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吐哈盆地致密砂岩储层测井评价方法

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盆地 致密 砂岩 测井 评价 方法
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收 稿日期: 2011- 12- 23作者简介:韩 成( 1972- ),男,新疆石河子人,高级工程师,测井专业 。联系电话: 0902- 2772653第 17 卷 第 1 期2012 年 3 月吐 哈 油 气17,007 年首次在北部山前带的巴喀油田柯 19井发现八道湾组致密砂岩气藏后, 2010 年又在台北凹陷腹部的丘东南斜坡吉深 1 井水西沟群取得突破 。目前,致密砂岩气地质储量已接近千亿方 。致密砂岩气将是吐哈油田实现油气增长和 “近五远千 ”目标最现实的领域之一,其优势在于点多 、面广 、厚度大,勘探和开发前景十分广阔 。但是,吐哈盆地致密砂岩储层的不足是埋深大 、物性差(平均孔隙度小于 8% ,渗透率小于 1 ×10、非均质性强,储层有效性难于评价,产能不易预测;其次电性特征受物性及岩石骨架影响,不能较好的反映流体性质,气 、水层的判别有一定困难 。这些特点影响和制约了致密砂岩气的勘探开发以及下游工业和民用市场的稳定,因此开展吐哈盆地致密砂岩储层有效性评价和气层识别方法的研究 、促进测井技术在油气勘探开发生产中的推广和应用是一个亟待解决的问题 。1 储层特征巴喀油田下侏罗统气藏及丘东南斜坡水西沟群储层埋深一般在 3 100 ~4 100 m 左右,岩石类型主要以岩屑砂岩和长石岩屑砂岩为主,成分成熟度相对较低,岩性主要以中 、粗砂岩为主,分选系数中等偏下,结构成熟度较低 。粘土矿物主要以伊利石和伊蒙混层为主,含量主要在 15% ~20% 。岩石颗粒之间的接触关系主要为点 - 线接触和线 - 线接触,压嵌现象比较明显,说明整体压实作用比较强烈 。但局部地区有一定的溶蚀作用,改善了储层渗流条件 。由于受早期压实作用的影响,储层物性普遍偏差,孔隙度主要在 3% ~8% ,平均 5% 左右;渗透率大部分小于 10般在( ×10 1 ) 。储集空间主要以粒内溶孔为主;其次为剩余粒间孔,局部地区发育微裂缝 。储层非均质性强 、孔隙结构复杂,从压汞曲线看,主要反映孔喉半径小 、排趋压力大等特点,只有个别具有孔渗条件好的样品 。各区块孔喉分布呈单峰且偏向细孔喉一侧,小于 m 的孔喉半径占到 60% 以上,其余主要分布在 m 间 。电镜扫描照片进一步反映,储层孔喉小,且储层中伊蒙混层分布于颗粒表面,见明显的粘土搭桥,也是渗透性变差的主要影响因素 。而北部山前带因为早期深埋,晚期受强烈的构造挤压作用,储层物性比丘东南斜坡的物性略差 。对于吐哈盆地致密砂岩储层来说,孔隙度的大小已经不能完全反映储层的优劣,从试油资料证实,摘 要:吐哈盆地致密砂岩储层的特点是埋深大 、物性差 、非均质性强,储层有效性难于评价;其次电性特征受物性及岩石骨架影响,不能较好的反映流体性质,气 、水层的判别有一定困难 。利用压汞 、薄片和常规岩心分析等实验资料和各种测井信息相结合的方法,开展孔隙结构评价和储层分类,从而进行储层有效性评价及下限层标准的建立 。根据巴喀及温吉桑地区水西沟群的岩心声学实验表明,同一块岩样不同含气饱和度条件下,压缩系数和泊松比的变化最大,因此从阵列声波中可以提取出敏感参数进行气层判别 。另外,不同温度和压力条件下,油 、气 、水的扩散系数不同,以此为基础,利用二维核磁共振 测法识别流体性质,提高了致密砂岩储层油 、气 、水判别的准确性和符合率 。