李　超, 張立寬, 羅曉容, 張立強(qiáng), 胡才志, 楊　鵬,邱桂強(qiáng), 馬立元, 雷裕紅, 程　明

(1.中國科學(xué)院地質(zhì)與地球物理研究所油氣資源研究重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室,北京 100029; 2.中國科學(xué)院大學(xué),北京 100049;3.中國石油大學(xué)地球科學(xué)與技術(shù)學(xué)院,山東青島 266580; 4.中國石化石油勘探開發(fā)研究院,北京 100083)

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泥巖壓實(shí)研究中有機(jī)質(zhì)導(dǎo)致聲波時(shí)差異常的定量校正方法

李超1,2, 張立寬1, 羅曉容1, 張立強(qiáng)3, 胡才志4, 楊鵬1,2,邱桂強(qiáng)4, 馬立元4, 雷裕紅1, 程明1,2

(1.中國科學(xué)院地質(zhì)與地球物理研究所油氣資源研究重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室,北京 100029; 2.中國科學(xué)院大學(xué),北京 100049;3.中國石油大學(xué)地球科學(xué)與技術(shù)學(xué)院,山東青島 266580; 4.中國石化石油勘探開發(fā)研究院,北京 100083)

高豐度有機(jī)質(zhì)導(dǎo)致的聲波時(shí)差異常高值不能客觀反映地層孔隙度的變化,定量研究有機(jī)質(zhì)對(duì)壓實(shí)曲線的影響才能減小壓實(shí)研究結(jié)果的不確定性。從泥巖壓實(shí)研究的原理出發(fā),構(gòu)建考慮干酪根的巖石等效體積模型,提出有機(jī)質(zhì)引起聲波時(shí)差增量的校正公式;以鄂爾多斯盆地南部鎮(zhèn)涇地區(qū)為例,討論壓實(shí)曲線有機(jī)質(zhì)校正方法的實(shí)用性及可靠性。結(jié)果表明:烴源巖層段高豐度有機(jī)質(zhì)往往造成壓實(shí)規(guī)律的較大誤差,壓實(shí)研究中應(yīng)當(dāng)消除有機(jī)質(zhì)對(duì)聲波時(shí)差的影響;鎮(zhèn)涇地區(qū)泥巖壓實(shí)曲線經(jīng)過校正后,正常壓實(shí)趨勢線斜率減小約30%～55%;長7段底部頁巖欠壓實(shí)幅度顯著降低,最大埋深時(shí)期的剩余壓力約為3～5 MPa,相比于校正前降低5～8 MPa,反映出以往研究可能過高地估計(jì)了長7段古超壓的幅度;利用校正后聲波時(shí)差計(jì)算的泥巖孔隙度與實(shí)測孔隙度吻合性較好,且計(jì)算的流體壓力與數(shù)值模擬結(jié)果一致,證實(shí)提出的定量校正方法能夠有效地消除研究區(qū)有機(jī)質(zhì)造成的聲波時(shí)差異常,可作為鄂爾多斯盆地及其他地區(qū)壓實(shí)研究的借鑒。

聲波時(shí)差; 壓實(shí)曲線; 有機(jī)質(zhì)含量; 頁巖; 鎮(zhèn)涇地區(qū)

引用格式:李超,張立寬,羅曉容,等.泥巖壓實(shí)研究中有機(jī)質(zhì)導(dǎo)致聲波時(shí)差異常的定量校正方法[J].中國石油大學(xué)學(xué)報(bào)(自然科學(xué)版),2016,40(3):77-87.LI Chao, ZHANG Likuan, LUO Xiaorong, et al. A quantitative method for revising abnormally high sonic data in rich-organic rock during compaction study[J].Journal of China University of Petroleum(Edition of Natural Science),2016,40(3):77-87.

