閆頂點,潘保芝,李萬才,張曉明

(1.吉林大學地球探測科學與技術學院,吉林長春130026;2.中石化東北油氣分公司,吉林長春130026)

0 引 言

潤濕性反映油藏條件下油或水與巖石顆粒表面的親合展布能力。巖石通常分為水潤濕、油潤濕和中性潤濕,大多數(shù)油藏是水潤濕(巖石親水)。對于泥質砂巖來說,所含的礦物成分影響潤濕性,如綠泥石可能會使巖石變?yōu)橛蜐櫇?。對于有機頁巖地層而言,有機有效孔隙度φEO和有機質含量TOC密切相關。有研究提出φEO是在熱成熟過程中形成的,而油是有機物產(chǎn)生并排出的,新形成的有機質孔隙一開始就暴露在石油中,很可能導致頁巖成為油潤濕[1]。潤濕性是影響巖石孔隙中油水分布和流動的主要因素,決定了油和水的相對滲透率、毛細管壓力和石油采收率等。有研究表明,潤濕性與飽和度指數(shù)n密切相關[2],因此,潤濕性的不確定性不僅影響油氣的產(chǎn)生,而且直接影響油氣層測井評價的可靠性。

獲取巖石潤濕性的實驗方法主要有接觸角法、Amott法和USBM法。雖然潤濕性的實驗方法相對準確,但存在耗時大、費用高、巖樣數(shù)量有限且不連續(xù),只能反映巖石地面環(huán)境下的特征等不足。近年來,大量研究進行了測井評價潤濕性方面的探索。主要是基于電阻率模型和經(jīng)驗方法,如Suman等[3]通過建立孔隙網(wǎng)絡模型研究潤濕性和孔隙結構對巖石電阻率的影響,發(fā)現(xiàn)潤濕性對部分含水砂巖飽和度指數(shù)有顯著影響,相同孔隙結構的油潤濕巖石比水濕巖石的n高。劉堂宴等[4]根據(jù)A&M大學的巖電實驗,利用密閉巖心的飽和度分析和電測井綜合定性判別潤濕性。Graham等[5]采用了電阻率測井、輔助RFT地層測試等定性識別油藏潤濕性。Holmes等[6]采用三測井組合法,通過從Pickett圖確定飽和度指數(shù)n與膠結指數(shù)m的關系定性地進行頁巖潤濕性判斷,認為,mn為水潤濕,但沒有給出依據(jù)測井數(shù)據(jù)定量計算n的方法。Richard Merkel等[7]將NMR、介電測井和巖心數(shù)據(jù)結合起來研究可變潤濕性。Archana Jagadisan等[8]將干酪根作為熱成熟度的函數(shù),判斷了有機頁巖潤濕性的變化。上述測井評價潤濕性的方法,離不開巖心分析的支撐,且僅限于定性分析。

本文基于Holmes三測井組合(自然伽馬、密度或中子、電阻率)方法,定性地判斷儲層潤濕性,提出了一種用測井資料定量估算n的方法。并對龍鳳山地區(qū)致密砂泥巖儲層和彭水地區(qū)頁巖氣儲層進行了應用。

1 潤濕性對飽和度指數(shù)n的影響

含油飽和度通常由測井所獲得的儲層電阻率Rt評價含水飽和度Sw而獲得,其中的參數(shù)需要在實驗室中通過巖電實驗統(tǒng)計得出。

(1)

式中,Sw為巖石的含水飽和度;Rt為在含水飽和度Sw下的巖石電阻率;R0為巖石完全含水時的電阻率;IR為地層電阻率指數(shù)或電阻率增大系數(shù);飽和度指數(shù)n可以由巖心分析求得,在logIR-logSw圖中的斜率即為n值。n值由孔隙結構、潤濕性等特性決定,其中潤濕性是極其重要的影響因素。

R0與孔隙結構有關

(2)

代入式(1)得到含水飽和度為

(3)