关键词:吐哈盆地;致密砂岩;孔隙结构;核磁共振;阵列声波;气层识别吐哈盆地致密砂岩储层测井评价方法韩 成,高 翔,王瑾轩,王绍忠,潘慧芳(中国石油 吐哈油田公司 勘探开发研究院,新疆 哈密 839009 )吐 哈 油 气 2012 年物性虽然相近,但产液能力不同,说明孔隙结构是影响致密砂岩储层渗流特性的主要因素 。受孔隙结构 、粘土含量等因素影响,渗透率与孔隙度呈非线性或指数关系 。储层孔隙度和渗透率难于准确计算,有效储层不易划分 。电阻率值受储层岩性及孔隙结构的双重影响,反映骨架信息远大于流体性质的信息;而粘土的附加导电性及微裂隙的存在使致密砂岩储层岩电关系变得更加复杂;因此电阻率的高低已不能准确反映流体性质,气层识别难度大 。因此,开展储层有效性分析和气层识别方法的研究,是解决吐哈盆地致密砂岩储层测井评价和技术应用的关键 。2 储层有效性评价根据研究,基本摸清了塑性岩屑和伊利石含量的高低是影响吐哈盆地致密砂岩储层储集性能的主要因素,其影响作用主要反映在砂岩的粒度及孔喉结构上,不同粒度及孔隙结构条件下,孔渗发育程度不同;粒度粗,岩屑和伊利石含量就少,孔隙结构越有利,渗透性就越好,反之则孔渗性就差 。因此如何利用测井资料评价岩石粒度及孔隙结构是储层有效性评价的主要问题 。心与测井资料结合评价岩石粒度根据岩心分析和统计,砂岩碎屑组成中普遍含黑云母 、千枚岩等塑性岩屑,自生矿物为伊利石及自生石英 。塑性岩屑由于抗磨蚀能力差,主要富集于粒度相对较细的砂岩中;石英 、花岗岩等刚性颗粒相对富集于粗砂岩中 。粒度越细,排水不畅,伊利石越容易沉淀;而粒级粗的砂岩,由于流体交换容易,次生溶蚀孔发育,伊利石不易沉淀 。因此粒度与伊利石 、塑性岩屑含量关系密切,粒度越细二者含量越高,而塑性岩屑在压实条件下易变形,溶孔易被伊利石微晶充填,都会使储层孔渗性变差 。除了利用实验分析的手段可以了解岩石的粒度和分选,由于岩石颗粒的粗细决定了塑性岩屑与伊利石含量的高低,而二者的放射性较强,所以通过砂岩中伽马值的高低可以将岩性的粗细的反映出来,从而间接的反映储层物性的优劣 。因此根据主控参量在测井上的响应特征,首先建立用自然伽马反映岩石粒度,从而达到初步评价储层有效性的基础模型 。以巴喀为例,利用粒度中值与自然伽马的关系,将中细砂岩 、粗砂岩及巨粗砂岩和砂砾岩区分开 。效储层的分类不同粒度的砂岩孔隙结构差别较大,砂岩孔隙结构决定了储层基质的渗透性 。利用常规孔渗 、压汞 、薄片等资料,通过实验分析和常规测井资料相结合的方法,引入流动单元的概念开展孔隙结构评价和储层分类,即相同的储层类型和孔隙结构其孔渗关系相似,具有相近的流动带指数 孔喉结构指数 再以产液能力为基础,建立一套较为合理的致密砂岩有效储层分类标准 。以此建立有效储层的样本库和判别模型,通过神经网络技术,利用常规测井曲线进行流动单元划分和渗透率计算,从而开展储层有效性评价 。F Z I = R Q I(1- Φe)/ Φe ; ( 1 )R Q I =( K /Φe ) 1/2 , ( 2 )式中 Φe ———有效孔隙度, f ;K ———渗透率, 10据这种方法,在巴喀和温吉桑地区水西沟群通过岩心分析数据与试油资料将储层分为四类(图 2 ),Ⅰ 类储层为裂缝 - 孔隙型,裂缝比较发育,有一定基质孔隙,孔隙度不大 、但储层渗透性好,压汞曲线显示进汞饱和度变化快,计算的 图 1 巴喀及丘东南斜坡水西沟群孔隙度 、渗透率统计直方图2第 17 卷 第 1 期 韩 成,等:吐哈盆地致密砂岩储层测井评价方法该类储层产液能力高,日产气在( 3 ~10 ) ×104至更高 。