李瑞娟,崔云江,熊鐳,陸云龍,王淼

(中海石油(中國)有限公司天津分公司,天津300452)

0 引 言

渤海油田主要儲層為古近系三角洲、扇三角洲砂體和新近系河流相砂體、淺水三角洲河道砂體,砂巖儲量占渤海油氣區(qū)總儲量的73.78%[1],因此,砂巖儲層的準確評價是保證渤海油田增儲上產(chǎn)的決定性因素。渤海油田勘探開發(fā)進入成熟階段,大批復雜斷塊油藏、巖性油藏等被發(fā)現(xiàn),其中發(fā)育較多低電阻率、低孔隙度滲透率儲層,尤其是扇三角洲沉積,近源堆積、儲層含礫及含泥,成巖作用強,孔隙結構復雜,常規(guī)曲線組合關系比較復雜,測井解釋難度大。

針對上述疑難儲層評價,許多學者結合巖心及測井資料,從宏觀尺度、微觀尺度上進行了深入的研究。張晉言等[2]提出通過建立核磁共振測井T2譜縱向和橫向轉換系數(shù)模型,擬合毛細管壓力曲線進行儲層質量評價;劉偉等[3]利用電阻率成像資料,結合阿爾奇公式和灰度圖像處理方法,建立非均值特征譜,利用譜的特征參數(shù)如均值、均值系數(shù)、方差等進行砂礫巖儲層分類,描述儲層的產(chǎn)能;李瑞娟等[4-5]利用電阻率成像資料和阿爾奇公式進行孔隙頻譜的轉換,根據(jù)譜的形態(tài)定性描述儲層物性,并結合巖心化驗資料,如核磁共振實驗資料等進行砂礫巖儲層下限定量確定。王培春等[6]利用巖性掃描測井計算復雜砂巖儲層骨架密度、孔隙度、飽和度;閆建平等[7]通過建立三維數(shù)字巖心模型,結合電阻率成像測井,建立“巖石結構+電性下限”雙重條件限定有效儲層的思路等。這些方法往往對鉆井取心、核磁共振測井、成像測井、數(shù)字巖心技術等依賴大。

本文從常規(guī)測井資料出發(fā),提出了重構含水純砂巖中子曲線的方法,并以渤海油田石臼坨凸起C區(qū)塊東三段巨厚含礫砂巖儲層為例,利用該方法進行儲層參數(shù)計算、儲層分類、產(chǎn)能估算等,在實際應用中效果良好。

1 區(qū)域地質概況

渤海油田C區(qū)塊位于渤海中西部海域,石臼坨凸起西段石南一號大斷層下降盤陡坡帶,東南側緊鄰渤中凹陷西生油次洼,成藏位置非常有利。主力含油層段位于C1井區(qū)的東三段。該層段為扇三角洲沉積,發(fā)育巨厚砂巖、含礫砂巖儲層,礦物成分主要為石英、長石、巖屑,粒間充填物為伊利石、高嶺石、次生加大石英和云母等;測井曲線呈齒狀箱型、漏斗形,具有中低孔隙度、中低滲透率的物性特征。根據(jù)巖心、壁心、巖屑以及測試等資料,C區(qū)塊東三段儲層存在巖性復雜,儲層橫向變化快,縱向和平面非均質性強的特點。結合本文研究,認為影響東三段儲層物性的主控因素為巖性,并將C1井東三段巨厚油層進行了期次劃分。

2 中子曲線重構方法

2.1 巖石體積模型

體積模型是測井評價過程中用到的經(jīng)典解釋模型[8],模型認為測井響應是由組成巖石的各種礦物及孔隙流體的測井響應值和它們所占的體積比例的線性組合,由此解釋出巖性剖面和孔隙度、滲透率、飽和度參數(shù)。對于砂巖儲層來說,通常采用泥質砂巖體積模型,認為巖石由砂巖骨架、黏土和孔隙流體等組成,其中孔隙流體又包括黏土束縛水、毛細管束縛水、自由流體,三者體積之和為地層的總孔隙度,假設每種組成成分所占體積比例為Vi(i=1～5),則其響應方程為

(1)

式中,ρ、φN、Δt分別為密度、中子、聲波的測井響應值。結合每種礦物和流體的測井響應值,可解釋出地層的巖性剖面和物性參數(shù)。

2.2 含水純砂巖中子曲線重構

渤海油田鉆取過大量的泥巖巖心,巖心常規(guī)物性分析證實烘干后的泥巖骨架密度為2.65 g/cm3左右(見表1),與砂巖骨架相差不大,因此,可以近似認為干黏土的骨架密度與砂巖的骨架密度相當。砂巖骨架中石英和長石的中子響應值為-4%～-5%,油和水的中子響應值約為100%,黏土礦物中伊利石、高嶺石、蒙脫石、綠泥石的中子響應值依次為36%、40%、40%、52%,與砂巖骨架相差非常大。

鑒于砂泥巖地層密度和中子的這種響應特征,假定測井響應反映的是純砂巖的特征,依據(jù)純砂巖體積模型及密度曲線響應方程、響應值可以求出密度孔隙度,公式為

(2)