利用聲波時(shí)差測井資料進(jìn)行壓實(shí)研究是盆地埋藏史分析和油氣初次運(yùn)移研究的重要手段[1-9]。能否客觀、準(zhǔn)確地制作泥巖壓實(shí)曲線決定了壓實(shí)研究成果的可靠性,泥巖聲波時(shí)差測井受到泥巖成分、地層流體性質(zhì)、井壁擴(kuò)徑等多種因素的影響,使得聲波時(shí)差難以真實(shí)反映沉積物的壓實(shí)狀態(tài),前人提出不同方法避免或減少這些復(fù)雜因素的影響[10-11]。由于干酪根具有高聲波時(shí)差的物理特性[12],造成富含有機(jī)質(zhì)的層段聲波時(shí)差異常高值往往不完全反映地層孔隙度的變化。然而,前人的定性校正方法無法確定烴源巖中有機(jī)質(zhì)對(duì)聲波時(shí)差測井?dāng)?shù)據(jù)的影響是否足以導(dǎo)致壓實(shí)規(guī)律產(chǎn)生較大誤差等問題。前人在壓實(shí)研究中普遍未考慮有機(jī)質(zhì)的影響,而將這種高聲波時(shí)差異常全部歸結(jié)為欠壓實(shí)成因,使得壓實(shí)研究的相關(guān)研究成果存在較大的不確定性。因此,有必要深入研究有機(jī)質(zhì)導(dǎo)致聲波時(shí)差異常的定量分析方法。筆者從泥巖壓實(shí)的原理出發(fā),通過構(gòu)建考慮烴源巖有機(jī)質(zhì)的等效巖石體積模型,推導(dǎo)有機(jī)質(zhì)引起聲波時(shí)差增量的校正公式,并以鎮(zhèn)涇地區(qū)為例,定量分析有機(jī)質(zhì)校正前、后壓實(shí)系數(shù)與欠壓實(shí)的幅度變化。

1　泥巖壓實(shí)研究的基礎(chǔ)

泥巖成巖過程主要受機(jī)械壓實(shí)作用控制,一般隨著上覆載荷的增加孔隙度逐漸減小,孔隙度與埋深之間往往呈指數(shù)遞減關(guān)系,這種規(guī)律可以用Athy公式[13]表示:

φ=φ0exp(-CZ).

(1)

式中,Z為埋深,m;φ為泥巖埋深Z處孔隙度;φ0為泥質(zhì)沉積物地表孔隙度;C為常數(shù)。泥巖孔隙度自然對(duì)數(shù)與深度的關(guān)系曲線通常表現(xiàn)為具有一定斜率(C)的直線。

由于泥巖壓實(shí)作用具有不可逆性,假定現(xiàn)今泥巖孔隙度-深度關(guān)系反映了地層處于最大埋深時(shí)期的壓實(shí)狀態(tài),在沉積條件相近的情況下,孔隙度-深度的統(tǒng)計(jì)關(guān)系曲線可以近似代表該地區(qū)泥巖的壓實(shí)歷史[3]。但是,在實(shí)際地質(zhì)工作中受泥巖取心數(shù)量的限制,通常不具備系統(tǒng)的泥巖孔隙度測試數(shù)據(jù),因此壓實(shí)研究必須借助能夠反映泥巖孔隙度的地球物理資料間接實(shí)現(xiàn)。

大量研究證實(shí),聲波時(shí)差能夠更加有效地反映地層孔隙度信息,碎屑巖固結(jié)地層的孔隙度與聲波時(shí)差存在良好的線性關(guān)系[14]。在水飽和、連續(xù)沉積的砂泥巖地層中,通常一定深度范圍內(nèi)表現(xiàn)為正常壓實(shí)狀態(tài),聲波時(shí)差值與深度的關(guān)系也可以表示為類似于式(1)的形式:

Δt=Δt0exp(-CZ).

(2)

式中,Δt為深度為Z處聲波時(shí)差,μs/m;Δt0為地表聲波時(shí)差,μs/m。

同時(shí),由于聲波時(shí)差是油氣勘探中易于獲取的地球物理資料,影響因素相對(duì)較少。利用聲波時(shí)差測井?dāng)?shù)據(jù)制作聲波時(shí)差與深度關(guān)系曲線-泥巖壓實(shí)曲線成為目前泥巖壓實(shí)研究最常用的手段[1]。

2　烴源巖有機(jī)質(zhì)對(duì)聲波時(shí)差的影響

烴源巖中的干酪根具有特殊的巖石物理性質(zhì),一般固相有機(jī)質(zhì)的理論聲波時(shí)差值(550 μs/m)較巖石骨架時(shí)差(182 μs/m)大得多[15],因而當(dāng)泥巖內(nèi)含有機(jī)質(zhì)時(shí),將對(duì)泥巖聲波時(shí)差值產(chǎn)生不同程度的影響。鄂爾多斯盆地南部鎮(zhèn)涇地區(qū)延長組長7段相近深度泥頁巖實(shí)測有機(jī)碳含量和聲波時(shí)差的統(tǒng)計(jì)結(jié)果關(guān)系(表1、圖1)表明,在具有相近壓實(shí)程度和類似礦物成分的巖石中,隨著有機(jī)質(zhì)含量增大,對(duì)應(yīng)的聲波時(shí)差值也增加。當(dāng)烴源巖中的有機(jī)碳含量超過30%～35%時(shí),巖石聲波時(shí)差即表現(xiàn)為有機(jī)巖類的特征[15]。

表1　鄂爾多斯盆地南部鎮(zhèn)涇地區(qū)長7段泥頁巖有機(jī)碳含量與聲波時(shí)差統(tǒng)計(jì)