式中,Rw為地層水電阻率;a為巖性系數(shù),通常為1.0;m為膠結指數(shù),與孔隙結構有關;φ為孔隙度,小數(shù)。式(3)為阿爾奇公式[9]。

Mungan等[10]指出,阿爾奇公式有3個假設:①飽和度和電阻率的關系是唯一的;②孔隙性巖石,n是常數(shù);③所有的鹽水都傳導電流。近年的研究也表明,僅當巖石是強水潤濕時,這些假設是合理的。因為,n取決于巖石中導電相流體的分布,即取決于潤濕性。

通過實驗可以分析潤濕性對飽和度指數(shù)n的影響。Keller[11]提出潤濕性會影響巖石的導電性。隨著油潤濕性增加,n值也增加。如果潤濕性改變,流體在孔隙空間分布將改變導電路徑的長度和橫截面積,因而改變巖石的電阻率。因此,當同一巖樣潤濕性改變時,同一飽和度將測量到不同的電阻率。將同一塊巖心,清洗后(水濕)與原始狀態(tài)(油濕)測得的logIR-logSw曲線比較發(fā)現(xiàn),隨著潤濕性的變化,斜率發(fā)生了明顯的變化,即n值變化。研究表明,水潤濕巖心的飽和度指數(shù)n主要分布在小于2的范圍,中性潤濕巖心主要分布在2左右,而油潤濕巖心較大。據(jù)此,可以看出飽和度指數(shù)n對巖石的潤濕性非常靈敏,二者之間存在很好的相關性,如果能從測井資料求出飽和度指數(shù)n,就可以預測儲層的潤濕性[12]。

2 利用三測井組合資料評價儲層潤濕性

常見的碎屑巖油氣儲層分為泥質砂巖儲層和有機頁巖(頁巖氣、油頁巖)儲層2類。雖然2類巖石在成分、孔隙結構和油氣賦存狀態(tài)等方面存在差異,通常在測井評價方法上也是不同的,但在本文利用測井資料計算m、n值時,使用的方法是一致的。

使用三組合測井方法確定儲層的潤濕性時,需要用到中子—密度交會圖和孔隙度—電阻率交會圖(Pickett圖)。其中,Pickett圖用來解釋m和n值。

從上述式(1)、式(2)和式(3)推測出n、m值,需要事先確定出孔隙度φ。

2.1 泥質含量Vsh與孔隙度φ的確定

泥質砂巖所用體積模型包括骨架、泥質和孔隙3部分。采用常規(guī)的測井方法,如中子—密度方法來計算有效孔隙度φ,并將泥質含量Vsh計算出來。

頁巖氣儲層有效孔隙度分為無機有效孔隙度φE和有機有效孔隙度φEO。通常情況下,有機有效孔隙度φEO中多為油,φ=φE+φEO。

2.2 含水飽和度Sw和束縛水飽和度Swi的確定

含水飽和度Sw由式(3)確定。純砂巖地層的m、n數(shù)值與強水潤濕系統(tǒng)的標準阿爾奇m、n值是一致的。但當含有綠泥石等礦物時,就可能成為油潤濕,使得n值升高。為了在沒有巖心分析情況下確定n值,需要知道束縛水飽和度Swi和孔隙度φ的關系。

通過巖心分析,如相滲分析、壓汞分析以及離心核磁共振分析確定束縛水飽和度Swi。當有密閉取心時,作巖心孔隙度與含水飽和度交會圖,孔隙度對應飽和度最小值作為束縛水飽和度,擬合得到束縛水飽和度和孔隙度的關系曲線,從而利用孔隙度值計算出束縛水飽和度Swi。

Buckles[13]得到了有效孔隙度φ和束縛水飽和度Swi的關系

φ·Swi=C

(4)

兩端取對數(shù)得

logφ+logSwi=logC

式中,φ·Swi是束縛水孔隙度;常數(shù)C的量級取決于巖石的巖性和巖石的結構構造。一般來說,砂巖C值為0.02～0.1;粒間碳酸鹽巖為0.01～0.06;孔洞碳酸鹽巖為0.005～0.06。

Holmes等[14]認為Buckles關系式(4)為特解問題,提出了更普遍的關系式

φQ·Swi=C

(5)

