量参数、测量原理以及仪器结构等均与核磁共振测井相同或相似，区别在于测井是在井下测井壁，而岩样分析是在地面测岩心、岩屑或井壁取心。地面仪器最早是用于核磁测井刻度定标的，具有较高的测量精度。通过对早期仪器进行数字化升级，仪器的体积、重量均大幅度减小，因此适合推广应用。,汇报内容,核磁共振岩样分析技术简介 核磁共振技术应用原理 现场应用前期研究工作基础 应用实例 参数应用 小结,可动流体参数在低渗透储层评价中的应用,低渗透储层地质条件差，孔隙微小，比表面大，粘土含量高，孔隙内的流体受到固体表面的束缚力强，因此低渗透储层评价有必要综合考虑可动流体参数。,与中、高渗透储层不同，不同低渗透储层的可动流体百分数差异很大，因此对低渗透储层进行可动流体评价更具有必要性和实用意义。,从图中各点非常分散可以看出，低渗透储层可动流体百分数与孔隙度之间的相关关系很差。高孔隙度储层的可动流体百分数不一定高，低孔隙度储层的可动流体百分数不一定低。孔隙度相近的不同储层的可动流体百分数有可能相差很大。,低渗透储层可动流体百分数与渗透率的相关关系与孔隙度相似。,新疆小拐油田是一个基质岩性以砾岩和砂岩为主的裂缝性低渗透油田，储层厚度大，裂缝发育。但投入开发后发现，三分之二井不出油，而且产油井产量递减和含水上升均非常快，对储层进行人工压裂改造也未见效。该油田先后采用了很多手段均未搞清楚开发效果差的原因，因此选送45块来自主力油层的基质岩样进行了核磁共振可动流体评价。结果发现，45块岩样可动流体饱和度平均值仅为13.31%，基质岩石可动流体含量很低、供油能力不足是造成小拐油田开发效果差的根本原因。,大庆头台油田开发过程中发现，不同生产层开发效果相差很大。为重新对各生产层的开发潜力进行评价，对来自不同生产层的岩样进行了核磁共振可动流体评价，结果发现，按可动流体饱和度高低划分的储层质量好差排序与油田实际开发效果基本一致。因此头台油田按照各生产油层可动流体饱和度高低，并结合储层有效厚度等其它因素，对储量进行了调整，重新确定出4个主力生产油层及三个接替生产油层，为进一步开发挖潜指明了方向。,地面岩样含油饱和度核磁共振测量方法,第一次核磁测量获得岩样内油+水的总核磁信号用MnCl2水溶液浸泡，消除岩样内水相的核磁信号第二次核磁测量获得岩样内油相的核磁信号,第一次测油+水,第二次只测油,锰离子(Mn2+)浓度对水相核磁信号的影响,实验结果表明：当锰离子(Mn2+)达到10000mg/l时，能够将水相的弛豫时间缩短到仪器的探测极限以下，此时水相的核磁信号接近为0。,锰离子(Mn2+)扩散进入岩样孔隙内的水相中,纯水岩样在Mn2+浓度为10000mg/l的MnCl2水溶液中浸泡一段时间后，锰离子(Mn2+)将充分扩散进入岩样孔隙内的水相中，此时岩样核磁信号大小将接近为0。,MnCl2水溶液浸泡时间的确定(24小时),中孔高渗岩样孔隙度：16.0%渗透率：296mD,低孔低渗岩样孔隙度：11.9%渗透率：1.24mD,含油饱和度核磁测量精度(仪器鉴定),平均值：常规49.8%，核磁48.7%，偏差1.2%,岩屑T2谱与岩心T2谱基本相同或接近,多数情况下，岩屑T2谱与岩心T2谱基本相同,个别情况下，岩屑T2谱与岩心T2谱有较小差别,=15.84%，Kg=6.87mD=14.59%，Kg=1.64mD,岩屑颗粒大小对T2谱没有明显影响,大岩屑粒径约68mm中等岩屑粒径约34mm小岩屑粒径约23mm,钻井泥浆浸泡对含油岩屑样T2谱影响较小,中孔中渗,中孔高渗,低孔低渗,泥浆浸泡对岩屑样含油饱和度影响实验结果,浸泡前的含油饱和度用常规驱替的方法测量浸泡后的含油饱和度用核磁共振方法测量,岩屑测量可行性室内分析小结,综上所述，岩屑样物性参数的核磁共振测量具有与岩心分析相接近的测量精度，钻井泥浆浸泡对岩屑样物性参数及含油饱和度的影响均较小，因此岩屑样核磁共振分析是可行的。,汇报内容,核磁共振岩样分析技术简介 核磁共振技术应用原理 现场应用前期研究工作基础 应用实例 参数应用 小结,应用实例,二连油田 吉林油田 辽河油田 青海油田 大港油田,二连油田一口井核磁共振录井应用效果,核磁共振录井共检测岩心样28个、岩屑样20个。