浅谈基于核磁共振录井技术的储层含水性识别方法.doc

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浅谈基于核磁共振录井技术的储层含水性识别方法
浅谈基于核磁共振录井技术的储层含水性识别方法

摘要：核磁共振录井技术是一项能够在录井现场进行快速有效的评价储层物性及流体可动性的一项技术，经过在各油田的应用和大量的实验，结果表明可通过该技术对储层的含水性进行定性评价，为油田生产区块的井位部署及措施制定提供有效数据，对后期开发具有十分重要的意义。

关键词：核磁共振录井储层含水性识别方法
随着油田开发后期的到来，油气层含水率不断变化，对区块的开发部署带来了较大影响，为了能够合理布置井位，需要对油气层含水进行识别，录井现场运用核磁共振录井资料，能定量分析储层及赋存流体相互关系，评价复杂储集层的重要手段。核磁共振技术是利用氢原子核自身的磁性及其外加磁场相互作用的原理，通过测量岩石孔隙中流体氢核的驰豫信号幅度和驰豫速率来探测岩石孔隙结构的一种技术。当岩石孔隙中饱和含氢流体时，氢原子核驰豫信号幅度与岩石孔隙度成正比，其弛豫时间与孔隙大小和流体性质（粘度和可流动性）有关。不同孔隙中的流体具有不同的弛豫时间，孔隙越大，对应弛豫时间T2也越长，小孔隙对应较小的T2值，因此T2谱能够反映岩石的孔隙结构（图1）。
岩石孔隙中不同流体或相同流体的不同赋存状态均表现出不同的核磁共振特征，束缚水、可动水以及油、气各具有不同的核磁共振特征。流体（油、水）在岩石多孔介质中的渗流能力受孔隙和喉道大小的影响，通过MnCl2溶液浸泡，缩短油的弛豫时间，分离油和水的核磁信号，比较浸泡样品可动油信号以及饱和样品可动流体的信号，进而定性判断可动流体中可动水的含量。
通过新鲜样T2谱和浸泡样T2谱之间的比较，可判识地层是否含水。
若谱图主要为大孔隙为主的单峰形态，二者可动峰重合或基本重合，则为油层，不含水。新鲜样与浸泡样在可动部分无面积差，无可动水，在束缚部分面积差较小，束缚水含量低。若浸泡样可动部分的幅度明显小于新鲜样的幅度，则表明地层中含水，视幅度差异的不同，解释为油水同层、含油水层、水层（图2）。
利用谱图幅度差进行可动水判识主要依据以下两点：
（1）新鲜样与浸泡样在可动部分之间存在明显的面积差，该面积差是可动水部分的面积，显示了储层含可动水特征。
（2）饱和样与浸泡样之间的面积差较大，显示含油丰度低，新鲜样与浸泡样在束缚部分面积差大，显示储层束缚水含量高，束缚水在储层被压裂后，可克服毛细管力产生流动，造成产层出水。
通过对多口井核磁共振录井资料与试油资料的对比分析，储层的含水性识别情况如下：
纯油层，自然产油。样品T2驰豫时间核磁谱图主要为大孔隙为主的单峰形态，储层物性较好，新鲜样与浸泡样在可动部分无或较小面积差，可动水含量低，在束缚部分面积差较小，束缚水含量低。
纯油层，压裂产油。样品T2驰豫时间核磁谱图主要为双峰形态，新鲜样与浸泡样在可动部分无面积差，无可动水，在束缚部分面积差较小，束缚水含量低。
储层油水同出或产水：自然产出油水，样品T2驰豫时间核磁谱图主要为双峰形态，储层物性较好，新鲜样与浸泡样在可动部分无或较大面积差，在束缚部分面积差较大，束缚水含量较高，浸泡样可动部分面积大于束缚部分；储层自然产水，样品T2驰豫时间核磁谱图主要为单峰形态，储层物性较好，饱和样与浸泡样间的面积差较大，显示储层含油丰度较低，新鲜样与浸泡样在可动部分存在较大面积差。
储层油水同出或产水：压裂后产出油水，样品T2驰豫时间核磁谱图主要为双峰态，可动孔隙部分少，束缚孔隙较多，储层物性较差，新鲜样与浸泡样在可动部分无或较大面积差，在束缚部分面积差较大，束缚水含量较高，浸泡样束缚部分面积大于可动部分，因此在压裂条件下可产出较高的流体。
实际应用情况，在Y935井两段井段进行了对比应用，在井段3871.00～3926.68m，样品T2驰豫时间核磁谱图为双峰形态，新鲜样与浸泡样在可动部分无面积差，无可动水，在束缚部分面积差较小，束缚水含量低（图3）。属于压裂产油类型。实际结果，本井段常规测试，日产油0.05t，经过压裂处理后，日产油达8.2t，不含水，与分析情况吻合。
井段4085.00～4141.00m，样品T2驰豫时间核磁谱图可动孔隙部分少，束缚孔隙较多，储层物性较差，新鲜样与浸泡样在可动部分无面积差，在束缚部分面积差较大，束缚水含量较高，因此在压裂条件下可产出较高的流体，属于压裂后油水同出类型。实际结果，本井段常规测试为干层，经过压裂处理后，日产油达5.6t，水3.2方，与分析情况吻合。
核磁共振录井技术具有用量少、速度快、成本低、岩样无损、获取参数多、准确性高、可随钻分析等优点，因此核磁共振录井技术可以用于岩心、岩屑、井壁取心等样品的分析。通过核磁共振录井可以获得孔隙度、渗透率、含油饱和度、可动流体饱和度、束缚流体饱和度等多项参数，可对储层进行可动