指數(shù)Q即為Buckles數(shù),在0.8～16變化,與巖石類型有關,通常為1.0,即式(4)。

純地層孔隙度與含水飽和度的比較表明,有些純地層具有可變的Buckles數(shù),表明了巖石類型的變化。然而,頁巖地層有機有效孔隙不含自由水,且Q基本為常數(shù),大多表示單一的巖石類型[6]。

式(5)在雙對數(shù)坐標系下形式為

logSwi=-Qlogφ+C

(6)

在雙對數(shù)坐標系中畫出束縛水飽和度和孔隙度的交會圖,趨勢線的斜率等于-Q,與縱軸的交點為常數(shù)C,這樣利用式(6)可以計算出束縛水飽和度。

2.3 Pickett圖確定m、n值

Pickett圖[15]可以用來解釋m、n和Rw。根據(jù)式(3),兩端取對數(shù),

(7)

當Sw=100%時,得水線方程

(8)

在雙對數(shù)坐標系中繪制Pickett圖,Z值為φQ·Swi。在Pickett圖上,畫出水線,由式(8)知,水線斜率為-1/m,即可得出m值。其他不同Sw等值線為平行于水線的直線(見圖1)。

圖1 利用Pickett圖確定潤濕性的原理圖

根據(jù)相同顏色(Z值相同)的數(shù)據(jù)點的分布趨勢,畫出巖石的線性數(shù)據(jù)基準線,即圖1中的綠線。由式(4)和式(7),當Sw=Swi,Q=1時,可以得到

(9)

由此可以看出在雙對數(shù)坐標系下,束縛水飽和時,基準線的斜率為1/(nm)。如果斜率為負,則nm,說明為油潤濕。

在定性分析n與m的關系后,本文提出了一種基于測井曲線定量計算n值的方法。在Pickett圖上(見圖1),當孔隙度φ一定,用式(6)確定Swi,在水線(Sw=100%)上通過A點得到Rw,由水線斜率得到m值,作出含水飽和度不等于100%時的其他趨勢線。通過B點讀出Rt值,選擇最小含水飽和度線(油氣層)。此時Sw=Swi,將這些值代入(1)式,便可以計算出n值,通過n的大小判斷儲層的潤濕性。即在沒有巖心分析數(shù)據(jù)的情況下,僅根據(jù)測井曲線確定m、n值,n值對潤濕性的指示,為提高測井評價精度打下基礎,為后續(xù)的油藏開發(fā)提供有力指導。

3 實際資料處理與應用效果

3.1 龍鳳山地區(qū)巖電參數(shù)特征及潤濕性測井評價

龍鳳山地區(qū)營城組地層主要受西南物源和南物源2個物源的影響,自南向北呈現(xiàn)出綠泥石包膜逐漸變厚、含量逐漸增加的變化。已有的資料表明,該區(qū)綠泥石是引起儲層油潤濕的原因[16]。圖2為龍鳳山地區(qū)×1井和×2井巖石測量得到的n值直方圖,可以看出×1井巖樣的n值偏小,而×2井的n值明顯偏大。這是因為×2井位于綠泥石包膜變厚的區(qū)域,綠泥石引起了潤濕性的變化,導致了×2井n偏大。

圖2 龍鳳山地區(qū)×1、×2井n值直方圖

圖3為×1井中子—密度Z(GR)值圖,橫軸為中子孔隙度,縱軸為密度,Z值為自然伽馬,骨架點和水點連線得到純含水砂巖線,分析可得孔隙度。

圖3 ×1井中子—密度Z值圖

圖4為龍鳳山地區(qū)×1井的Pickett圖,圖4中用中子孔隙度CNL代表總孔隙度?？梢娀鶞示€的趨勢斜向下,斜率為正,表明n

圖4 龍鳳山地區(qū)×1井Pickett圖

圖5 龍鳳山地區(qū)×2井Pickett圖

圖5為×2井的Pickett圖,可見基準線的趨勢斜向上,斜率為負,即n>m,n偏大,說明為油潤濕。通過×2井的孔隙度束縛水飽和度交會圖,得到Q=14,C=0.03。同樣用上述方法定量計算出m=13,n=4.812。該井段巖心實驗獲得的m=1.192,n=5.203,說明本文基于Pickett圖得到的m、n值以及潤濕性的判斷是正確的。

