致密砂巖低阻油層成因與測井流體識別方法研究
——以隴東西部地區(qū)長8組為例

2022-08-05 07:21:24譚茂金石玉江李高仁

石油物探 2022年4期

白澤,譚茂金,石玉江,李高仁

(1.安徽理工大學地球與環(huán)境學院,安徽淮南 232001;2.中國地質(zhì)大學(北京),北京 100083;3.中國石油集團長慶油田勘探開發(fā)研究院,陜西西安 710018)

致密砂巖儲層復雜的孔隙結(jié)構(gòu)和油水關(guān)系導致了低阻油氣層大量發(fā)育,大大降低了常規(guī)測井對孔隙流體的敏感性,增加了致密砂巖儲層的解釋和評價難度[1]。低阻油層的成因十分復雜,往往由一種或幾種因素共同作用導致,而不同地區(qū)或不同儲層類型的巖石物理特征不同,發(fā)育的低阻油層的成因機理也存在差異,這也是測井識別和評價這一類儲層比較困難的原因之一[2-3]。

近年來,學者們針對低阻油層的流體識別進行了大量探索,比較典型的流體識別方法有重疊法、交會圖法、核磁共振測井法、數(shù)理統(tǒng)計法等[4-6]。在這些方法中,重疊法和交會圖法是最常用的方法,其應用的關(guān)鍵是建立有效的流體識別參數(shù)并加以組合應用[7-8]。例如,李甘[9]基于優(yōu)選出的對油水層識別較好的幾條常規(guī)測井曲線,利用多元線性回歸方法進行曲線重構(gòu),重構(gòu)出的數(shù)據(jù)包含更加豐富的地質(zhì)信息,通過對多組重構(gòu)數(shù)據(jù)進行交會來進行流體識別,取得了較好的應用效果。任培罡等[10]基于雙孔隙度重疊方法定義了流體指示因子,通過構(gòu)建流體識別因子-孔隙度交會圖進行流體識別,預測精度得到很大改善。由于造成低對比度油層的原因有很多,不同測井曲線對流體的敏感性也會有一定的差別。SUN等[11]基于Voigt-Reuss-Hill模型建立了致密砂巖雙孔隙度模型,并利用該模型預測得到的彈性參數(shù)構(gòu)建了適用于低孔低滲儲層的流體識別圖版。侯振學等[12]利用密度孔隙度和電阻率測井數(shù)據(jù)分別對不同流體進行回歸分析,并求取相關(guān)系數(shù),結(jié)果發(fā)現(xiàn)不同流體的相關(guān)系數(shù)存在差異,提出了一種基于相關(guān)系數(shù)的流體判別方法,在鄂爾多斯盆地臨興神府地區(qū)上古生界致密砂巖儲層的流體識別中取得了較好的效果。然而,對于成因相對復雜的低阻油層來說,構(gòu)建能夠綜合反映多種影響因素的流體敏感參數(shù)或關(guān)系相對困難,利用單一的流體識別方法存在一定局限性[13-14]。

為此,針對鄂爾多斯盆地隴東西部地區(qū)長8致密砂巖儲層低阻油層的成因機理和流體識別問題開展研究,構(gòu)建了雙視地層水電阻率差異交會圖版、物性指數(shù)與陣列感應電阻率差異交會圖版以及全烴錄井-測井聯(lián)合交會圖版,并提出了一種基于圖版符合率和投票策略的綜合流體識別法,有效提高了研究區(qū)低阻油層的識別精度。這一方法對其它類似地區(qū)的測井流體識別也具有一定的參考和借鑒意義。

