賀洪舉,齊寶權(quán),苗清,黃宏,陳邦定,丁邦春

(中國石油集團(tuán)測井有限公司西南分公司,重慶400021)

0 引 言

碳酸鹽巖臺(tái)地是海相碳酸鹽巖油氣藏形成的最重要沉積環(huán)境,臺(tái)內(nèi)灘?？裳莼癁閮?yōu)質(zhì)儲(chǔ)集體[1]。四川盆地為中國最主要的海相碳酸鹽巖盆地,在盆地內(nèi)相繼發(fā)現(xiàn)多套優(yōu)質(zhì)天然氣藏,其中高石梯-磨溪地區(qū)下古生界寒武系龍王廟組和震旦系燈影組是目前中國發(fā)現(xiàn)的單體規(guī)模最大的特大型海相碳酸鹽巖整裝氣藏。下古生界寒武系在龍王廟組沉積時(shí)期,主要為局限臺(tái)地相沉積,其儲(chǔ)層為典型的深埋藏灘相巖溶型儲(chǔ)集層,區(qū)域淺灘化沉積作用形成大面積顆粒云巖[1-2]。巖心分析結(jié)果表明:顆粒灘儲(chǔ)層埋藏深且經(jīng)歷多期改造作用[2],即準(zhǔn)同生期、表生期、埋藏期,同時(shí),受喜馬拉雅期等構(gòu)造運(yùn)動(dòng)的影響,導(dǎo)致儲(chǔ)層具有孔隙度低、非均質(zhì)性強(qiáng)、孔隙結(jié)構(gòu)復(fù)雜等特點(diǎn)?？傮w表現(xiàn)為儲(chǔ)層有效孔隙度分布在4%～6%,蜂窩狀、層狀等多種形態(tài)和大小不均的溶洞發(fā)育,早期石英、黃鐵礦充填縫和晚期構(gòu)造縫等多期裂縫并存。導(dǎo)致該地區(qū)龍王廟組儲(chǔ)層在孔隙度差異不大的情況下,產(chǎn)量差異非常大,因此,對(duì)顆粒灘儲(chǔ)層進(jìn)行測井分級(jí)評(píng)價(jià)具有十分的重要意義。本文充分利用電成像、陣列聲波、核磁共振等測井技術(shù),結(jié)合有利儲(chǔ)集相的識(shí)別方法,解決了儲(chǔ)層溶洞、孔隙結(jié)構(gòu)和滲濾能力3個(gè)關(guān)鍵參數(shù)的計(jì)算和評(píng)價(jià)問題,構(gòu)建了儲(chǔ)層品質(zhì)指數(shù)計(jì)算模型及分級(jí)評(píng)價(jià)標(biāo)準(zhǔn)。

1 顆粒灘相的特征及測井識(shí)別模式

四川盆地中部高石梯-磨溪地區(qū)在下古生界寒武系龍王廟組沉積期,整體處于水體較淺、水動(dòng)力中等至較強(qiáng)的沉積環(huán)境中[1]。其沉積物主要由泥質(zhì)白云巖、泥晶白云巖、晶粒白云巖及顆粒白云巖組成,沉積相包括云坪、顆粒灘、瀉湖等亞相。100余口井的測井資料處理結(jié)果以及大量的取心資料和地質(zhì)研究表明,顆粒灘相沉積是龍王廟組優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)集層發(fā)育演化的地質(zhì)基礎(chǔ)[3-4]。

1.1 顆粒灘相測井特征

顆粒灘相測井響應(yīng)特征為自然伽馬較低,曲線形態(tài)平直起伏較小,自然伽馬值為15～20 API;電阻率小幅度變化,值中等,局部高電阻率;動(dòng)態(tài)電成像圖中,有溶蝕時(shí)為斑點(diǎn)狀暗色特征,無溶蝕時(shí)為亮色塊狀特征,局部見正弦狀高電導(dǎo)異常。顆粒灘相測井與巖心對(duì)應(yīng)的響應(yīng)特征見圖1。

圖1 M-X3井龍王廟組顆粒灘相測井與巖心對(duì)應(yīng)的響應(yīng)特征圖*非法定計(jì)量單位,1 ft=12 in=0.304 8 m; 1 b/eV=6.241 46×10-10 m2/J,下同