Ⅱ 类储层为孔隙发育型,铸体薄片显示溶蚀孔和粒间孔发育,平均孔喉半径较大 、排驱压力小,进汞饱和度较高,一般 类储层产液能力较好,日产气主要在( 1 ~3 ) ×104 类储层为孔隙欠发育型,孔隙 、裂缝不发育或者被泥质杂基充填,岩石分选较差 、平均孔喉半径小,孔隙度 、渗透率均较小,进汞饱和度较低,间范围,有一定产液能力,但需改造,日产气一般在( 1 ) ×104 储层为致密型,孔隙结构差 、排驱压力大,一般部分为干层或产液能力较低 。例如吉深 在某一目的层段,岩心分析共11 个样,孔隙度 ~、渗透率 ( ×10算的参数值范围 在图版上落在二类储层范围内(图 2 ),岩心观察和薄片证实,该段岩心粒度较粗 、孔隙较发育,测井资料经过处理该段主要为二类储层,部分井段为三类储层(图 3 ),因此,优选井段建议试油最终获得突破,压裂后日产气 1 万多方 、日产油平均 7 ~8 2 隙度和渗透率的计算孔隙度和渗透率是评价储集性能的重要参数 。孔隙度反映储集空间的大小,而渗透率则反映孔隙空间的连通性,二者组合起来才能准确评价储层的储集性和渗流能力 。目前可以用声波 、密度 、核磁共振等测井技术手段来计算孔隙度,但是对于孔隙结构的评价,目前只有核磁共振测井可以连续测量得到储层孔隙尺寸的分布 。虽然孔隙度和渗透率之间存在一定的相关性,可是对于致密砂岩储层来讲,孔隙度的大小 、孔隙结构的复杂性造成了即使在孔隙度基本相同的情况下,储集层之间的渗透率差别也很大 。因此,首选核磁共振孔隙度 、渗透率模型,不仅可以提供孔隙度 、渗透率的大小,而且可以对孔隙结构进行评价 。在没有核磁共振测井的情况下,应用常规测井的孔隙度模型,利用测井曲线通过神经网络技术,在有效储层分类的基础上,分不同流动单元计算渗透率 。磁共振测井计算孔隙度 、渗透率及评价孔隙机构核磁共振测井测量的有效孔隙度不受岩性影响,而且可以精确描述孔隙尺寸,与压汞资料结合,还可以定量计算孔隙结构参数,这是常规孔隙度测井仪不能做到的 。核磁共振测井的 分布范围和峰值的高低反映分选及孔喉的好坏, 值越低,分选越差;相反,分选越好 。对渗透率高,排驱压力低,大孔喉发育的岩样, 透性差,排驱压力高,微孔发育的岩样, 根据在巴喀地区核磁分析数据所做的 18 间,峰值主要在 10 ~12 右,在做核磁资料处理时可以针对不同的层应用不同的截止值 。对于渗透率的计算,一般在处理中选用 式 。式: K =( Φ/ C )a·( F F I / B V I )b;( 3 )式: K = C ·Φa·( 4 )式中 C ———校正系数;A ———孔隙度系数;B ——— F I ———动流体体积;B V I ———束缚流体体积;—核磁 3核 磁共振 找到二者的关系,就可以利用核磁 样就更利于有效储层的判别 。把核磁 以看到两条曲线有非常好的相似性,说明利用核磁 要确定出毛管压力曲线与对应深度的过实验和分析,得到如下关系:P c = K p c / ( 5 )Kp c=14 699 ×( 6 )式中 P c ———毛管压力;Kp c———相关系数;Φ———孔隙度, f。利用这种方法对新钻吉 3860 ~3920m 井段进行处理和解释(图 3 ),该段计算的孔隙度 7% ~9% 、渗透率平均 10过伪毛管压力曲线进一步分析认为该段曲线比较平直,排驱压力低,大孔隙所占比例较大,束缚水含量低,储层物性较好,建议试油后获得获得工业油气流 。规测井资料计算孔隙度 、渗透率在没有核磁共振测井的条件下,一般利用声波 、密度等测井曲线和归位后的岩心分析孔隙度建立经验公式来计算孔隙度 。