3.2 彭水頁巖氣儲層的潤濕性測井評價

在彭水頁巖氣地區(qū),首先根據(jù)飽和度孔隙度交會圖中孔隙度對應飽和度的最小值,作為束縛水飽和度Swi,根據(jù)孔隙度擬合計算出束縛水飽和度。

圖6為彭水地區(qū)×3井頁巖地層Pickett圖,由圖中可見基準線的趨勢斜向上,斜率為正,表明n>m,說明為油潤濕。通過×3井的孔隙度束縛水飽和度交會圖,得到×3井Q=1.1,C=0.03。用本文所述方法定量計算得到m=2.0,n=2.514。該井段巖心實驗獲得的m=1.892,n=2.521,說明本文基于Pickett圖得到的判斷是正確的。

4 龍鳳山地區(qū)潤濕性核磁證據(jù)

已有的研究說明,潤濕性影響到了核磁共振T2譜的分布特征。油潤濕時,隨著含水飽和度的減小,T2譜的峰值向T2值變大的方向移動;水潤濕時,隨著含水飽和度的減小,T2譜的譜峰向T2值變小的方向移動[17]。本文基于核磁共振實驗,定量分析了龍鳳山地區(qū)砂泥巖儲層的潤濕性。

選取了龍鳳山地區(qū)的部分巖樣在實驗室進行了核磁共振T2譜測量(見表1)。圖7為核磁共振T2譜示例圖。圖7(a)為水潤濕巖樣,圖7(b)為油潤濕巖樣,可以看到油潤濕巖樣有T2主峰向右偏移的現(xiàn)象。表1中分別對比了T2=0.1 ms與T2=1 ms時離心前后孔隙度分量與n值大小的關系。定義離心前、后孔隙度分量分別為y1、y2,離心前后孔隙度分量變化率為yd。

為了定量說明T2譜特征與潤濕性的關系,本文建立了n-yd的交會圖(見圖8),橫軸為n,縱軸為離心前后T2=1 ms孔隙度分量變化率yd。

圖7 龍鳳山地區(qū)核磁共振T2譜示例

表1 龍鳳山地區(qū)核磁共振測量表

圖8 離心前后孔隙度分量變化率與n值關系圖(T2=1 ms)

由圖8可以看出,離心前后孔隙度分量的變化率yd隨著n的增大有減小的趨勢。水潤濕巖樣,巖石表面容易吸附水分子,機械離心力很難克服化學分子間的吸引力,所以離心難以分離出去。而對于油潤濕巖樣,由于水分子與巖石表面間的吸附力小,離心后容易將水排除。

5 結 論

(1)潤濕性表征了油(水)與巖石表面的親合力,是影響油藏開發(fā)的重要變量,利用測井資料評價潤濕性參數(shù)對油田的勘探開發(fā)具有重要意義。根據(jù)潤濕性的衡量和評價標準,找出了潤濕性與巖電參數(shù),尤其是與阿爾奇公式中的飽和度指數(shù)n之間的關系:油潤濕時,n值大,水潤濕時,n值小。

(2)使用了三測井組合資料評價儲層潤濕性的方法對龍鳳山泥質砂巖儲層和彭水頁巖氣儲層的測井資料進行了處理分析,從中獲得飽和度指數(shù)n的大小,對于儲層定量評價飽和度至關重要。這種方法提供了關于儲層是水潤濕或油潤濕的定量數(shù)據(jù)。適用于任何三測井組合系列的井,所以該方法實用性廣泛,能夠更加全面地認識油水的流動特性,且該方法在初步判斷儲層潤濕性方面具有良好的實際應用效果,為儲層開發(fā)提供支撐。

(3)對核磁共振技術研究儲層潤濕性進行了探索,從核磁共振對巖石潤濕性響應的基礎方法研究做起,分析了部分巖樣的核磁共振T2分布特征,設計相應的巖石物理實驗,定量分析了巖石的潤濕性。