1.2 顆粒灘相測井識(shí)別模式

顆粒灘相測井識(shí)別模式為自然伽馬平直、電阻率中高起伏的箱狀模式以及動(dòng)態(tài)電成像呈斑點(diǎn)狀的塊狀模式。顆粒灘相測井識(shí)別模式見圖2。

圖2 龍王廟組顆粒灘相測井識(shí)別模式圖

2 儲(chǔ)層關(guān)鍵參數(shù)和滲濾能力的計(jì)算及評(píng)價(jià)

由于顆粒灘儲(chǔ)層經(jīng)歷多期改造作用,具有多期溶蝕且溶洞發(fā)育,孔喉、孔洞被瀝青、黃鐵礦充填,因此,并非所有的顆粒灘沉積都可作為優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)集層[3]。對(duì)溶洞的定量刻畫、儲(chǔ)層孔隙結(jié)構(gòu)和滲濾能力的評(píng)價(jià)是測井尋找優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層的關(guān)鍵。

2.1 溶洞的定量刻畫及評(píng)價(jià)

2.1.1溶洞參數(shù)的計(jì)算

(1)溶洞面洞率的計(jì)算。采用小波分析技術(shù)[5]、K-means聚類算法[6]和圖像輪廓跟蹤法[7-9]對(duì)溶蝕溶洞自動(dòng)拾取,通過巖心標(biāo)定,人機(jī)交互消除泥質(zhì)、硅質(zhì)和黃鐵礦團(tuán)塊等假象,拾取真實(shí)有效的溶洞。采用較短的深度滑動(dòng)窗口(2 ft)統(tǒng)計(jì)窗口內(nèi)圖像的所有溶蝕溶洞面積與窗口內(nèi)理想井壁面積的百分比,計(jì)算溶洞面洞率。

Sc=ΣPtRHorRVer

(1)

式中,HPOR為溶洞面洞率,%;SH為拾取溶蝕孔洞窗長的面積,m2;Swin為拾取溶蝕孔洞滑動(dòng)窗口的長度,m;Sc為滑動(dòng)窗口內(nèi)單個(gè)溶蝕孔洞的面積,m2;Bit為鉆頭直徑,in;Win為拾取單個(gè)溶蝕孔洞滑動(dòng)窗口的長度,m;Pt為電成像單個(gè)紐扣,無量綱;Rhor為橫向分辨率,m;Rver為縱向分辨率,m。

(2)溶洞連通性指數(shù)的計(jì)算。當(dāng)基質(zhì)孔隙度為0且無裂縫,即當(dāng)井筒巖石骨架無導(dǎo)電介質(zhì)時(shí),每個(gè)孤立溶洞不連通,這時(shí)溶洞有效性變差,甚至無效;反之則是連通的,導(dǎo)電能力越強(qiáng),溶洞之間連通性越好,溶洞的有效性也越好。因此,可以利用反映井筒視電阻率的淺側(cè)向值的倒數(shù),將每個(gè)深度點(diǎn)井周的平均電成像的圖像值標(biāo)定為電導(dǎo)率值,進(jìn)行高中低分類;再利用溶洞電導(dǎo)率與巖石骨架電導(dǎo)率的關(guān)系,建立連通性指數(shù)計(jì)算模型,求取連通性指數(shù)。

HPERT=(δh-δm)/δm

(2)

式中,HPERT為連通性指數(shù),無量綱;δh為溶洞電導(dǎo)率,即溶蝕孔洞區(qū)域所有點(diǎn)的電導(dǎo)率平均值,S/m;δm為巖石骨架電導(dǎo)率,即利用紋理合成算法對(duì)孔洞區(qū)域進(jìn)行骨架圖像恢復(fù)后,井周所有點(diǎn)的平均值,S/m。

2.1.2溶洞的定量評(píng)價(jià)

根據(jù)高、中、低產(chǎn)氣以及微氣井的溶洞面洞率分布情況,產(chǎn)微氣井的溶洞面洞率主要分布在2%～5%,產(chǎn)工業(yè)氣井的溶洞面洞率均在5%以上,其中高產(chǎn)井的溶洞洞面率在10%以上。由此可建立溶洞發(fā)育情況成像測井評(píng)價(jià)標(biāo)準(zhǔn):Ⅰ類溶洞層HPOR≥10%;Ⅱ類溶洞層5%≤HPOR<10%;Ⅲ類溶洞層HPOR<5%。