声波计算孔隙度模型:巴喀区块 φ= × R= )温吉桑区块 φ= R=9026 )密度计算孔隙度模型:巴喀区块 φ=- 0 ( R= )温吉桑区块 φ=- 5 ( R= )由于孔隙结构的复杂性,简单的孔隙度 - 渗透率模型无法解决计算的准确问题 。根据前面的研究成果,同一流动单元具有相似的渗流特性这一认识,在储层分类的基础上根据不同储层类型或流动单元建立的孔隙度 - 渗透率公式,提高了渗透率计算的精度,也提高了储层有效性的分析 。经验公式如下:Ⅰ 类储层: K=R=;Ⅱ 类储层: K= ·( R= );Ⅲ 类储层: K= ·R= );Ⅳ 类储层: K=35 ·R= ) 。3 气层识别方法由于致密砂岩储层电阻率测井受岩性和物性的影响,已不能准确的反映流体信息,因此,除常规的技术手段外,探索声波和核磁共振等非电法的技术手段开展致密砂岩气层识别,能够避免岩性及孔隙结构的影响,提高气水层判别的符合率 。子 - 密度(声波)重叠法由于天然气含氢指数低,储层中含气可造成中子测井值减小 、密度测井值降低 、声波时差增大等现象,呈现“挖掘效应 ”和 “镜像对称 ”关系,以此可识别气层 。具体做法是把中子和密度 、中子和声波时差测井曲线分别在水层段重叠,如果是气层将出现差值,利用这些特征来识别物性相对较好 、含气丰度较高的气层 。会图法虽然致密砂岩储层气层 、水层和干层的测井响应特征差异较小,但大图 3 吉 解释处理成果示意吐 哈 油 气 2012 年4这 种方法在巴喀及温吉桑地区识别气层取得了一定的效果 。从图 5 上可以看出柯 25 号层泊松比和体积压缩系数两条曲线重叠后的 “包络面积 ”较大,含气特征明显,而干层段基本无差异;另外利用这些参数制作交会图进一步识别气层 、干层和水层,从图版上可以看出利用纵横波速度比及体积压缩系数能把干层和气层 、差气层区分开,利用泊松比能把气层和差气层区分开,最后通过大量的统计可以得到区域范围内气层的声学特征值 。经过分析该井在 3 460 ~3 475 m 建议试油后日产气 22 026 磁共振测井识别气层核磁共振测井是通过测量地层受激化核(氢核H ) 退激时的驰豫时间来提供储层的孔隙 、孔隙结构 、流体性质等相关的信息,分为横向驰豫时间( 纵向驰豫时间( 。根据不同的仪器型号和原理又分为 C 型和 P 型核磁共振测井 。 型核磁共振 测法识别流体性质在一定的温度 、压力条件下,油 、气 、水的扩散系数( D )差别很大,其中气的扩散系数最大,水的次图 4 巴喀区块声波敏感性参数实验部分仍然存在细微的差别,以岩心和试油资料为基础,利用各种测井信息开展 “四性 ”关系研究,通过交会图建立气层判别的电性标准,是一种快速 、直观的定性 - 半定量的气层识别技术 。常见的有声波时差- 电阻率 、孔隙度 - 电阻率和孔隙度 - 渗透率等交会图版 。从柯柯亚地区孔隙度 - 电阻率交会图上可以看到物性好 、电阻率高的一般为气层,物性差 、电阻率值高的基本为干层 。总体而言水层还是电阻率值偏低,在淡水侵入的情况下,气水层的识别会变得比较困难 。通过试油井段测井资料反映,该区有效层下限参考值为孔隙度 ≥、电阻率 ≥40 Ω·m 、含气饱和度 ≥35% ;根据试油井段岩心分析的孔隙度与渗透率交会图进一步证实,有效层的物性下限是孔隙度 ≥4% 、渗透率 ≥10明利用图版法确定的物性及电性下限值可以作为一种参考 。列声波资料识别气层由于纵波是一种压缩波 、而横波是一种剪切波,所以纵波反映的是流体与骨架的综合信息,而横波更多的反映的是岩石特性,因此,储层中含有天然气时,使纵波速度降低,但对横波速度的影响较小,经过实验得出的不同状态下纵 、横波速度的变化特征,可以作为实际应用中识别气 、水层的理论基础 。