圖1　鄂爾多斯盆地南部鎮(zhèn)涇地區(qū)泥頁巖聲波時(shí)差與有機(jī)碳含量關(guān)系Fig.1　TOC and sonic data of source rock of Zhenjing area

然而,泥巖聲波時(shí)差與有機(jī)碳含量之間的關(guān)系非常復(fù)雜,可能并不是簡單的線性關(guān)系。原因在于:①有機(jī)質(zhì)(干酪根)在烴源巖內(nèi)的賦存形態(tài)特殊,在以層狀黏土礦物為主的泥頁巖內(nèi),有機(jī)質(zhì)與黏土礦物緊密共生,是一個(gè)有機(jī)整體(黏土礦物-有機(jī)質(zhì)復(fù)合體),并不是充填于黏土礦物之間的孔隙中[16],因而有機(jī)質(zhì)對(duì)泥頁巖聲波時(shí)差的影響,可能還取決于其分布形態(tài)。②絕大多數(shù)盆地的烴源巖層段厚度大,沉積速率快,存在排水不平衡導(dǎo)致的欠壓實(shí)作用[17],泥巖欠壓實(shí)導(dǎo)致的聲波時(shí)差異常往往與有機(jī)質(zhì)引起的高聲波時(shí)差值共存。

在利用聲波時(shí)差數(shù)據(jù)進(jìn)行泥巖壓實(shí)研究過程中,當(dāng)富含有機(jī)質(zhì)的烴源巖段在壓實(shí)曲線上表現(xiàn)為高聲波時(shí)差異常時(shí),定性的分析無法判斷多少增量是烴源巖有機(jī)質(zhì)的貢獻(xiàn)。前人研究一般不考慮有機(jī)質(zhì)的影響,全部歸結(jié)為泥巖欠壓實(shí)作用[18]。實(shí)際上,相當(dāng)多的聲波時(shí)差異常可能是有機(jī)質(zhì)引起的欠壓實(shí)異常假象,或有機(jī)質(zhì)導(dǎo)致的欠壓實(shí)幅度增大。

3　有機(jī)質(zhì)對(duì)聲波時(shí)差影響的校正方法

通過修正Wyllie方程的巖石體積模型,將有機(jī)質(zhì)引入烴源巖體積模型。依據(jù)Wyllie公式,在對(duì)烴源巖聲波時(shí)差進(jìn)行理論推導(dǎo)的基礎(chǔ)上提出有機(jī)質(zhì)引起的聲波時(shí)差增量的校正公式。

3.1考慮有機(jī)質(zhì)的等效巖石體積模型

圖2　巖石等效體積模型Fig.2　Equivalent volume model of rock

不同巖石的物質(zhì)組成、孔隙度大小和流體成分是造成測井響應(yīng)差異的根本原因[19],因而經(jīng)典Wyllie方程提出的假定條件是,將巖石體積模型簡化為巖石骨架、孔隙及孔隙流體3部分。為了考慮烴源巖有機(jī)質(zhì)對(duì)聲波時(shí)差的影響,將泥巖分為非烴源巖與烴源巖,將固體有機(jī)質(zhì)引入烴源巖體積模型,對(duì)Wyllie方程的巖石體積模型進(jìn)行了修正(圖2)。非烴源巖的巖石體積模型主要由巖石骨架、孔隙和孔隙流體3部分組成。富含有機(jī)質(zhì)的烴源巖由巖石骨架、固體有機(jī)質(zhì)、孔隙和孔隙流體4部分組成。根據(jù)烴源巖是否進(jìn)入了生烴門限,孔隙中的流體成分有所區(qū)別:未成熟烴源巖孔隙空間中充填地層水;而成熟的烴源巖中,由于部分有機(jī)質(zhì)轉(zhuǎn)化為烴類,孔隙空間中的流體由烴類和地層水共同構(gòu)成,即富烴流體。與常用的巖石體積模型相比,修改后的烴源巖體積模型的骨架增加了固體有機(jī)質(zhì)(干酪根)組分。

3.2有機(jī)質(zhì)導(dǎo)致聲波時(shí)差增量公式的推導(dǎo)

根據(jù)Wyllie公式,孔隙度為φ的巖石聲波時(shí)差[14]可以表示為

Δt=(1-φ)Δtfm+φΔtf.

(3)

式中,Δtfm為骨架聲波時(shí)差,μs/m;Δtf為孔隙流體聲波時(shí)差,μs/m。

基于前述構(gòu)建的烴源巖等效體積模型,烴源巖骨架包含巖石骨架和固體有機(jī)質(zhì)兩部分,假定有機(jī)質(zhì)含量(體積分?jǐn)?shù))為φT,則烴源巖骨架聲波時(shí)差Δtfm可以修改為

Δtfm=(1-φT)Δtma+φTΔtom.