1 技術(shù)方法

低阻油層作為一種重要的隱蔽性強的油氣儲層,因其產(chǎn)量高、分布范圍廣的特性近年來受到了越來越多的關(guān)注。造成低電阻率油層的因素很多且復雜[15-16]。到目前為止,人們認為低電阻率油層的形成有十多種因素,如薄層效應、束縛水、導電礦物、粘土類型及其含量、孔隙結(jié)構(gòu)、潤濕性、地層水礦化度、鉆井泥漿侵入等[17-20]。一般來說,低阻油層往往是多種因素綜合影響的結(jié)果,不同地區(qū)、不同儲層類型的影響因素往往不同,這導致不同油田和研究機構(gòu)對低阻油藏成因的認識沒有統(tǒng)一的標準。然而,對于某一地區(qū)或某一類型的特定儲層,低電阻率油層是有規(guī)律可循的[21]。圖1是研究區(qū)不同流體性質(zhì)儲層的電阻率和密度之間的關(guān)系,可以看出,低阻油層和水層的密度相對較低,而高阻油層的密度較高,說明研究區(qū)低阻油層與水層在物性差異上不明顯,需要在儲層特征分析的基礎上,多方面研究低阻油層的主要影響因素,從而開展有效的測井解釋和評價[22]。

圖1 研究區(qū)不同流體儲層電阻率RT-密度ρ交會

1.1 低阻油層成因分析

1.1.1 儲層微觀因素-束縛水飽和度

掃描電鏡分析結(jié)果表明,綠泥石和伊利石的粘土礦物主要以薄膜和絲狀填充孔隙,易吸附形成束縛水(圖2)。同時,微孔內(nèi)充滿束縛水,易導致束縛水飽和度高。根據(jù)巖心的核磁共振計算和統(tǒng)計結(jié)果,發(fā)現(xiàn)低阻油層束縛水飽和度主要分布范圍為40%～70%,平均值為64.2%。為了研究束縛水飽和度對地層電阻率的影響,繪制了視電阻率增大率(IR)與束縛水飽和度之間的關(guān)系(圖3)。其中,IR是根據(jù)該處純油層巖心的電阻率測井值除以此井鄰層或相鄰水井的電阻率測井值,并且對于純水層的導電性受束縛水飽和度的影響很小。因此,IR的大小僅與該處純油層巖心的束縛水飽和度有關(guān)?？梢钥闯?隨著束縛水飽和度的增加,地層電阻率增大率逐漸減小。當束縛水飽和度增加到45%左右時,IR小于3,說明束縛水引起的附加電導率是降低油層與水層電阻率差異的重要因素之一。此外,粘土附加導電性也會降低儲層的導電性,尤其是對于含有伊蒙混層這種粘土附加導電性較高的儲層,極易造成電阻率測井值低,而綠泥石和伊利石的陽離子交換量約為(10～40)×10-2mol/kg,儲層附加導電性的影響并不強[23]。并且,本文并未進行儲層粘土的附加導電性實驗,所以無法研究儲層粘土礦物附加導電性對電阻率的影響,而是將儲層粘土礦物的含量都歸結(jié)為束縛水飽和度的影響。

圖2 巖石主要粘土礦物掃描電鏡圖片a 薄膜狀綠泥石充填孔隙; b 絲縷狀伊利石充填孔隙

圖3 視電阻率增大率(IR)與束縛水飽和度之間的關(guān)系

1.1.2 儲層微觀因素——地層水礦化度

地層水作為巖石孔隙空間的主要導電介質(zhì),其礦化度高低是影響地層電阻率的一個十分重要的因素。研究區(qū)低阻油層的地層水礦化度主要分布范圍為45～55g/L,平均為53.46g/L(圖4a)。由于純油層井并沒有地層水可供礦化度分析,所以本文對低阻油層的地層水礦化度統(tǒng)計結(jié)果是根據(jù)鄰層產(chǎn)水層或鄰井產(chǎn)水層的礦化度分析結(jié)果得到的。從圖4b可以看出,隨著地層水礦化度的增高,油水同層電阻率比水層降低更加明顯,當?shù)貙铀V化度升高至約45g/L時,油水同層與水層的電阻率差異不明顯,說明地層水礦化度高是造成油層電阻率降低的一個重要因素。

