CN107304674B - 一种利用钻井液核磁共振评价储层含油性的录井方法 - Google Patents
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Abstract
本发明涉及石油天然气勘探开发技术领域，具体公开了一种利用钻井液核磁共振评价储层含油性的录井方法。该方法首先利用核磁共振技术检测钻井液中的液态烃，获得钻井液含油率数据；然后利用曲线交汇法或图版法进行储层含油性评价，最后利用原油密度与横向弛豫时间的关系评价油质。本发明方法实现了对储层物性、均质性、沉积特性、储层流体性质、含油丰度和油质的综合性评价，能够解决所评价储层能不能出流体，出什么性质流体的问题，利用测录井多参数评价储层含油性，表现直观，适用性强，提高了岩屑、气测弱显示油气资源的勘探开发水平，为非常规油气资源的勘探开发提供强有力的支持。
Description
技术领域
本发明涉及石油天然气勘探开发技术领域，尤其涉及钻井液分析技术领域，具体涉及一种利用钻井液核磁共振评价储层含油性的录井方法。
背景技术
地层是由岩石和孔隙流体组成的，含油气地层被钻开以后，其中一部分保留在岩样中，另一部分则进入钻井液，因此，钻井液作为“液体岩心”含有非常重要的地层流体信息。目前岩样中的油、气及钻井液中的气都有相应的录井方法来检测，并且具有成熟的利用岩样录井数据对含油性进行评价的方法，钻井液中的气态烃也有相应的气测录井方法，而利用钻井液中液态烃对储层物性、均质性、沉积特性、储层流体性质、含油丰度、油质等含油性进行评价一直是录井检测的空白。并且随着钻井新工艺、新技术的普遍使用，依靠岩样和钻井液中的气态烃评价地层含油性，并以此为基础形成的油气层评价方法就存在一定的局限性，特别是对于岩屑细碎、气油比低，岩屑和气测都呈弱显示的储层。
钻井液核磁共振录井技术能够快速、准确检测钻井液中的油水信号，在排除钻井液添加剂的影响评价储层流体性质方法具有独特的优势，并且样品不用清洗且分析周期短。如中国专利CN101581222A公开了一种石油钻井液核磁共振随钻井分析方法，主要是通过采样、图谱采集、图谱变换、差谱处理、建立图谱库、最后将钻井数据库中相关数据及1H核磁共振图谱及13C核磁共振图谱结合，形成石油钻井液核磁共振随钻综合分析图，实现了在石油钻井现场连续、在线快速的分析钻井液，确定钻井液中所携带的地层流体信息，但没有形成利用钻井液核磁共振数据综合性评价储层物性、均质性、沉积特性、储层流体性质、含有丰度和油质的方法。中国专利CN10943669A公开了一种低场核磁共振测量含油率的方法，适用于钻井液中不同密度原油含量的测量；中国专利CN101713754公开了一种利用核磁共振技术对钻井液中含原油质量分数的分析方法。上述现有技术利用钻井液核磁共振数据实现对钻井液含油率的测量，检测结果准确性高，稳定性好，但是没有实现对储层物性、均质性、沉积特性、储层流体性质、含油丰度和油质等含油性的综合性评价。
总之，现有技术中仅能够实现利用钻井液核磁共振技术定量检测钻井液含油率，但未形成利用钻井液核磁共振技术系统完善的评价储层的含油性，尤其是对非常规储层、弱显示油气层和重稠油，还没有完整的含油性评价方法。
发明内容
为了克服现有技术的缺陷，本发明的目的在于提供一种利用钻井液核磁共振评价储层含油性的录井方法，实现对储层物性、均质性、沉积特性、储层流体性质、含油丰度和油质的综合性评价。
为了实现以上目的，本发明采用如下技术方案：
