储层评价参数核共振检测技术.ppt

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 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。