圖4 低阻油層地層水礦化度分布直方圖(a)和地層水礦化度與地層電阻率關(guān)系(b)

1.1.3 宏觀區(qū)域影響因素——烴源巖排烴壓力的差異

烴源巖的排烴能力除了受到烴源巖自身的有效厚度影響外,還與其離下伏儲層的距離有關(guān)。烴源巖的有效厚度大且距離儲層越近,其排烴能力越強,原油越容易進入小孔隙,從而形成高飽和度油層,反之亦然[24]。研究區(qū)長8儲層的油源主要來自于上覆長7烴源巖,為了研究烴源巖排烴能力差異對儲層電阻率的宏觀影響,在研究區(qū)內(nèi)繪制了連井剖面,該地區(qū)勘探結(jié)果表明,在隴東西部地區(qū)的西部發(fā)現(xiàn)了大批低阻油層,而東部出油井的電阻率相對較高,該地區(qū)長8儲層的電阻率平面特征如圖5所示。選擇3條連井剖面的位置,3條粗實線分別代表低阻油層的連井剖面(B′—B)、高阻油層的連井剖面(C′—C)和從低阻油層到高阻油層的連井剖面(A′—A)。繪制得到的3條連井剖面分別如圖6、圖7和圖8所示,連井剖面中每口井的第1道是深度,第2道是反映烴源巖的聲波時差和電阻率測井曲線的疊加顯示,填充顏色是黑灰色,第3道是地質(zhì)分層,第4道為測井解釋結(jié)論,第5道為自然伽馬和滲透率。對比3個連井剖面可知,低阻油層的烴源巖有效厚度較小,且烴源巖距離儲層遠,而高阻油層剛好相反。可見烴源巖的厚度以及其與儲層之間的距離長短共同影響著烴源巖對儲層的排烴能力,從而影響著地層的電阻率。低阻油層較發(fā)育的地區(qū)烴源巖排烴能力差,而高電阻率油層較發(fā)育的地區(qū)烴源巖排烴能力強,說明儲層宏觀上烴源巖的排烴能力的差異也控制了低阻油層的分布。

圖5 隴東西部地區(qū)電阻率平面等值線

圖6 研究區(qū)A′—A連井剖面

圖7 研究區(qū)B′—B連井剖面

圖8 研究區(qū)C′—C連井剖面

1.2 綜合測井流體識別方法

在充分認識研究區(qū)低阻油層成因的基礎上,分別構(gòu)建雙視地層水電阻率差異交會圖版、物性與陣列感應電阻率差異交會圖版以及全烴錄井-測井聯(lián)合交會圖版(圖9)。圖9a為雙視地層水電阻率差異交會圖版,該方法是分別利用自然電位(SP)測井和阿爾奇公式計算視地層水電阻率,其中利用自然電位計算的視地層水電阻率(RWA-SP)的公式如下:

圖9 不同方法計算的流體識別圖版a 雙視地層水電阻率差異法; b 物性與陣列感應電阻率差異法; c 全烴錄井-測井聯(lián)合法

(1)

式中:Rmf為泥漿濾液電阻率;USSP為靜自然電位幅度;K為與溫度有關(guān)的系數(shù)。在泥漿濾液性質(zhì)比較穩(wěn)定條件下,利用公式(1)計算的視地層水電阻率數(shù)值大小與地層水真電阻率比較接近。利用阿爾奇公式計算視地層水電阻率(RWA-RT)的公式如下:

(2)

式中:RT為地層電阻率;φ為地層孔隙度;m為孔隙度指數(shù);a和b為與巖性有關(guān)的系數(shù),b常取1。RWA-RT包含了儲層物性和含油性信息。對于地層水礦化度高引起的低電阻率油層,計算的RWA-SP較低,分布在分界線上方;含油飽和度越高,地層電阻率也高,計算的RWA-SP大,樣本點落在圖版中距離分界線越遠。該方法總體上識別效果不錯,只是對一些含油飽和度較低的油水同層和干層識別效果不好。