(4)

式中,φT為有機(jī)質(zhì)含量;Δtma為巖石骨架聲波時(shí)差,μs/m;Δtom為有機(jī)質(zhì)聲波時(shí)差,μs/m。其中,有機(jī)質(zhì)含量φT和實(shí)驗(yàn)室實(shí)測有機(jī)碳含量ωTOC之間關(guān)系由下式計(jì)算:

(5)

式中,ρrock為泥頁巖骨架密度,g/cm3;ρom為有機(jī)質(zhì)密度,g/cm3;k為有機(jī)質(zhì)轉(zhuǎn)換系數(shù),一般取值為1.25[20]。

由式(3)和(4),可以得到富含有機(jī)質(zhì)的烴源巖聲波時(shí)差計(jì)算公式:

Δt=(1-φ)[(1-φT)Δtma+φTΔtom]+φΔtf.

(6)

由此,烴源巖聲波時(shí)差為Δt時(shí)地層孔隙度φ為

(7)

假定式(6)中有機(jī)質(zhì)含量等于0,即在聲波時(shí)差值完全不受有機(jī)質(zhì)影響的情況下,與烴源巖具有相同孔隙度和相似孔隙流體的等當(dāng)泥巖的聲波時(shí)差Δt′應(yīng)為

Δt′=(1-φ)Δtma+φΔtf.

(8)

對(duì)于有機(jī)質(zhì)含量φT的烴源巖,有機(jī)質(zhì)造成的聲波時(shí)差增加量ΔtTOC為

ΔtTOC=Δt-Δt′.

(9)

將式(7)代入式(8),消掉孔隙度項(xiàng)后,再代入式(9),最后經(jīng)過整理得到ΔtTOC的計(jì)算公式為

ΔtTOC=Δt-Δtma+

(10)

將式(5)代入式(10),整理可得ΔtTOC與實(shí)測有機(jī)碳含量ωTOC之間關(guān)系:

ΔtTOC=Δt+

(11)

4　應(yīng)用實(shí)例

為檢驗(yàn)有機(jī)質(zhì)定量校正方法的實(shí)用性及可靠性,以鄂爾多斯盆地南部鎮(zhèn)涇地區(qū)的壓實(shí)研究為實(shí)例,應(yīng)用本文中提出的校正公式,對(duì)烴源巖層段有機(jī)質(zhì)引起的聲波時(shí)差異常進(jìn)行校正。分析壓實(shí)曲線校正后正常壓實(shí)段斜率、欠壓實(shí)幅度的變化,通過對(duì)比校正前、后泥巖剩余壓力與數(shù)值模擬結(jié)果,以及計(jì)算孔隙度與實(shí)測孔隙度之間的吻合性,對(duì)該方法進(jìn)行有效驗(yàn)證。

4.1地質(zhì)概況

鎮(zhèn)涇地區(qū)位于鄂爾多斯盆地天環(huán)坳陷西南緣,隸屬于中石化華北分公司探區(qū),區(qū)內(nèi)構(gòu)造平緩,總體表現(xiàn)為近西傾的單斜。中生界三疊系延長組是該區(qū)主要勘探目的層系,油藏類型以巖性油藏為主。根據(jù)巖性組合特征,延長組自下而上可劃分為長10段～長1段共10 個(gè)油層組。由于印支晚期區(qū)域性的構(gòu)造抬升和剝蝕,研究區(qū)延長組普遍缺失長5段～長1段,局部地區(qū)缺失長6段。

圖3　鎮(zhèn)涇地區(qū)長7底部張家灘頁巖厚度等值線Fig.3　Thickness isopach map of Zhangjiatan oil shale

鎮(zhèn)涇地區(qū)烴源巖主要為延長組暗色泥巖和頁巖,其中長7段烴源巖屬于優(yōu)質(zhì)烴源巖[21],長7段底部發(fā)育穩(wěn)定分布的頁巖(圖3、4),平均厚度約10m,平均有機(jī)碳含量約為10%,被認(rèn)為是研究區(qū)主要的油源[22]。長8段及長6段為主要產(chǎn)油層,砂巖儲(chǔ)層物性差,屬于超低滲致密儲(chǔ)層。前人研究認(rèn)為,長7段烴源巖的異常高壓是油氣從烴源巖進(jìn)入致密儲(chǔ)層運(yùn)移的主要?jiǎng)恿23-24],因而泥巖壓實(shí)研究及剩余流體壓力的準(zhǔn)確估算尤為重要。