分析结果表明：,岩心样核磁录井结果与常规岩心分析结果接近岩屑样核磁录井结果与核磁测井结果相关性较好核磁录井解释结果与试油结果一致,岩心样核磁录井结果与常规比较(第一筒取心),孔隙度比较,渗透率比较,孔隙度比较,渗透率比较,岩心样核磁录井结果与常规比较(第二筒取心),孔隙度比较,渗透率比较,岩心样核磁录井结果与常规比较(第三+五筒取心),孔隙度比较,渗透率比较,岩心样核磁录井结果与常规比较(第六筒取心),孔隙度比较,渗透率比较,岩心样核磁录井结果与常规比较(第七筒取心),岩心样核磁录井孔隙度与常规孔隙度比较,绝对偏差平均值为0.61%,岩心样核磁录井渗透率与常规渗透率比较,从图中可直观看出，除个别样外，岩心样核磁录井得到的渗透率与室内常规岩心分析结果接近。,岩屑样核磁录井结果与核磁测井比较(井段一),岩屑样核磁录井结果与核磁测井比较(井段二),岩屑样核磁录井结果与核磁测井比较(井段三),岩屑样核磁录井结果与核磁测井比较(井段四),岩屑样核磁录井结果与核磁测井比较(井段五),岩屑样核磁录井孔隙度与核磁测井比较,除个别样外，岩屑核磁录井孔隙度与核磁测井孔隙度之间的差别不大。,岩屑样核磁录井可动流体与核磁测井比较,除个别样外，岩屑核磁录井可动流体与核磁测井可动流体之间在总体趋势上有较好的一致性。,岩屑样核磁录井渗透率与核磁测井比较,岩屑核磁录井渗透率与核磁测井渗透率之间的相关性与可动流体相似。,核磁录井结果与试油结果比较,24532456米层段核磁录井共分析3个岩心样，该层段经压裂后进行了试油，试油的结果为出油约3方，出水约15方，核磁录井解释结果(含油水层)与试油结果一致。,吉林油田乾163井核磁录井解释成果表,辽河油田核磁录井解释结果与试采结果比较,五口井共21个层的核磁录井解释结果与试采结果之间的符合程度较高,青海油田,青海油田研究院于2002年5月引进核磁共振技术，截止2004年底，已测量50多口井的4000多个岩样(以岩心为主)。,青海油田应用效果表明：1)核磁共振技术测量孔隙度、渗透率具有较高精度，与常规岩心分析比较，孔隙度绝对偏差一般小于2%，渗透率相对偏差一般小于20%；2)核磁共振测量获得的束缚水饱和度、可动流体饱和度等参数在涩北气田的储层评价中得到较好应用，该气田1000多个岩样的核磁共振测量参数为气田的储量升级提供了必要的基础数据。(局一等奖),青海油田,大港油田高凝油油藏密闭取心 核磁共振录井结果,孔隙度比较,渗透率比较,含油饱和度比较,可动水饱和度定量检测(江苏油田),油层水淹程度定量检测(大庆检查井),孔隙度：18.7%渗透率：16.2mD可动水饱和度：5.27%,孔隙度：22.3%渗透率：232mD可动水饱和度：18.6%,邻井含水约50%,储层伤害机理研究1(压裂液伤害),压裂液滤液与地层水不配伍，引起了粘土吸水膨胀。,储层伤害机理研究2(压裂液伤害),采用核磁共振技术，定量检测挤入压裂液量、油相反排后的滞留压裂液量，定量计算压裂液反排率，并对挤入压裂液及滞留压裂液的可流动性进行定量分析，从而研究压裂液的水锁伤害机理。,储层伤害机理研究3(气藏水锁伤害),储层伤害机理研究4(射孔伤害),射孔伤害后，T2谱左移，表明部分孔隙减小。,提高采收率机理研究(MD膜),核磁共振润湿性测量技术不仅可用于静态测量，而且可用于动态测量。,吉林、辽河、青海等多个油田的应用效果表明：1)核磁测量得到的各项测量参数(孔渗饱及可动流体等)均具有较高的测量精度，能够满足工程上快速划分和评价有效储层的精度要求。2)核磁共振录井解释结果的符合率高，能够为试油、试采方案的制定提供准确数据和可靠依据。,油田现场应用实例小结,汇报内容,核磁共振岩样分析技术简介 核磁共振技术应用原理 现场应用前期研究工作基础 应用实例 参数应用 小结,参数应用,检测参数的油层物理含义 检测参数的影响因素 岩心样检测结果可信度分析 岩屑样检测结果可信度分析 井壁取心样检测结果可信度分析 关于核磁共振录井解释,检测参数的油层物理含义,核磁共振技术检测的各项参数(孔隙度、渗透率、含油饱和度、可动流体及束缚流体饱和度等)均具有可靠的油层物理含义。