一种利用钻井液核磁共振评价储层含油性的录井方法，包括以下步骤：
1)对待测储层钻井液样品进行核磁共振分析，利用核磁共振数据图谱计算得到钻井液含油率；
2)含油性评价：
A：曲线交汇法：将步骤1)计算的钻井液含油率数据、测井数据、岩性剖面数据、钻井液处理等数据加载到绘制综合录井图的软件上，系统自动生成钻井液含油率曲线、测井曲线、岩性剖面和钻井液处理情况文本，绘制出综合录井图；根据综合录井图判断储层物性、均质性和沉积特性；
B：图版法：利用反应储层含油性、反应储层物性的参数建立不同的参数图版，然后在图版中绘制不同标准储层的位置，建立油层判别标准；根据该判断标准和步骤1)中计算得到的钻井液含油率，判断待测储层流体性质；
3)油质评价：
对不同的密度的原油进行核磁共振分析，并对原油密度和横向弛豫时间进行相关性分析，建立油质判断标准；根据该油质判断别标准，以步骤1)分析得到的核磁共振数据判断待测储层油质。
步骤A中根据综合录井图判断储层物性、均质性和沉积特性的具体判断标准为：
油层的特点是储层物性好、含油饱满、含油饱和度高。反应储层物性的钻时曲线大段呈低值，反应储层含油性的含油率曲线呈高值、含水率曲线呈低值，含油率、含水率两条曲线呈“异向正差异”，具有较高的幅差，且两条曲线相交段较长。在非均质地层、沉积呈韵律性的条件下，钻时曲线高值、低值交错出现，含油率曲线也是高值、低值交错出现，含油率、含水率两条曲线仍呈“异向正差异”，但相交段延续性差，见图1。
步骤B中利用反应储层含油性的钻井液含油率、钻井液含油率增量、钻井液含油率显示值/基值与反应储层物性的录井参数标准钻速比值、反应储层物性的声波时差、地层孔隙度、渗透率，在平面坐标系中绘制参数图版。
步骤B中油层区的判别标准为：钻井液含油率≥1.9％；钻井液含油率增量≥0.5％；钻井液含油率显示值/基值≥1.8；标准钻速比值≥2；声波时差≥240μs/m；孔隙度≥9.5％；渗透率≥6×10-3μm2；携带率≤4×钻井液含油率增量。
原油粗略的按密度划分，可划分为轻质油、中质油和重质油等类别，轻质油密度低、粘度低、流动性强，其横向弛豫时间长；重稠油密度高、粘度高、流动性差、呈粘稠状，其横向弛豫时间短。原油粘度与横向弛豫时间呈负相关，可根据横向弛豫时间计算原油粘度，进而可利用横向弛豫时间判断油质。本发明步骤3)中油质判断标准为：核磁共振T2谱，峰顶时间≥20ms，峰结束时间≥50ms为轻质油；峰顶时间10～20ms，峰结束时间20～50ms为中质油；峰顶时间≤10ms，峰结束时间≤20ms为重质油。
本发明利用钻井液核磁共振评价储层含油性的录井方法，首先利用核磁共振技术检测钻井液中的液态烃，获得钻井液含油率数据；然后利用曲线交汇法、图版法进行储层物性、流体性质和含油丰度进行评价，最后利用原油性质与横向弛豫时间的关系评价油质。本发明方法中曲线交汇法可以非常直观、快捷地观测储层物性、均质性和沉积特性；图版法通过首先要建立油层判别标准，然后将得到的待识别样品的钻井液含油率数值投到钻井液核磁共振油层识别图版上，根据投点的位置，判断储层是否为可开发油层。
本发明的方法实现对储层是否能够留出流体，流出何种性质的流体的综合性判断，表现直观、适用性强，提高岩屑、气测弱显示油气资源勘探开发水平，使录井有能力配合快速钻井工艺为非常规油气资源的勘探开发提供强有力的支持。
附图说明
图1为文203-22井综合录井图；
图2为钻井液含油量与核磁检测峰面积相关图；
图3为钻井液含油率与标准钻速比值图版；