結(jié)合完井測試和生產(chǎn)測井資料,連通性指數(shù)越大,則溶洞連通性越好,連通指數(shù)與產(chǎn)量有較好對(duì)應(yīng)關(guān)系。建立連通性好、中、差的評(píng)價(jià)模式及標(biāo)準(zhǔn)(見圖3):HPERT>2.5時(shí),連通性好;當(dāng)1.0

2.2 孔隙結(jié)構(gòu)參數(shù)計(jì)算及評(píng)價(jià)

2.2.1孔隙結(jié)構(gòu)參數(shù)的計(jì)算

根據(jù)毛細(xì)管壓力理論,假設(shè)巖石孔隙半徑與孔喉半徑之間成比例或者具有一定的正相關(guān)關(guān)系[10],則進(jìn)汞壓力pc(單位:MPa)與核磁共振測得的T2(單位:ms)弛豫時(shí)間有相關(guān)關(guān)系[11]

圖3 溶洞連通性指數(shù)計(jì)算結(jié)果及評(píng)價(jià)成果圖

(3)

式中,C為核磁共振測井T2弛豫時(shí)間與毛細(xì)管壓力之間的轉(zhuǎn)換系數(shù),MPa·ms。確定轉(zhuǎn)換系數(shù)C后,可將核磁共振T2分布轉(zhuǎn)化為連續(xù)分布的偽毛細(xì)管壓力曲線,從而計(jì)算最大孔喉半徑、平均孔喉半徑、排驅(qū)壓力、中值毛細(xì)管壓力及中值孔喉半徑等孔隙結(jié)構(gòu)參數(shù)。

2.2.2孔隙結(jié)構(gòu)分級(jí)評(píng)價(jià)

圖4為核磁共振中值半徑與核磁共振有效孔隙度的關(guān)系圖,其中φ下為分類儲(chǔ)層孔隙度下限,FR50下為分類儲(chǔ)層中值半徑下限。圖5表明核磁共振有效孔隙度與中值半徑呈正相關(guān)關(guān)系,即核磁共振中值半徑越大,儲(chǔ)層品質(zhì)越好。由此,根據(jù)測試產(chǎn)量和油氣田公司孔隙度分類原則,建立核磁共振有效孔隙度與核磁共振中值半徑的評(píng)價(jià)標(biāo)準(zhǔn):當(dāng)孔隙度≥7%,核磁共振中值半徑≥2 μm時(shí),儲(chǔ)層為優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層:當(dāng)4%≤孔隙度<7%,2 μm>核磁共振中值半徑≥0.2 μm,儲(chǔ)層為中等儲(chǔ)層;當(dāng)2%≤孔隙度<4%,0.01 μm≤核磁共振中值半徑<0.2 μm,儲(chǔ)層為差儲(chǔ)層。

圖4 核磁共振測井中值半徑分級(jí)評(píng)價(jià)圖

2.3 滲透能力參數(shù)的計(jì)算及評(píng)價(jià)

(1)滲濾能力參數(shù)的計(jì)算。斯通利波能量曲線與儲(chǔ)層滲透性有著較密切的關(guān)系[12-13],但同時(shí)受地層因素和非地層因素的影響。為了更好地反映地層的滲透性,需進(jìn)行聲波能量值的歸一化及井眼校正,消除非地層因素的影響。

AST=(1-AMPST/AMPSTM)×100%-

(1-AMPST/AMPSTM)×100×VSH

(4)

式中,AST為歸一化和巖性校正的斯通利波能量衰減值,%;AMPST為斯通利波能量,db;AMPSTM為致密層斯通利波能量,db;VSH為泥質(zhì)含量,小數(shù)。

ASTC=ASTM-67.683ln(CAL-Bit)+476.33

(5)

式中,ASTC為井眼校正后的斯通利波能量衰減值,%;ASTM為致密層井眼增大時(shí)的斯通利波能量衰減值,%;CAL為井徑,in。

(2)滲透性分級(jí)評(píng)價(jià)。由圖5可見,所有獲工業(yè)氣、低產(chǎn)以及微氣的井的斯通利波能量衰減分布情況,產(chǎn)微氣的井其斯通利波能量衰減主要分布在0～10%,所有測試的產(chǎn)工業(yè)氣的井斯通利波能量衰減都在10%以上,高產(chǎn)井斯通利波能量衰減在20%以上。因此,可建立儲(chǔ)層滲透性分級(jí)評(píng)價(jià)標(biāo)準(zhǔn):當(dāng)ASTC≥20%時(shí),儲(chǔ)層為Ⅰ類滲透層;當(dāng)10%≤ASTC<20%時(shí),儲(chǔ)層為Ⅱ類滲透層;當(dāng)ASTC<10%時(shí),儲(chǔ)層為Ⅲ類滲透層。