根据巴喀油田八道湾组岩心的声学特征参数实验表明(图 4 ),在同一块样品中,干燥状态及完全饱和状态的条件下,纵 、横波速度的变化关系不同;饱含流体时的纵波速度 (要比干燥时的速度快,并且与孔隙度呈线性关系,而横波速度 (则不然,即两种条件下传播速度变化不明显 。实验还表明,同一块岩样不同含气饱和度条件下,泊松比和压缩系数的变化最敏感,所以在含气储层中具有较小的纵横波速比和泊松比,另外油 、气 、水和岩石骨架的体积压缩系数差别很大,充满气的储层其体积压缩系数通常要比充满水的地层大的多 。因此,利用阵列声波(或偶极声波)测井资料提取并计算的的纵横波速度比 、泊松比和体积压缩系数等参数可以识别与含气有关的异常 。第 17 卷 第 1 期 韩 成,等:吐哈盆地致密砂岩储层测井评价方法5图 5 柯 利用阵列声波测井资料识别气层示意图 6 吉 X 井核磁共振定点测量 别流体成果之,油的最小且略有变化,油 、气 、水在扩散系数2或 1二维图上具有明显的分区性(图 6 ),根据这种原理,利用 C 型核磁共振测井 测法识别储层中的流体性质,取得了较好的成效 。 型核磁共振差谱法判别气层由于 P 型核磁共振测井可以采用两个不同的等待时间测井,获得不同激发频率的 用差谱法(双 )也可以进行油气水层的判别 。一般在气层,经过差谱后, 0 ~100 右,幅度较大 、不拖逸,反映有含气特征 。4 结 论( 1 )与常规气藏相比,致密砂岩气层粒间孔不发育,而一定程度发育粒内溶孔,且伴生微裂隙,测井响应特征和评价方法与常规砂岩气吐 哈 油 气 2012 年6L 39009, It is to of it is to by as of e of be to In at RF is to in i 7 卷 第 1 期 韩 成,等:吐哈盆地致密砂岩储层测井评价方法层有所不同 。在岩石物理实验的基础上,深化研究岩石机理及响应特征的变化,是解决致密砂岩气层测井评价的关键 。( 2 )孔隙结构是影响致密砂岩储层渗流特性的主要因素,利用核磁共振测井开展孔隙度 、渗透率的测量和计算,并且利用核磁 ( 3 )在没有核磁共振测井的情况下,利用常规测井技术手段,依据相同流动单元具有相似的渗流特性这一概念,结合岩心分析的孔渗 、压汞 、薄片等资料,通过神经网络技术,开展有效储层的分类和物性参数的计算,取得了较好的效果 。( 4 )致密砂岩储层电阻率受储层岩性及孔隙结构的影响,电阻率值的高低已不能准确反映流体性质,采用声波和核磁共振等非电法的技术手段开展致密砂岩气层的识别,能够避免岩性及孔隙结构的影响 。参考文献[1] 赵彦超,等 . 致密砂岩气层的测井评价 —以鄂尔多斯盆地大牛地山西组一段气田为例 [J]. 地质科技情报, 2003 ,22(4) : 65- 70.[2] 胡明毅,等 . 川西前陆盆地上三叠统须家河组致密砂岩储层评价 [J]. 天然气地球科学, 2006 , 17(4) : 456- 459.[3] 罗蛰潭,等 . 油气储集层的孔隙结构 [M]. 北京:科学教育出版社, 1986.[4] 肖立志,等 . 核磁共振测井资料解释与应用导论 [M]. 北京:石油工业出版社, 2001.[5] 孟祥水,等 . 核磁共振测井在致密含气砂岩储层评价中的应用 [J]. 测井技术, 2003 , 27 (增刊): 1- 4.[6] 李云省,等 . 致密砂岩气层识别方法研究 [J]. 西南石油学院学报, 2003 , 25(1) : 25- 30.[7] 孙建孟,等 . 地球物理资料综合应用 [M]. 山东:石油大学出版社, 2001.7
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