图4为钻井液含油率与声波时差图版；
图5为钻井液含油率增量与声波时差图版；
图6为钻井液含油率与地层孔隙度图版；
图7为钻井液含油率与渗透率图版；
图8为钻井液含油率显示值/基值与声波时差图版；
图9为钻井液含油率增量与携带率图版；
图10为原油密度与峰顶时间的线性相关性；
图11为原油密度与峰结束时间的线性相关性；
图12为胡90-7井2805m钻井液核磁共振图谱；
图13为胡114-1井3141m钻井液核磁共振图谱；
图14为桥43-1井3772m钻井液核磁共振图谱；
图15为文48-9井2952m钻井液核磁共振图谱；
图16为文209-78井钻井液核磁共振图谱；
图17为文209-78井综合录井图；
图18为文209-78油井在钻井液含油率与标准钻速比值图版中位置图；
图19为文209-78油井在钻井液含油率与地层孔隙度图版中位置图；
图20为文209-78油井在钻井液含油率与渗透率图版中位置图；
图21为文203-22井钻井液核磁共振图谱。
具体实施方式
下面通过具体实施例对本发明的技术方案进行详细说明。
1、下述实施例1中利用钻井液核磁共振数据计算钻井液含油率的方法：
通过钻井液含油量及核磁检测峰面积数据表(表1)和钻井液含油量与核磁检测峰面积相关图(图2)中可以看出，随着钻井液含油率的逐步增加，核磁测量的峰面积增大，两者呈正相关关系，Y＝4180X，相关度达到0.9953。利用钻井液含油量与核磁检测峰面积的相关性，只要测得样品的油峰面积，便可求得其含油量。
表1
下述实施例2中采用上述同样的原理利用钻井液核磁共振数据计算钻井液含油率。
2、下述实施例中建立油层区识别图版的方法：
针对不同的标准储层，检测和记录其钻井液含油率、标准钻速比值、声波时差、地层孔隙度、渗透率、钻井液含油率显示值/基值、携带率。以钻井液含油率为横坐标，分别以标准钻速比值、声波时差、地层孔隙度和渗透率为纵坐标，绘制图版；以钻井液含油率显示值/基值为横坐标，以声波时差为纵坐标，绘制图版；以钻井液含油率增量为横坐标，以声波时差为纵坐标，绘制图版；分别将上述检测和记录的标准储层的数据绘制在上述图版中，如图3～8所示，并建立油层区判断标准为：钻井液含油率≥1.9％；钻井液含油率增量≥0.5％；钻井液含油率显示值/基值≥1.8；标准钻速比值≥2；声波时差≥240μs/m；孔隙度≥9.5％；渗透率≥6×10-3μm2。
钻井液含油率反映了地层的含油丰度，但在实钻过程中钻井条件会影响油气进入钻井液的多少，例如：①钻头直径的影响，当其它条件一定时，钻头直径越大，破碎岩石体积越多，进入钻井液中的油气含量越多。②钻井速度的影响，在相同的地质条件下，钻速越大，单位时间破碎岩石体积越大，进入钻井液中的油气含量越多，钻时越大，进入钻井液中的油气含量越少。③钻井液排量的影响，排量越大，钻井液在井底停留时间越短，破碎地层通过扩散和渗滤方式进入钻井液中的油气相对减少。
本专利通过钻时、排量、钻井液密度、钻头直径对含油质量分数进行标准化处理，形成派生参数“携带率”，公式如下：
携带率是指单位体积钻井液所携带的地层物质的体积，它消除了钻井条件和地质条件影响，与含油率增量形成交汇图版，可以更好的识别油层(见图9)。油层区识别标准：含油率增量≥0.5，携带率≤4×含油率增量。
3、下述实施例中原油密度与横向弛豫时间相关性分析方法：