圖5 儲(chǔ)層滲透性分級(jí)評(píng)價(jià)圖

3 儲(chǔ)層品質(zhì)計(jì)算模型及分級(jí)評(píng)價(jià)標(biāo)準(zhǔn)

3.1 儲(chǔ)層品質(zhì)綜合評(píng)價(jià)模型

根據(jù)龍王廟組已有的試油成果以及儲(chǔ)層的巖性、物性、電性及含油氣性之間的關(guān)系可知,儲(chǔ)層的含氣性和產(chǎn)能與基質(zhì)孔隙度、儲(chǔ)層厚度、滲透性(斯通利波能量衰減)、溶洞發(fā)育程度(面洞率、連通指數(shù))、錄井含氣性顯示(全烴值)等眾多因素有關(guān),但這些因素并非簡單的正線性關(guān)系,需要優(yōu)化主控因素,建立函數(shù)關(guān)系。由于儲(chǔ)層品質(zhì)與眾多因素有關(guān),需要采用一個(gè)綜合的評(píng)價(jià)指數(shù)表征儲(chǔ)層的品質(zhì)。

RQ=f(φ)W1+f(H)W2+f(ASTC)W3+

f(HPOR,HPERT)W4+f(TG)W5

(6)

式中,RQ為儲(chǔ)層品質(zhì)綜合評(píng)價(jià)指數(shù),小數(shù);φ為孔隙度,%;H為儲(chǔ)層厚度,m;TG為全烴值,%;W1～W5分別為孔隙度、儲(chǔ)層厚度、斯通利波能量衰減值、面洞率和連通指數(shù)、全烴值的權(quán)系數(shù),小數(shù)。

儲(chǔ)層品質(zhì)綜合評(píng)價(jià)指數(shù)RQ涉及多個(gè)變量,變量太多會(huì)增加計(jì)算的復(fù)雜性,因此,需用部分互補(bǔ)、相關(guān)的新變量來反映原變量。通過主成分分析方法[14-15],確定了基質(zhì)孔隙、斯通利波能量、儲(chǔ)層厚度、連通指數(shù)是產(chǎn)能的主控因素。因此,可進(jìn)一步優(yōu)化為

RQ=f(φⅠ)WⅠ+f(φⅡ)WⅡ+f(φⅢ)WⅢ+

f(HⅠ)WⅠ+f(HⅡ)WⅡ+f(HⅢ)WⅢ+

f(ASTC)W3+f(HPOR,HPERT)W4

(7)

式中,φⅠ、φⅡ、φⅢ分別為Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ類儲(chǔ)層孔隙度,%;HⅠ、HⅡ、HⅢ分別為Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ類儲(chǔ)層厚度,m;WⅠ、WⅡ、WⅢ分別為Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ類儲(chǔ)層權(quán)系數(shù),小數(shù)。

依據(jù)各控制因素與產(chǎn)能的相關(guān)性分析結(jié)果,根據(jù)相關(guān)系數(shù)大小分配權(quán)系數(shù),將權(quán)系數(shù)代入模型計(jì)算RQ,再將RQ與產(chǎn)能進(jìn)行相關(guān)性分析,采用多次迭代算法,以最佳擬合求取各權(quán)系數(shù),同時(shí)必須滿足

1=WⅠ+WⅡ+WⅢ+W3+W4

(8)

3.2 儲(chǔ)層品質(zhì)分級(jí)評(píng)價(jià)標(biāo)準(zhǔn)

選取測試產(chǎn)量小于2×104m3/d、2×104～10×104m3/d及大于10×104m3/d的井做樣本井,分層回歸測試產(chǎn)量與儲(chǔ)層品質(zhì)綜合評(píng)價(jià)指數(shù)RQ的關(guān)系,建立龍王廟組產(chǎn)能與儲(chǔ)層品質(zhì)指數(shù)的關(guān)系

(9)

