利用核磁测井技术识别单家寺地区稠油层

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1、利用核磁测井技术识别单家寺地区稠油层摘要：胜利油田单家寺地区SH56块属于济阳坳陷沾化凹陷滨县陡坡构造，其馆陶组地层原油密度一般为0.9820〜0.9960g/cm3,地面脱气原油粘度一般变化范围在5.0-10X104mPa?s之间，为明显稠油油藏，常规测井解释难以对其进行精确的识别与评价。本文通过对核磁测井技术的研宄并结合常规测井，对该区馆陶组稠油层进行有效识别与评价。关键词：稠油层核磁测井砂岩渗透性电性SH56块主要含油层位为馆陶组，埋深-1080—-1150m,其砂体发育较好，厚度一般在6〜16m,厚度较大，本区块为纯油区，距离边水较远，为明显高孔、高渗储层，区块主体

2、无断层发育，只是在边部发育7条地层。北部边界断层近东西向，南掉；南部边界发育2条南掉的断层，相交在单25井东南部；东部发育4条小的正断层将局部构造复杂化。但由于其油藏性质为稠油层导致评价难度较大，本文通过对该区“四性”关系研究并结合测井技术研究提高对稠油油层的评价精度。1储层“四性”关系研宄1.1岩性特征根据SH56块主体内取心井岩心观察：馆陶组储层岩性总的特点粒度比较细。各砂体纵向上具有下粗上细特点，即由含砾不等粒砂岩〜砂岩〜粉砂岩构成正旋回沉积，底突变、顶为渐变。1.2物性特征根据2001年密闭取心井SH56-8-X10井常规物性分析化验资料进行统计：孔隙度在18.7%

3、〜42.1%之间，平均为36.1%，渗透率在106X10-3Um2〜4630X10-3Um2之间，平均为2786X10-3Um2，属于高孔高渗储层。1.3含油性与流体性质据该块生产井原油性质分析资料：50°C时地面脱气原油密度一般0.9820〜0.9960g/cm3,地面脱气原油粘度一般变化范围在5.0-10X104mPa?s之间。总矿化度：10300〜15200mg/l,氯离子：6030〜9200mg/l,水型为CaCI2。油藏具有边水的中厚层高渗透层状砂岩油藏特征，为地层一构造超稠油油藏。2馆陶组稠油层常规测井解释分析7号层（1135.6〜1152.4m），厚度16.8

4、m，测井响应特征：自然电位负异常，自然伽马相对低值，高分辨率深感应电阻率数值为10〜30Q?m，声波数值为120Us/ft,用声波计算的平均孔隙度为32%，平均渗透率为415.3X10-3Um2,含油饱和度约为55.7%，该层1139〜1141段声波曲线数值虽明显增大，分析是由于井眼扩径引起的，因此综合分析解释为油干层，油层有效厚度为14.5m（见图1）。图1馆陶组储层常规测井响应特征3馆陶组稠油层核磁测井解释分析3.1时间域分析由于水与轻烃（油、气）的纵向驰豫时间T1相差很大，意味着它们的纵向恢复速率很不相同，水的恢复远比轻烃快。双TW测井利用特定的脉冲行列之间，等待一个

5、比较长的时间TWL，使水与轻烃的磁化矢量全部恢复；再采集第二个回波串，等待一个比较短的时间TWS，使水的磁化矢量恢复，而轻烃（油、气）的信号只部分恢复。这样，TWL回波串得到的T2分布中油、气、水各相都包含在其中，而且完全恢复；TWS回波串得到的T2分布中，水信号完全恢复，油、气信号只是很少一部分；将TWL回波串和TWS回波串相减，得到差谱，从差谱中可以看到：水信号被消除，剩下油气信号，对油气进行识别和解释。这便是核磁共振测井时间域分析（TDA）的理论基础。但对于稠油，特别是浅部物性较好的储层，在物性相似的情况下，稠油的纵向驰豫时间T1较小，较短的等待时间就能恢复，稠油层无

6、差谱信号；而水层由于孔径大，氢核极化需要的时间长，也会出现差谱信号。可以利用差谱信号的这种反特征来帮助判别油、水层。3.2时间域分析移谱分析是利用梯度场中流体的扩散性质对T2的影响来探测地层中流体的类型。梯度场中扩散对T2的影响可表示为：从上式可看出，增大回波间隔TE将导致T2值减小，扩散系数D大的流体使T2值减小更多，扩散系数D小的流体使T2值减小较少。因此对比两组大小不同TE的T2分布，根据T2分布上各峰的位置的移动变化情况可确定流体的类型。例如，对含气（或轻质油）、水层来说，由于气或轻质油的扩散系数远大于水的扩散系数，因此将导致较大TE时气或轻质油的T2峰迅速前移，甚

7、至消失而水峰相对移动不大;对稠油、水层来说，水的扩散系数要大于油，这时较大TE时的水峰比油峰移动快。扩散分析（DIFAN）是在移谱分析的基础上发展起来的，能定量评价冲洗带油气水关系。3.3核磁测井综合分析根据以往稠油区的核磁资料与试油分析结果，稠油层与水层的T2谱、差谱和移谱信号存在一定的差异。该井目的层所含油质为稠油，详细分析该井的标准T2谱、差谱和移谱特征，认为该井在1134〜1154m处，其核磁资料具有一定稠油特征：标准T2谱前移明显，谱峰集中在50ms左右；差谱信号弱；长、短回波间隔的T2谱差异不大，移谱效