,核磁孔隙度的油层物理含义(1),总孔隙度=1+2+3束缚水孔隙度=1+2有效孔隙度=2+3可动流体孔隙度=3,核磁孔隙度的物理模型,核磁孔隙度的油层物理含义(2),目前我们仪器软件提供的孔隙度是总孔隙度，没有分别给出有效孔隙度、粘土或毛管束缚水孔隙度。核磁共振岩样分析的总孔隙度对应于岩样孔隙内的总液体量，与测井总孔隙度的含义完全相同，但在开发实验室称作有效孔隙度。,核磁渗透率的油层物理含义,开发实验室：绝对渗透率、有效渗透率、相对渗透率核磁渗透率指的是绝对渗透率绝对渗透率：气测、水测或油测绝对渗透率核磁渗透率的含义取决于C值如何确定常用的C值是根据气测绝对渗透率确定的，因此核磁渗透率可与气测绝对渗透率比对。,核磁含油饱和度的油层物理含义,核磁共振技术测得的含油饱和度等于岩样内的含油量与总液量之比，因此与测井和开发实验室的含油饱和度的含义是完全相同的。,可动(束缚)流体饱和度的油层物理含义,可动(束缚)流体饱和度的油层物理含义与岩样内饱和流体类型的不同，以及与岩样内岩石孔隙固体表面润湿性的不同等有关。,洗油岩样饱和水状态下的核磁共振T2谱,洗油岩样饱和水状态模拟了油(气)藏成藏之前的原始沉积环境，该状态下核磁共振测量得到的可动流体为可动水，束缚流体为束缚水。可动水是能够被油(气)运移的水，束缚水不能够被油(气)运移，因此可动水饱和度即可动流体饱和度给出了油(气)藏原始含油(气)饱和度的上限。(气藏岩样),束缚水,可动水,现场含油含水新鲜岩样的核磁共振T2谱,束缚水,可动水,稀油,准确数据：束缚水饱和度、可动水饱和度、含油饱和度含油饱和度上限：1-束缚水饱和度可动水饱和度：水淹程度判断，地层出水量预测可动流体=可动水+可动油，稀油基本准确，稠油、高凝油不准,油相为高凝油时岩样的核磁共振T2谱,束缚水,可动水,高凝油,准确数据：束缚水饱和度、可动水饱和度、含油饱和度(修正后)可动流体饱和度=可动水饱和度+可动油饱和度，可动油饱和度偏小导致可动流体饱和度偏小。,检测参数的影响因素,核磁共振技术检测的各项参数(孔渗饱、可动流体、束缚流体等)是否准确，首先取决于：仪器的重复性、稳定性、准确性 采集参数设置得是否合理,仪器的重复性,对同一块岩样连续进行五次测量，T2谱形态和幅度基本相同，表明仪器的重复性好。,高孔高渗岩样,低孔低渗岩样,无论是对高孔高渗岩样还是对低孔低渗岩样，间隔一天(24h)后的两次测量结果基本相同，表明整机具有很好的稳定性。,仪器的稳定性,仪器的准确性,仪器的准确性主要是指：1.仪器的标定是否可靠(标样的线性度？等体积水与等体积油的核磁信号是否相等？等体积不同粘度原油的核磁信号是否相等？如果不等，如何修正？)。2.岩石物性参数解释软件采用的解释模型是否正确(孔隙度模型、可动流体T2截止值、渗透率系数等)。3.检测方法是否科学和实用？,高凝油岩样的核磁共振T2谱,渗透率检测精度：常规方法：216mD核磁原方法：8.40mD核磁新方法：155mD,旧版本软件采用的渗透率解释模型是针对岩样100%饱和水状态建立的，当岩样内的原油为稀油而且含油饱和度较低时，解释的渗透率较准确，但当岩样内含油饱和度较高(稀油)特别是当岩样内的原油为稠油或高凝油时，解释的渗透率有很大偏差。,高凝油岩样的核磁渗透率比较,采用新解释模型得到的渗透率基本上能够满足工程上储层快速评价的精度要求。,高凝油岩样的含油饱和度比较,原油修正系数为1.20,孔隙度检测精度影响因素分析,孔隙度是核磁共振检测最基础最重要的参数，孔隙度准确与否直接影响到可动(束缚)流体、渗透率、含油饱和度能否准确。影响孔隙度检测精度的因素主要有：1.仪器定标(核磁信号孔隙度)是否可靠？2.岩样体积测量是否准确？3.去除岩样表面水是否符合规范？4.稠油、高凝油的核磁信号是否正确修正？5.