式中,Q為日產(chǎn)氣量,104m3/d;AL為產(chǎn)能系數(shù);N為儲(chǔ)層品質(zhì)指數(shù)。

建立龍王廟組儲(chǔ)層品質(zhì)分級(jí)評(píng)價(jià)標(biāo)準(zhǔn):當(dāng)RQ≥0.8時(shí),為Ⅰ類儲(chǔ)層,預(yù)測日產(chǎn)氣量Q≥100×104m3;當(dāng)0.55≤RQ<0.8時(shí),為Ⅱ類儲(chǔ)層,預(yù)測日產(chǎn)氣量10×104～100×104m3;當(dāng)0.4≤RQ<0.55時(shí),為Ⅲ類儲(chǔ)層,預(yù)測日產(chǎn)氣量2×104～10×104m3。

4 應(yīng)用效果

圖6是川中磨溪地區(qū)M-X04井龍王廟組儲(chǔ)層品質(zhì)綜合評(píng)價(jià)成果圖,其中第1號(hào)、2號(hào)儲(chǔ)層均為顆粒灘亞相,巖性為顆粒白云巖。第5道電成像測井顯示孔洞發(fā)育;第7道面洞率大多數(shù)大于5%,局部大于10%;孔洞連通性指數(shù)為0.5～9,連通性中等～好;第8道核磁共振中值半徑為0.01～2.61 μm;第9道斯通利波能量衰減量大于20%。儲(chǔ)層品質(zhì)分級(jí)評(píng)價(jià)結(jié)果以Ⅰ、Ⅱ類儲(chǔ)層為主,為優(yōu)質(zhì)顆粒灘儲(chǔ)層,經(jīng)測試獲100萬級(jí)高產(chǎn)工業(yè)氣。

圖6 M-X04井龍王廟組儲(chǔ)層品質(zhì)綜合評(píng)價(jià)成果圖

目前,龍王廟組顆粒灘儲(chǔ)層關(guān)鍵參數(shù)計(jì)算及評(píng)價(jià)技術(shù)已在川中地區(qū)區(qū)塊評(píng)價(jià)中得到廣泛應(yīng)用,并在勘探開發(fā)中發(fā)揮了重要作用。龍王廟組顆粒灘相的測井識(shí)別方法和模式的應(yīng)用拓寬了測井的應(yīng)用領(lǐng)域,彌補(bǔ)了沉積相分析依賴取心的不足。通過多口井的沉積相識(shí)別,其結(jié)果與取心沉積相的劃分一致,因此,該方法可進(jìn)一步推廣到無取心井,充分發(fā)揮測井解決地質(zhì)問題的作用。

龍王廟組巖溶儲(chǔ)層關(guān)鍵參數(shù)計(jì)算及分級(jí)評(píng)價(jià)技術(shù)的應(yīng)用,提高了測井解釋符合率,推動(dòng)了特殊測井采集項(xiàng)目常態(tài)化,助力油氣田增儲(chǔ)上產(chǎn)?！笆濉币詠?在下古生界寒武系龍王廟組探井、開發(fā)井中應(yīng)用100余井次,其中,試油31口井261層,評(píng)價(jià)符合率達(dá)到95.8%,有力提升了電成像、遠(yuǎn)探測聲波等特殊測井的地質(zhì)應(yīng)用效果助力西南油氣田天然氣上產(chǎn)300億立方米。

5 結(jié) 論

(1)運(yùn)用測井資料建立的龍王廟組顆粒灘相識(shí)別模式,與取心識(shí)別結(jié)果一致,可推廣到無取心井,有效識(shí)別有利儲(chǔ)集相。

(2)針對(duì)經(jīng)歷多期改造作用的非均質(zhì)顆粒灘儲(chǔ)層,采用電成像、核磁共振、陣列聲波等特殊測井技術(shù),基本實(shí)現(xiàn)了溶洞、孔隙結(jié)構(gòu)和滲濾能力的定量或半定量評(píng)價(jià)。

(3)采用主成分分析法(PCA)構(gòu)建儲(chǔ)層品質(zhì)計(jì)算模型及分級(jí)評(píng)價(jià)標(biāo)準(zhǔn),解釋符合率高,適用于經(jīng)過多期改造作用的非均質(zhì)巖溶型儲(chǔ)集層,具備廣泛的推廣價(jià)值。