圖4　鎮(zhèn)涇地區(qū)長7底部張家灘頁巖電性特征Fig.4　Response of logging of Zhangjiatan oil shale

4.2泥巖壓實(shí)曲線初步分析

選取鎮(zhèn)涇地區(qū)測井、錄井、分層及分析測試等資料較為完整的67口鉆井,首先直接利用聲波時(shí)差測井?dāng)?shù)據(jù)編制了泥巖壓實(shí)曲線。為了盡可能地避免多種地質(zhì)因素對(duì)壓實(shí)曲線的影響,讀取聲波時(shí)差時(shí)采取的原則為:考慮到薄層泥巖時(shí)差值受圍巖影響較大,選擇單層厚度大于2 m的純泥頁巖讀值;粉砂質(zhì)泥巖和含鈣質(zhì)、碳質(zhì)泥巖段不讀值;避免擴(kuò)徑對(duì)聲波時(shí)差的影響,泥巖段井徑讀值要求相對(duì)穩(wěn)定;讀值點(diǎn)選取曲線平穩(wěn)段,對(duì)于波動(dòng)幅度較大曲線段,讀取時(shí)差的半幅點(diǎn)處。

通過對(duì)編制單井泥巖壓實(shí)曲線的初步分析(圖5),研究區(qū)壓實(shí)曲線在長6段及以上地層聲波時(shí)差隨深度線性降低,反映泥巖處于正常壓實(shí)狀態(tài),不發(fā)育欠壓實(shí)作用。前人提出直羅組和延安組存在的欠壓實(shí)段[25-26]實(shí)際上是受到泥巖擴(kuò)徑及煤層的影響而產(chǎn)生的高聲波時(shí)差異常。欠壓實(shí)段主要發(fā)育在長7段中下部,長7段底部欠壓實(shí)達(dá)到最大幅度,至長8段幅度減小逐漸消失,壓實(shí)曲線趨向于正常壓實(shí)趨勢線。

圖5　鎮(zhèn)涇地區(qū)中生界泥巖壓實(shí)曲線對(duì)比剖面Fig.5　Well section of compaction curve of Zhenjing area

烴源巖地化測試結(jié)果(表1)顯示,長7段烴源巖,尤其是底部頁巖段有機(jī)質(zhì)豐度高,聲波時(shí)差曲線高值不完全反映地層孔隙度信息,可能導(dǎo)致壓實(shí)研究認(rèn)識(shí)的不準(zhǔn)確,需對(duì)有機(jī)質(zhì)引起的聲波時(shí)差進(jìn)行定量校正,才能獲得客觀反映地質(zhì)實(shí)際的壓實(shí)曲線。

4.3泥巖壓實(shí)曲線的有機(jī)質(zhì)校正

利用本文中提出的有機(jī)質(zhì)導(dǎo)致聲波時(shí)差增量校正公式,根據(jù)實(shí)際鉆井、烴源巖地化和物性實(shí)測資料,獲取了計(jì)算中涉及的各種關(guān)鍵參數(shù),對(duì)烴源巖段的聲波時(shí)差數(shù)據(jù)及壓實(shí)曲線進(jìn)行了校正。

計(jì)算過程中具體的參數(shù)獲取方法如下:

(1)通過系統(tǒng)采集延安組及延長組泥巖、炭質(zhì)泥巖和頁巖巖石樣品,利用巖石熱解法測定有機(jī)碳含量,獲得烴源巖有機(jī)碳含量(ωTOC)數(shù)據(jù)。

(2)有機(jī)質(zhì)密度(ρom)取理論值,為1.1 g/cm3[15];泥頁巖密度(ρrock)取鄂爾多斯盆地延長組泥頁巖骨架密度經(jīng)驗(yàn)值,約2.6 g/cm3[27]。

(3)有機(jī)質(zhì)聲波時(shí)差(Δtom)、地層水聲波時(shí)差(Δtw)、石油聲波時(shí)差(Δtoil)均取其理論值,分別約為550、620、980 μs/m[28]。

(4)泥頁巖孔隙內(nèi)包含油、水兩相流體,已知含油飽和度(So)條件下,孔隙流體聲波時(shí)差可據(jù)下式計(jì)算:

Δtf=ΔtoilSo+Δtw(1-So).