式中,φD為密度孔隙度,%;ρ為密度測井值,g/cm3;ρma為純砂巖密度值,選用2.65 g/cm3;ρfluid為地層流體密度值,選用1.00 g/cm3。

密度孔隙度反映純砂巖地層孔隙度,干泥巖骨架密度約為2.65 g/cm3,因此,該密度孔隙度其實是地層的總孔隙度。再結合純砂巖體積模型以及砂巖骨架中子響應值(砂巖骨架響應值取-5%),可以重構純砂巖時的中子曲線φN,重構

φN,重構=φD-5

(3)

式中,φN,重構為重構的中子曲線,%;φD為密度孔隙度,%。

將重構的中子曲線φN,重構與實測的中子曲線φD進行比較,兩者差別越大,說明儲層含泥質越重,物性越差;兩者差別越小,說明儲層巖性越純,物性變好。結合代表地層總孔隙度的密度孔隙度φD曲線,3條曲線的組合可以指示儲層物性發(fā)育情況。

表1 渤海某油田巖心常規(guī)物性分析

圖1 實測中子曲線與重構中子曲線交會特征圖

2.3 評價結果分析

以目標區(qū)C1井和C2井東三段儲層為例,圖1中φD和φN,重構2條曲線位于左邊第6道,兩者差值越大(圖1中的填充色越多),說明地層含泥質越重。圖1(a)中,C1井φD和φN,重構差值較小,說明C1井巖性較純,物性較好。測試證實,C1井測試層產(chǎn)能較高,日產(chǎn)油量超過360 m3,目的層段地層壓力測試過程流暢[見圖1(a)左邊第2道];C2井雙中子差值較C1井變大,相同層位處地層壓力測試成功率降低,有近一半為干測試或超壓等[見圖1(b)左邊第2道],說明儲層物性變差;C2井巖心全巖分析顯示取心段泥質含量較高[見圖1(b)右邊第2道]。鑄體薄片照片顯示(見圖2),C1井2 979.00 m儲層碎屑顆粒分布較均勻,以粗砂為主,含部分礫石,孔徑范圍0.20～0.50 mm,巖石孔隙較好,連通性較好,C2井2 876.51 m儲層碎屑顆粒以細砂為主,斜長石多已泥化,孔徑范圍0.02～0.2 mm,較C1井儲層物性變差,孔隙連通性變差,與φD和φN,重構這2條曲線差值有較好的對應關系。

圖2 目的層位典型儲層鑄體薄片

多種資料綜合分析證實,對于泥質砂巖地層來說,重構中子曲線法的計算結果合理,方法得當,可以用來分析儲層的物性發(fā)育情況等。

3 儲層物性評價及產(chǎn)能預測

3.1 巖石物理相的劃分

通常采用劃分巖石物理相的方法來進行儲層研究[9-10],而測井曲線的形態(tài)特征是巖性與地層孔隙流體物理性質的綜合反映。一般來說,同一沉積環(huán)境中某類巖相的地層具有一組特定的測井參數(shù)值,包括測井響應特征值和從測井資料提取的與巖性有關的信息。當井的測井參數(shù)值相同時,對應于同一類巖性地層的概率很大。因此,劃分巖相時首先需要找到對巖性敏感的測井曲線。

對于一般的砂泥巖地層,利用中子和密度曲線交會可以比較容易地劃分出砂巖和泥巖,但是對于含礫[11]地層,中子和密度的測井響應將會變得復雜。礫石作為結構支撐,且泥質含量較低的含礫砂巖儲層表現(xiàn)為低密度、低中子,與純砂巖類似,但儲層含礫后,孔隙結構通常較純砂巖變差,此時的密度、中子曲線與純砂巖相比表現(xiàn)為密度值相應偏高、中子值更低的現(xiàn)象,且隨著礫石含量的增高,這種現(xiàn)象更加明顯。而分選較差,砂、泥混雜的含礫砂巖儲層,則又表現(xiàn)為密度值偏高,但中子值也較高的現(xiàn)象。這些現(xiàn)象使得難以識別巖性及儲層的物性發(fā)育情況。

C區(qū)塊有豐富的鉆井取心和旋轉井壁取心資料,根據(jù)巖心顯示,該區(qū)塊發(fā)育中粗砂巖、含礫砂巖、細砂巖、砂礫巖、礫巖和泥巖。根據(jù)上文,φD和φN,重構的差值可以指示儲層的含泥質情況,再結合取心段不同巖性所對應的中子、密度曲線特征,采用聚類分析的方法(見圖3)可以劃分出該區(qū)塊目的層段連續(xù)的巖石物理相,并轉化成巖相。從圖3可見,φD和φN,重構的差值對巖性較敏感,可以較好地幫助識別巖性。

圖3 聚類分析法巖相分類

圖4為測井方法劃分出的巖性與鉆井取心的巖心描述對比(圖4中第3道和第4道的顏色與模式和圖3一致,分別代表不同的巖石物理相和巖相),兩者基本一致,說明巖性劃分的準確性。