取不同密度(0.98283～0.97g/cm3),50℃运动粘度为3.71～800mm2/s的原油，并对其进行核磁共振分析，记录不同密度原油核磁共振T2谱的峰顶时间和峰结束时间，以原油密度为横坐标，峰顶时间为纵坐标，进行线性回归，如图10所示，得出原油密度与峰顶时间的线性相关性为：Y＝0.931X-19.5，R2＝0.561；以原油密度为横坐标，峰结束时间为纵坐标，进行线性回归，如图11所示，得出原油密度与峰结束时间的线性相关性为：Y＝4.232X-14.4，R2＝0.385；根据上述相关性分析得出由钻井液核磁共振图谱判断油质的标准，如表2所示：
表2
| 轻质油 | 中质油 | 重质油 | |
| 原油密度g/cm<sup>3</sup> | ≤0.82 | 0.82～0.90 | ≥0.90 |
| 峰顶时间ms | ≥20 | 10～20 | ≤10 |
| 峰结束时间ms | ≥50 | 20～50 | ≤20 |
油质判别标准的准确性检验：分别对中原油田的胡90-7、胡114-1、桥43-1、文48-9井的钻井液进行核磁共振分析，如图12-15所示，其中胡90-7和胡114-1井油峰的T2在1-10ms，按照上述判断油质的标准，判断油质偏重；桥43-1和文48-9井油峰的T2谱在10～100ms，按照上述判断油质的标准，判断油质偏轻。投产后原油化验分析资料为：胡90-7井原油密度0.8997g/cm3，胡114-1井原油密度0.8606g/cm3，油质偏重；桥43-1井原油密度0.8456g/cm3，文48-9井原油密度0.8347g/cm3，油质偏轻。上述结果表明投产后原油化验分析资料与油质判别标准相吻合，表明采用本发明的油质判别标准能够准确的判断油质。
4、实施例1
本实施例利用钻井液核磁共振评价文209-78井储层含油性的录井方法，具体操作步骤如下：
1)对待测储层钻井液样品进行核磁共振分析，如图16所示，利用核磁共振数据图谱计算得到钻井液含油率见表3；
表3
2)含油性评价：
图版法：首先计算出待测储层的标准钻速比值(标准钻速＝校正系数/((钻压×转盘转速)×钻时)，检测待测储层的地层孔隙度和渗透率，然后根据标准钻速比值、地层孔隙度、渗透率及步骤1)计算得到的待测储层钻井液含油率的数据(见表3)，将3个不同深度点的参数投到相对应的图版上(图版事例中建立了6种图版，但该井非连续取样，故钻井液含油率增量、钻井液含油率显示值/基值两项参数无法求取，声波参数测井未测，因此只能投点到参数齐全的其它三个图版)，如图18-20，在三个图版中均处于油层区，判断该待测储层为油层，投产后日产油5.5m3；
3)：油质判断：由图16所示的待测储层钻井液核磁共振分析图谱，油峰的T2在峰顶时间在10.02ms，峰结束时间在28.48ms，判断该待测储层油质为中质，原油化验分析显示，原油密度0.878g/cm3，与核磁共振分析结论吻合。
结论：文209～78油井储层为油层，油质为中质，与投产结论吻合，验证了钻井液核磁在储层含油性评价及油质评价方面的良好效果，图17。
实施例2
本实施例利用钻井液核磁共振评价文203-22井储层含油性的录井方法，具体操作步骤如下：
1)对待测储层钻井液样品进行核磁共振分析，如图21所示，利用核磁共振数据图谱计算得到钻井液含油率，见表4；
表4
2)含油性评价：
曲线交汇法：将步骤1)计算的钻井液含油率数据、测井数据、岩性剖面数据、钻井液处理等数据加载到绘制综合录井图的软件上，系统自动生成钻井液含油率曲线、测井曲线、岩性剖面和钻井液处理情况文本，绘制出综合录井图；根据综合录井图判断储层物性、均质性和沉积特性；如图1所示：