(12)

但若要大量地準(zhǔn)確獲得泥頁巖含油飽和度數(shù)據(jù)是非常困難的,一方面原因在于油田往往缺少密閉取心的泥頁巖巖心,同時(shí)泥頁巖含油飽和度測定的成本較高[29],本文中利用了Noble[30]提出的根據(jù)巖石可抽提有機(jī)質(zhì)(EOM)計(jì)算頁巖含油飽和度So的方法:

(13)

式中,EOM校正為經(jīng)過輕烴損失校正的可抽提有機(jī)質(zhì),mg/g;ρoil為原油密度,取鎮(zhèn)涇地區(qū)延長組原油密度平均值為0.86 g/cm3;ρrock為泥頁巖密度,g/cm3;KSC為干酪根吸油能力,mg/g,一般生油窗內(nèi)Ⅰ型、Ⅱ型干酪根吸油能力約40～80 mg/g,Ⅲ型干酪根吸油能力為60～130 mg/g[30];φ為泥頁巖孔隙度,%。

考慮到該方法中可抽提有機(jī)質(zhì)不是實(shí)際研究中易于獲取的常用數(shù)據(jù),而烴源巖巖石熱解參數(shù)S1獲取相對(duì)容易得多,研究表明,EOM校正與S1之間具有良好的線性關(guān)系[30],因此可由巖石熱解數(shù)據(jù)計(jì)算獲得EOM校正。根據(jù)Noble(1997)的研究數(shù)據(jù),二者關(guān)系式如下:

EOM校正=2.214S1+1.246.

(14)

擬合關(guān)系相關(guān)系數(shù)R=0.917,EOM校正與S1相關(guān)性較為明顯。

利用研究區(qū)13個(gè)泥頁巖樣品(其中頁巖樣品5個(gè),暗色泥巖樣品8個(gè))的巖石熱解參數(shù)及洗油后壓汞實(shí)測孔隙度[31],根據(jù)式(14)和式(13)計(jì)算鎮(zhèn)涇地區(qū)泥頁巖的含油飽和度。結(jié)果表明,成熟頁巖內(nèi)含油飽和度為11.58%～88.27%,平均值為59.54%;普通泥巖孔隙內(nèi)含油飽和度為1.83%～17.47%,平均值為6.85%。

在含油飽和度計(jì)算結(jié)果此基礎(chǔ)上,根據(jù)式(12)求得泥巖、頁巖內(nèi)孔隙流體聲波時(shí)差分別為645、835 μs/m,并以此作為單井有機(jī)質(zhì)校正中成熟泥頁巖的流體時(shí)差數(shù)據(jù)。未成熟泥巖內(nèi)孔隙流體全部為地層水,孔隙流體聲波時(shí)差取620 μs/m。

(5)泥頁巖巖石骨架聲波時(shí)差(Δtma)根據(jù)研究區(qū)內(nèi)泥巖壓實(shí)曲線中最小聲波時(shí)差值統(tǒng)計(jì)確定,約為200 μs/m。

以紅河21井為例,表2列出了計(jì)算過程中涉及的部分參數(shù)值以及有機(jī)質(zhì)校正后的泥巖聲波時(shí)差。

表2　紅河21井聲波時(shí)差校正部分參數(shù)

4.4壓實(shí)曲線校正結(jié)果及討論

4.4.1泥巖壓實(shí)規(guī)律的變化

通過對(duì)比有機(jī)質(zhì)校正前、后的泥巖壓實(shí)曲線發(fā)現(xiàn),正常壓實(shí)段和欠壓實(shí)段的壓實(shí)特征均發(fā)生了較大變化(表3)。在扣除有機(jī)質(zhì)造成的聲波時(shí)差增量之后,反映泥巖壓實(shí)系數(shù)的正常壓實(shí)趨勢線斜率顯著變小。如紅河21井(圖6),校正前的泥巖壓實(shí)趨勢線斜率為-1.84×10-4,校正后為-2.61×10-4,減小了41.83%,研究區(qū)30余口井有機(jī)質(zhì)校正前后相關(guān)地質(zhì)參數(shù)統(tǒng)計(jì)結(jié)果表明,校正前、后泥巖壓實(shí)趨勢線斜率約減小30%～55%。

同時(shí),有機(jī)質(zhì)校正后的壓實(shí)曲線在長7段仍偏離正常壓實(shí)趨勢線,表現(xiàn)為聲波時(shí)差異常高的特點(diǎn),但是異常幅度顯著降低。如紅河21井,欠壓實(shí)幅度降低了29.86%;30余口井統(tǒng)計(jì)結(jié)果表明,異常壓實(shí)降低幅度約25%～40%,這表明觀察到的聲波時(shí)差異常中大約60%是因欠壓實(shí)作用導(dǎo)致的。因而,前人過高地估計(jì)了泥巖欠壓實(shí)作用,這必然引起異常流體壓力相關(guān)認(rèn)識(shí)的錯(cuò)誤。

表3　鎮(zhèn)涇地區(qū)有機(jī)質(zhì)校正前后泥巖壓實(shí)系數(shù)、泥巖古壓力及壓力系數(shù)

圖6　鎮(zhèn)涇地區(qū)紅河21井綜合泥巖壓實(shí)剖面Fig.6　Comprehensive mudstone compaction section of well HH21 of Zhenjing area