3.2 基于巖相劃分的滲透率計算

圖4 C2井聚類分析法巖相劃分結果與鉆井取心巖性描述對比圖

根據(jù)C區(qū)塊各口井東三段雙中子差值的計算以及巖石物理相的劃分,認為該套含礫砂巖平面上具有分帶性,垂向上具有分期性,由多期扇體疊置而成[12],其物性的主控因素為巖性,并據(jù)此將C區(qū)塊東三段巨厚含礫砂巖儲層劃分為5個期次,開展沉積相微相研究,分析縱向物性差異原因。同時,在巖相劃分的基礎上,建立不同巖相的測井特征識別庫。圖5中,從中粗砂巖到含礫砂巖、細砂巖,再到砂礫巖,地層壓力測試的流度值依次降低,巖心核磁共振實驗T2譜曲線顯示其自由孔隙體積也依次降低,束縛水飽和度相應升高。由此確定C區(qū)塊優(yōu)勢儲層為中粗砂巖,含礫砂巖和細砂巖為常規(guī)儲層,砂礫巖為界限層,礫巖缺乏巖心和測壓資料,但從測井響應特征可知,其物性較砂礫巖更差,為致密層。巖相劃分與期次劃分相結合,為油田后期的油藏開發(fā)評價奠定了基礎。

圖5 儲層分類特征表

同時,通過巖相劃分可以大大提高滲透率解釋精度。從目的層段的巖心孔隙度滲透率關系來看(見圖6),滲透率與孔隙度關系較好,似乎可以直接用該關系來評價滲透率,但是將這些巖心資料點按巖性投影后(見圖7),可以看到,不同巖性其孔隙度滲透率關系相差巨大。利用這些孔隙度滲透率關系,結合所劃出的巖相剖面,得到了高精度的滲透率曲線(見圖8)。圖8中右邊第1道為分相前后滲透率計算以及巖心分析滲透率,分相后計算的滲透率與巖心分析吻合更好。

圖6 C區(qū)塊巖心分析孔隙度滲透率交會圖 圖7 C區(qū)塊分巖性巖心分析孔隙度滲透率交會圖

圖8 C1井分相前后滲透率計算以及與巖心分析滲透率對比

3.3 儲層產(chǎn)能預測方法及實例

φN,重構、φD、φD這3條曲線結合可以指示儲層物性發(fā)育情況,而物性好壞直接影響產(chǎn)能。為了使φN,重構、φD、φD這3條曲線能定量指示產(chǎn)能,定義了孔隙結構指數(shù)M,其表達式為

M=φD-(φN-φN,重構)

(4)

當(φN-φN,重構)值較小或為0時,說明儲層巖性較純,此時φD越大,說明地層孔隙度越大,物性越好,反之,φD變小,物性要相應變差;當(φN-φN,重構)值較大時,說明儲層含泥質較重,物性較差。為了得到孔隙結構指數(shù)M值與產(chǎn)能的定量關系,統(tǒng)計了C區(qū)塊及石臼坨凸起周邊幾個油品相似的測試層的每米采油指數(shù)與M的關系,兩者呈現(xiàn)比較良好的指數(shù)關系(見圖9),說明該條孔隙結構指數(shù)曲線可以較好指示產(chǎn)能。

圖9 C區(qū)塊及周邊油田測試層的孔隙結構指數(shù)M與比采指數(shù)關系圖

應用實例1:以石臼坨凸起東段Q區(qū)塊Q3井為例(見圖10),上下2個測試層從測井曲線上看,密度測井值相差不大,即φD相差不大,DST2測試層(φN-φN,重構)值較大,說明該層段黏土含量較高,物性較差,測試證實為干層;而DST1測試層(φN-φN,重構)值較小,說明儲層巖性較純,物性相應變好,測試證實該層具有一定產(chǎn)能。

圖10 Q區(qū)塊Q3井2個測試層測井特征對比圖 圖11 C區(qū)塊C1井2個測試層測井特征對比圖

應用實例2:以C區(qū)塊C1井為例(見圖11),上下2個測試層(φN-φN,重構)值均較小,接近于0,說明2個層段巖性都較純,此時,DST2測試層密度值較小,即φD較大,說明儲層的總孔隙度較大,而DST1測試層φD則較小,由此說明DST2測試層物性相對較好,測試證實DST2層較DST1層比采指數(shù)明顯偏高。

4 結 論

(1)根據(jù)砂巖骨架和黏土礦物中子響應的差異,提出了利用體積模型重構的純砂巖中子曲線的方法,重構的中子曲線能夠直觀指示儲層泥質及雜基含量的高低,為儲層滲透性評價提供了重要的依據(jù)。

(2)重構的純砂巖中子曲線與密度曲線及實測中子曲線的結合,提高了測井巖相劃分及滲透率解釋的精度,并在產(chǎn)能預測方面見到良好的應用效果。該方法提高了常規(guī)測井曲線對含礫砂巖儲層的評價能力,在渤海含礫砂巖儲層評價中見到很好的應用效果。