圖9b為物性與陣列感應電阻率差異交會圖,為了體現(xiàn)儲層綜合物性的特征,定義物性指數(shù)為(KPERM/φ)0.5,其中KPERM為滲透率,可以利用巖心擬合公式計算得到;φ為孔隙度,通過密度與中子測井多元回歸模型計算得到。此外,考慮到地層水礦化度差異的影響,引入自然電位相對幅度ΔSSP,其計算公式如下:

(3)

式中:ΔSSP為自然電位測井數(shù)值;SSPshale為純泥巖層段的自然電位值;SSPsand為純砂巖層段自然電位值。一般情況下,ΔSSP的大小除了與孔隙流體的類型有關(guān)外,還受到地層泥質(zhì)含量、井溫和井徑等條件的影響。由于研究的目標層為延長組長8段致密砂巖儲層,其沉積條件基本相同,儲層的泥質(zhì)含量和井眼大小變化不大,因此本文主要考慮孔隙流體類型的影響。對于純水層來說,孔隙流體與泥漿濾液之間產(chǎn)生的擴散電動勢更加明顯,ΔSSP數(shù)值大;而隨著含油飽和度的增加,ΔSSP數(shù)值逐漸減小。同時,由圖1可知研究區(qū)純水層的密度較低,物性較好,而高阻油層的密度相對較高,物性較差。因此,通過兩個因子相乘(KPERM/φ)0.5×ΔSSP來進一步放大不同流體儲層之間的差異。高分辨率陣列感應測井可以提供不同徑向深度地層的電阻率,不同儲層的侵入特征不同,不同探測深度陣列感應電阻率的差異也不同,一般油層表現(xiàn)為正差異,即探測深度越深的電阻率數(shù)值越高;而水層則表現(xiàn)為負差異,即探測深度越深電阻率越低。此外,考慮到致密砂巖地層物性差,侵入關(guān)系一般不太明顯,因此定義感應電阻率差異系數(shù)DR,其計算公式為:

(4)

式中:RAT10,RAT20,RAT30,RAT60和RAT90分別為陣列感應電阻率測井探測深度為10,20,30、60,90in(1in≈2.54cm)的電阻率。通過公式(4)計算的陣列感應電阻率差異系數(shù)DR體現(xiàn)了不同儲層的侵入特征差異,油層時DR大,水層時DR小。將DR與地層電阻率相乘,即DR×RAT90可以進一步放大不同流體之間的電性差異。可以看出,物性指數(shù)與陣列感應電阻率差異交會圖能夠?qū)⒂蛯雍陀退瑢訌乃畬雍透蓪又凶R別出來,但油層與油水同層的區(qū)分效果欠佳。

圖9c為全烴錄井-測井聯(lián)合交會圖,該方法是在物性指數(shù)與陣列感應電阻率差異交會圖基礎引入了全烴錄井資料作為約束。全烴錄井直接反映儲層含油性的好差,儲層含油性越好,全烴錄井數(shù)值越大,且受儲層物性和含水性的影響較小,結(jié)合全烴錄井資料進行儲層解釋可以有效提高解釋精度。本文將全烴錄井數(shù)值(QT)與陣列感應電阻率差異系數(shù)、地層電阻率相乘,即,DR×RAT90×QT,該參數(shù)進一步放大了不同流體之間的電性差異?？梢钥闯?該圖版油層和油水同層之間的界限更加明顯,對不同流體的識別效果更好。

為了對比上述3種流體識別圖版在研究區(qū)的應用效果,定義流體圖版識別符合率為V,即:

(5)

式中:n為圖版中符合試油結(jié)果的樣本點個數(shù);N為圖版中所有樣本點的個數(shù)。為了保證圖版流體識別的可靠性,落在分界線上的樣本點不作考慮。根據(jù)公式(5)計算3種方法的圖版符合率分別為81.81%,81.25%,87.23%。