4.4.2泥巖流體壓力的估算結(jié)果

基于泥巖壓實(shí)曲線的等效深度法是獲得泥巖流體壓力的常用方法,考慮到泥巖壓實(shí)的不可逆性,等效深度法計(jì)算的壓力代表了最大埋深時(shí)期的古壓力[32]。

利用研究區(qū)未校正的泥巖壓實(shí)曲線計(jì)算了最大埋深時(shí)期(早白堊世末期)延長組泥巖壓力,計(jì)算結(jié)果表明(圖7),長6段以上地層均為常壓,長7段中下部出現(xiàn)超壓,底部頁巖段過剩壓力最大,向上、向下遞減。頁巖段過剩壓力均大于8 MPa,最高達(dá)13.12 MPa,壓力系數(shù)超過1.5。在進(jìn)行有機(jī)質(zhì)含量校正之后,重新計(jì)算了鎮(zhèn)涇地區(qū)泥巖壓力,盡管具有類似的壓力結(jié)構(gòu)特征,但是長7段過剩壓力明顯減小,頁巖段過剩壓力約減小到3～5 MPa,比校正前壓力減小5～8 MPa。通過耦合欠壓實(shí)作用和烴源巖生烴兩種增壓效應(yīng),采用數(shù)值模擬方法研究了鄂爾多斯盆地南部地區(qū)延長組古壓力形成與演化過程,發(fā)現(xiàn)長7段烴源巖在早白堊世末期的過剩壓力一般在6～10 MPa,鎮(zhèn)涇地區(qū)由于泥頁巖厚度較隴東地區(qū)薄,泥巖欠壓實(shí)幅度小,過剩壓力介于3～6 MPa①。將數(shù)值模擬結(jié)果與壓實(shí)曲線換算的古壓力進(jìn)行對(duì)比,顯然,壓實(shí)曲線校正前的計(jì)算壓力與數(shù)值模擬結(jié)果相差較大,而利用有機(jī)質(zhì)校正后壓實(shí)曲線獲得的泥巖古壓力與數(shù)值模擬結(jié)果相吻合。因而,前人利用平衡深度法計(jì)算鄂爾多斯盆地泥巖異常壓力時(shí),由于未考慮有機(jī)質(zhì)的影響,可能過高地估計(jì)了長7段古超壓的幅度。

圖7　鎮(zhèn)涇地區(qū)紅河21井泥巖壓力綜合剖面Fig.7　Comprehensive pressure section of well HH21 of Zhenjing area

① 羅曉容.隴東地區(qū)延長組6～8段石油運(yùn)聚規(guī)律及成藏特征研究.中國科學(xué)院地質(zhì)與地球物理研究所研究報(bào)告,2006.

4.4.3泥巖孔隙度的估算

依據(jù)泥巖聲波時(shí)差資料獲得的壓實(shí)曲線,利用Wyllie公式可以間接計(jì)算泥巖孔隙度[33]。如前所述,有機(jī)質(zhì)對(duì)聲波時(shí)差的影響同樣可能造成泥巖孔隙度的計(jì)算誤差。

泥頁巖屬于非常規(guī)儲(chǔ)層,巖心取樣及孔隙度測試數(shù)據(jù)非常少,受樣品條件的限制,只獲得了13個(gè)泥頁巖樣品的洗油后壓汞法孔隙度實(shí)測數(shù)據(jù)[33],并讀取了對(duì)應(yīng)的聲波時(shí)差值。利用式(7)計(jì)算校正前后孔隙度的大小,對(duì)有機(jī)質(zhì)校正前后的泥巖孔隙度估算結(jié)果進(jìn)行對(duì)比分析。研究(圖8)發(fā)現(xiàn),有機(jī)質(zhì)校正前壓實(shí)曲線的計(jì)算孔隙度與實(shí)測值存在較大偏差,數(shù)據(jù)點(diǎn)偏離了45o等軸線,這些估算的孔隙度顯然難以代表實(shí)際地質(zhì)情況;而根據(jù)有機(jī)質(zhì)校正之后聲波時(shí)差計(jì)算的孔隙度顯然與實(shí)測數(shù)據(jù)具有較高的吻合度(圖8),表現(xiàn)為計(jì)算孔隙度與實(shí)測數(shù)據(jù)的交匯點(diǎn)均勻分布在45°等軸線兩側(cè)。由此,也進(jìn)一步證實(shí)本文中提出的有機(jī)質(zhì)定量校正方法具有較高的可靠性與實(shí)用性。

圖8　鎮(zhèn)涇地區(qū)實(shí)測孔隙度與校正前后計(jì)算孔隙度相關(guān)關(guān)系Fig.8　Relationship between measured porosity and calculated porosity