岩屑样的颗粒大小(颗粒太小时孔隙度不准)6.检测岩样的体积(体积不能太大也不能太小),可动(束缚)流体饱和度影响因素分析,1.孔隙度是否准确？2.可动流体T2截止值选取得是否正确？3.锰水浸泡时间是否充分？如果浸泡时间太短，锰离子没有充分扩散到岩样内的水相中，水相的核磁信号没有完全被消除，会导致含油饱和度偏高，可动水、束缚水饱和度均偏小。4.原油粘度较高时，会导致可动油饱和度不准确，可动油饱和度不准确又会导致可动流体饱和度不准确，但原油粘度不会影响可动水饱和度、束缚水饱和度的检测精度。,渗透率检测精度影响因素分析,1.孔隙度、束缚水饱和度是否准确？2.渗透率经验公式中待定系数C值的选取是否正确？3.岩石孔隙固体表面的润湿性对渗透率的检测精度有影响。因为渗透率经验公式中的待定系数C值是由亲水表面的岩心来标定的，因此岩石孔隙固体表面的润湿性为亲水时，渗透率检测精度较高，但当固体表面的润湿性为亲油时，会影响渗透率的检测精度。洗油岩样或气藏岩样通常为强亲水，因此渗透率检测精度应较高，但油藏新鲜岩样保持了地层内的原始润湿性，通常为混合润湿，特别是当原油中的极性物质或重组分物质含量较多时，岩样内的亲油表面较多，此时对渗透率的检测精度可能有一定影响，需要进一步分析研究。,含油饱和度检测精度影响因素分析,1.孔隙度是否准确？2.原油核磁信号的修正是否正确？不同粘度(组分)原油有不同的修正系数，例如辽河稀油约为1，大港高凝油为1.2，辽河稠油有可能大于3。另外，原油修正系数的大小还受环境温度影响，稀油受环境温度的影响小，稠油、高凝油影响大。3.锰水浸泡时间是否充分？如果浸泡时间太短，锰离子没有充分扩散到岩样内的水相中，水相的核磁信号没有完全被消除，会导致含油饱和度偏高，可动水、束缚水饱和度均偏小。注：上述含油饱和度检测精度仅针对岩心、岩屑以及井壁取心内的当前含油量而言，没有考虑岩样到达地面后的油气损失。,岩心样检测结果可信度分析,孔隙度：可信度高(绝对偏差通常不大于2%)渗透率：可信度较高(偏差通常小于0.25个数量级，润湿性？)含油饱和度：可信度高(原油中溶解气、轻质油含量少时)可动水饱和度：可信度高(新鲜岩样保持了原始润湿性)束缚水饱和度：可信度高(新鲜岩样保持了原始润湿性)可动流体饱和度：可信度高(含油量少时，如干层、水层以及差油层等)，较高(稀油)，较低(稠油且含油量高)。,岩屑样检测结果可信度分析,岩屑样检测结果的可信度首先取决于挑样的代表性。当岩屑样代表性较好时，岩屑样检测结果的可信度高低主要取决于岩屑样的颗粒大小。当岩屑样的颗粒较大时，各项参数的可信度与岩心样的可信度接近。但当岩屑样的颗粒很小时，各项参数的可信度均降低，甚至不可信。因此如果甲方确实想较准确地取得储层的物性参数，又不想取心的话，可改换钻头，采用核磁共振岩样分析技术，利用岩屑来较准确地获取储层的各项物性参数。,井壁取心样检测结果可信度分析,钻取式井壁取心的检测结果应具有与岩心接近的可信度由于枪击式井壁取心的孔隙结构被严重破坏，因此对于枪击式井壁取心而言，只有含油量一项参数具有较高的可信度，其它各项参数如孔隙度、渗透率、可动(束缚)流体饱和度等均不可信。,关于核磁共振录井解释,岩样含液总量=含油量+可动水量+束缚水量束缚水饱和度是录井解释的一项重要参数束缚水饱和度很高(如大于80%)，可判断为干层束缚水饱和度较低，表明含油饱和度+可动水饱和度较高，可判断为储层束缚水饱和度较低，可动水饱和度较低，含油饱和度较高，偏油层束缚水饱和度较低，含油饱和度较低，可动水饱和度较高，偏水层孔隙度、渗透率、储层厚度必不可少借鉴其它油田的解释标准不同地区、不同岩性储层应有不同解释标准(标准的地区性),汇报内容,核磁共振岩样分析技术简介 核磁共振技术应用原理 现场应用前期研究工作基础 应用实例 参数应用 小结,小 结,核磁共振仪器、软件及检测技术已经成熟可检测任意形状的岩样如岩屑可快速求取多项重要的储层解释评价参数求取的各项参数具有较高的精度和可信度储层解释评价的符合率高局限性：成岩差的储层、轻质油储层、岩屑录取等,