圖10為利用這3種識別圖版綜合判別流體用數(shù)字類型的方法流程。當對研究區(qū)新井進行流體識別時,先用利用這3種圖版對新井進行流體識別,識別結(jié)果表示,“2”代表油層,“1”代表油水同層,“-2”代表水層,“-1”代表干層。判斷儲層最終流體類型時,將這3種圖版的判別結(jié)果通過投票機制來確定,也就是當3個流體識別圖版中有兩個或全部的解釋結(jié)果一致時,選擇大多數(shù)方法共同的判別結(jié)果作為最終解釋結(jié)果;當3種圖版的識別結(jié)果各不相同時,以符合率最高的識別圖版的判別結(jié)果為準。

圖10 綜合判別流體類型的方法流程

2 應用效果

分別利用本文建立的單一流體識別圖版和綜合流體識別法對研究區(qū)一口典型低阻油井進行流體識別,如圖11所示。圖中第9、第10和第11道分別是雙視地層水電阻率差異法、物性指數(shù)與陣列感應電阻率差異法和全烴錄井-測井聯(lián)合法3種方法的流體識別結(jié)果。其中第9道利用計算的兩種視地層水電阻率重疊填充反映了儲層含油性,RWA-RT大于RWA-SP的部分填充紅色,而RWA-RT小于RWA-SP的部分填充藍色,填充紅色部分越飽滿說明含油性越好,油層可能性越大;填充藍色部分越飽滿說明含油性越差,越可能是水層。其余兩種方法分別將流體識別曲線與“0”線(ITFC)進行重疊填充,大于0值充填為紅色,小于0值充填藍色,不同數(shù)字大小與上面綜合流體識別流程中代表的流體類型一致?？紤]到不同深度測井值會對流體識別因子的計算有影響,利用單一方法進行流體識別時采用該層段計算的最多的數(shù)字作為該方法流體識別結(jié)果。第12道為綜合解釋結(jié)果,即最終解釋的流體識別結(jié)果。在目的層段2590.0～2596.5m位置,雙視地層水電阻率差異法、物性指數(shù)與陣列感應電阻率差異法的解釋結(jié)果均為油層,而全烴錄井-測井聯(lián)合法在該層段解釋為油水同層,根據(jù)綜合流體識別法,最終解釋該層段為油層,后來在該層進行試油,出油23.63t/d,無水,為高產(chǎn)油層,驗證了綜合解釋結(jié)果的準確性。

圖11 測井流體識別結(jié)果

利用綜合流體判別法解釋了研究區(qū)30口探井共30層,其中試油結(jié)果為油層的有8口(均為低阻油層),表1對比了部分測井解釋結(jié)果與試油結(jié)論。

表1 研究區(qū)部分探井綜合流體判別法與試油結(jié)果對比

其中,雙視地層水電阻率差異法解釋準確20層,準確率為66.67%;物性指數(shù)與陣列感應電阻率差異法解釋準確20層,準確率為66.67%;全烴錄井-測井聯(lián)合法解釋準確22層,準確率為73.3%;綜合流體判別方法流體識別準確25層,準確率為83.3%?？梢钥闯?綜合流體判別方法相比于單一流體識別方法有效地提高了流體識別精度,表明這種流體識別方法在實際應用中值得推廣和應用。

3 結(jié)論

1) 鄂爾多斯盆地隴東西部地區(qū)長8組致密砂巖儲層低阻油層成因微觀上主要受束縛水飽和度高和地層水礦化度高影響,宏觀上其分布受其上覆長7烴源巖的排烴能力差異控制,在低阻油層的測井解釋評價過程中要綜合考慮儲層微觀和宏觀因素的影響。

2) 針對致密砂巖儲層低阻油層測井流體識別問題,探索了雙視地層水電阻率差異交會圖版、物性指數(shù)與陣列感應電阻率差異交會圖版和全烴錄井-測井聯(lián)合交會圖版的流體識別效果,并基于圖版符合率和投票策略提出了一種綜合流體識別方法。