5　結(jié)　論

(1)泥頁巖中的有機(jī)質(zhì)本身具有高聲波時(shí)差的特性,烴源巖層系內(nèi),特別是頁巖內(nèi)高豐度有機(jī)質(zhì)導(dǎo)致的聲波時(shí)差異常高值往往不能客觀反映孔隙度的變化,必然造成壓實(shí)規(guī)律及相關(guān)地質(zhì)認(rèn)識(shí)的誤差甚至錯(cuò)誤,定量研究有機(jī)質(zhì)對(duì)聲波時(shí)差數(shù)據(jù)的影響才能減小泥巖壓實(shí)研究結(jié)果的不確定性。

(2)通過修正的Wyllie巖石體積模型,構(gòu)建巖石骨架、固體有機(jī)質(zhì)、孔隙及孔隙流體4部分組成的烴源巖體積模型,根據(jù)Wyllie公式對(duì)烴源巖聲波時(shí)差進(jìn)行理論推導(dǎo),提出了有機(jī)質(zhì)引起聲波時(shí)差增量的校正公式;該定量校正方法在鄂爾多斯盆地南部鎮(zhèn)涇地區(qū)的泥巖壓實(shí)研究中取得了良好的應(yīng)用,證實(shí)該方法能夠有效地消除烴源巖有機(jī)質(zhì)造成的聲波時(shí)差異常。

(3)鎮(zhèn)涇地區(qū)壓實(shí)曲線經(jīng)過有機(jī)質(zhì)校正后,正常壓實(shí)段的壓實(shí)系數(shù)約減小了30%～55%,長7底部頁巖段欠壓實(shí)幅度降低25%～40%,利用等效深度法求得長7段泥頁巖在最大埋深時(shí)期的剩余壓力約為3～5 MPa,比校正前降低5～8 MPa,反映出以往研究可能過高地估計(jì)了長7段古超壓的幅度。

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(編輯修榮榮)

A quantitative method for revising abnormally high sonic data in rich-organic rock during compaction study

LI Chao1,2, ZHANG Likuan1, LUO Xiaorong1, ZHANG Liqiang3, HU Caizhi4,YANG Peng1,2, QIU Guiqiang4, MA Liyuan4, LEI Yuhong1, CHENG Ming1,2

(1.Institute of Geology and Geophysic Chinese Academy of Science Key Laboratory of Petroleum ResourceResearch,Beijing100029,China;2.UniversityofChineseAcademyofScience,Beijing100049,China;3.SchoolofGeosciencesinChinaUniversityofPetroleum,Qingdao266580,China;4.SINOPECExploration&ProductionResearchInstitute,Beijing100083,China)

Abnormally high values in the sonic data of the source rocks cannot objectively reflect normal variations in porosity of the study of mudstone compaction. In order to eliminate the uncertainty of compaction measurements, quantitative corrections need to be introduced. In this paper, by using the principle of mudstone compaction, the organic rich rocks are divided into four parts by modifying the rock volume model of Wyllie equation: rock matrix, kerogen, pore and pore fluid. A correction formula for acoustic time increment caused by organic matter is derived. Taking Zhenjing area as an example, using theωTOCand measured porosity data in Zhenjing area, the practicability and reliability of compaction correction method for organic matter are discussed. The results show that the high content kerogen leads to markedly large errors in the compaction results, therefore reducing these errors in the sonic data becomes very important. After applying the correction, the compaction coefficient decreases by 30%-55%, and the uncompacted belt amplitude drops significantly. The mud overpressure of C7 shale calculated based on the equilibrium depth method is 3-5 MPa, comparable to the results of numerical basin modeling. The pressure values are 5-8 MPa smaller than that of without correction, indicate that previous studies may have overestimated the abnormal pressure of Yanchang Formation. Based on the Wyllie equation, the calculated porosity using the corrected sonic data is consistent with the measured porosity. The results suggest that the quantitative correction method can eliminate the abnormal sonic data due to the presence of organic matter, and can be effectively applied to other area of Ordos Basin and other basins.

sonic data; compaction curve; organic content; shale; Zhenjing area

2015-06-16

國家自然科學(xué)基金項(xiàng)目(41372151);國家科技重大專項(xiàng)(2011ZX05008-004);中國博士后科學(xué)基金項(xiàng)目(2015M570148)

李超(1989-),男,博士研究生,研究方向?yàn)槭团c天然氣運(yùn)移。E-mail:lichaocpu@126.com。

張立寬(1979-),男,副研究員,博士,研究方向?yàn)橛蜌獬刹貏?dòng)力學(xué)。E-mail:zhanglikuan@mail.iggcas.ac.cn。

1673-5005(2016)03-0077-11doi:10.3969/j.issn.1673-5005.2016.03.010

TE 122.2

A