图中3750-3790m，反应储层物性的钻时曲线大段呈低值，反应储层含油性的含油率曲线呈高值、含水率曲线呈低值，含油率、含水率两条曲线呈“异向正差异”，具有较高的幅差，且两条曲线相交段较长，说明储层物性好、含油饱满、含油饱和度高，是油层的特征，解释为油层，投产后日产油3.0t、水73.0t，与核磁解释结论吻合；
3)：油质判断：由图21所示的待测储层钻井液核磁共振分析图谱，油峰的T2在峰顶时间在10.7ms，峰结束时间在24.03ms，判断该待测储层油质为中质，原油化验分析显示，原油密度0.886g/cm3，与核磁共振分析结论吻合。
结论：文203-22油井储层为油层，油质为中质，与投产结论吻合，验证了钻井液核磁在储层含油性评价及油质评价方面的良好效果，图1。
Claims (4)
1.一种利用钻井液核磁共振评价储层含油性的录井方法，其特征在于，包括以下步骤：
1）对待测储层钻井液样品进行核磁共振分析，利用核磁共振谱图数据计算得到钻井液含油率；
2）含油性评价：
A：曲线交汇法：将步骤1）计算的钻井液含油率数据、测井数据、岩性剖面数据、钻井液处理数据加载到绘制综合录井图的软件上，系统自动生成钻井液含油率曲线、测井曲线、岩性剖面和钻井液处理情况文本，绘制出综合录井图；根据综合录井图判断储层物性、均质性和沉积特性；
B：图版法：利用反应储层油性、反应储层物性的参数建立不同的参数图版，然后在图版中绘制不同标准储层的位置，建立油层判别标准；根据该油层判别标准和步骤1）中计算得到的钻井液含油率，判断待测储层流体性质；
3）油质评价：对不同密度的原油进行核磁共振分析，并对原油密度和横向弛豫时间进行相关性分析，建立油质判断标准；根据该油质判断标准，以步骤1）分析得到的核磁共振数据判断待测储层油质。
2.根据权利要求1 所述的利用钻井液核磁共振评价储层含油性的录井方法，其特征在于，步骤A 中根据综合录井图判断储层物性、均质性和沉积特性的具体判断标准为：在物性较好、均质地层条件下，反应储层物性的钻时曲线大段呈低值，反应储层含油性的含油率曲线呈高值、含水率曲线呈低值，含油率、含水率两条曲线呈“异向正差异”，具有较高的幅差，且两条曲线相交段较长，在非均质地层、沉积呈韵律性的条件下，钻时曲线高值、低值交错出现，含油率曲线也是高值、低值交错出现，含油率、含水率两条曲线仍呈“异向正差异”，但相交段延续性差。
3.根据权利要求1 所述的利用钻井液核磁共振评价储层含油性的录井方法，其特征在于，步骤B 中利用反应储层含油性的钻井液含油率、钻井液含油率增量、钻井液含油率显示值/基值与反应储层物性的录井参数标准钻速比值、反应储层物性的声波时差、地层孔隙度、渗透率电测参数，在平面坐标系中绘制参数图版，油层区的判别标准为：钻井液含油率≥1.9 %；钻井液含油率增量≥0.5 %；钻井液含油率显示值/基值≥1.8；标准钻速比值≥2；声波时差≥240 μs/m；孔隙度≥9.5%；渗透率≥6×10-3μm2；携带率≤ 4×含油率增量。
4.根据权利要求1 所述的利用钻井液核磁共振评价储层含油性的录井方法，其特征在于，步骤3）中油质评价标准为：核磁共振T2 谱，峰顶时间≥20ms，峰结束时间≥50ms 为轻质油；峰顶时间10~20ms，峰结束时间20~50ms为中质油；峰顶时间≤10ms，峰结束时间≤20ms 为重质油。
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