東營凹陷深層砂礫巖巖性測井綜合識別技術

魯國明

(中石化勝利油田分公司勘探項目管理部,山東東營257015)

0 引 言

巖性識別是測井評價的基礎。常規的砂泥巖地層或純碳酸鹽巖地層巖性較為單一,儲層參數解釋時骨架參數也能較準確地選取;對快速沉積的砂礫巖地層成分及礫徑的變化非常劇烈,巖性識別存在著很大的難度,更為儲層識別和參數定量解釋帶來很大不確定性。客觀準確地進行砂礫巖的巖性識別,是整個砂礫巖儲層評價和油層識別的基礎,也能為沉積旋回、地層層序劃分提供強有力的支持。

1 難點及技術思路

東營凹陷鹽家油田沙四上段砂礫巖油藏主要發育近岸水下扇沉積,埋深一般在3 000～4 000 m。由于近物源快速堆積,搬運距離短,其分選、磨圓不好,結構成熟度較差[1],巖性主要有礫巖、礫狀砂巖和含礫砂巖;根據薄片資料分析,礫石的礦物成分主要為石英、長石,鉀長石成分含量較高,孔隙度主要分布在3%～14%之間,滲透率分布在(0.1～10)×10-3μm2之間,屬于典型的低孔隙度、低滲透率儲層。

與常規曲線相比,成像測井可提供完整的地層巖性剖面,具有直觀性、連續性和高的縱向分辨率,能夠準確方便地反映地層內部的細微結構。砂礫巖巖性的主要區別是礫徑的大小,在成像測井圖像上有著非常直觀的反映。利用對巖心精細描述后不同的巖性刻度FMI成像,建立成像測井的巖性識別模式進行成像巖性識別,總結不同巖性在常規測井曲線上的響應特征;通過測井曲線的巖性敏感性分析,選取巖性在響應特征上有顯著反映的測井曲線進行巖性識別曲線的構建,經巖心和FMI成像巖性識別結果刻度,得到不同巖性識別曲線的劃分標準,結合多種資料進行巖性劃分。

2 常規測井曲線巖性敏感性分析

從巖石學的角度看,砂礫巖不同巖性是按照含礫成分的多少進行區分;而在測井學領域,巖層的測井響應主要受骨架成分的影響,同時也對不同的巖石結構有一定的反映。通常礫石成分越多,儲層的物性越差,在測井曲線上反映越為致密[2]。

利用巖心和FMI成像刻度常規測井,對不同巖性在常規測井曲線上的響應特征進行總結;從不同測井方法的測量原理和所受影響因素分析入手,開展了測井曲線巖性敏感性分析(見表1)。

鹽家油田沙四上砂礫巖儲層,巖性的差別在響應特征上有顯著變化的主要有三孔隙度、自然伽馬和深探測電阻率。圖1為關鍵取心井 Y井的典型曲線。圖1中A段為典型砂礫巖(包括含礫砂巖和礫狀砂巖),B段為泥巖,C段為礫巖。

(1)自然伽馬曲線:該區鉀長石成分較高,黏土礦物含量低,造成礫巖相對高值,泥巖相對低值,砂礫巖介于泥巖和礫巖之間,這是和普通砂泥巖剖面非常不同的特點[3];

(2)三孔隙度曲線:礫巖三孔隙度曲線基本重合,具有低中子、低聲波時差、高密度的特點,砂礫巖中子、聲波時差較礫巖高,密度較礫巖低;泥巖高中子、高聲波時差,密度與中子、聲波差異較大,充填易識別泥巖段;

(3)深探測電阻率曲線:礫巖高值,砂礫巖相對高值,泥巖低值。

3 巖性識別曲線構建

常規測井中,三孔隙度測井(聲波時差、中子、密度)、深電阻率、自然伽馬曲線均能較好地反映巖性,但是受儲層非均質等的影響,每條曲線單獨區分巖性均具有較大的不確定性,需要多曲線綜合判識巖性,選取三孔隙度測井、自然伽馬測井和深探測電阻率參與巖性識別曲線 L IC(Lithology Identify Curve)的建立。

3.1 利用中子-密度交會初步計算孔隙度

表1 巖性-測井系列敏感性分析表

圖2為鹽家油田沙四上段砂礫巖儲層中子-密度巖性交會示意圖。圖2中三角形左上S點為純泥巖點,可以利用工區井實際泥巖層確定,密度值選2.63 g/cm3,補償中子值選28%;右上W點為理論的水點,密度為1 g/cm3,補償中子為100%;左下 D點為致密砂礫點,選用最為致密的砂礫巖點確定,密度值選2.7 g/cm3,補償中子值選-0.7%。純泥巖點與致密砂礫點的連線為混合骨架基線,為了簡化模型,在這里近似直線處理。

圖1 Y井巖性-測井系列敏感性分析圖

圖2 中子-密度巖性交會圖

地層中所有巖點均落于所建三角形圖版之中,任一巖點已知中子-密度值可用雙礦物體積模型[4]計算孔隙度[見式(1)],而水點與該點連線與混合骨架基線的交點即為該地層點的巖性骨架。要說明的是,這里得到的孔隙度只是一個相對近似值,目的是為了下一步區分巖性。

式中,φN、φN,砂礫、φN,泥、φN,流體分別為中子測井值、砂礫巖骨架、泥巖骨架和流體的中子值,%;ρN、ρb,砂礫、ρ泥、ρ流體分別為密度測井值、砂礫巖骨架值、泥巖骨架值和流體的密度值,g/cm3;V砂礫、V泥、V流體分別為砂礫巖體積、泥巖體積、流體體積,f。

3.2 計算巖點骨架時差

考慮到量綱和單位在骨架上區分的顯著程度,引入了聲波時差。方法為利用式(1)得到的孔隙度,根據威利公式反算該巖點的骨架時差,該骨架時差已經對巖性有了良好的反映

式中,Δtma為骨架聲波時差,μs/ft;Δtf為流體聲波時差,取180μs/ft;Δt為聲波時差,μs/ft;φ為孔隙度,f。

3.3 建立LIC

統計繪制巖點聲波骨架Δtma與 GR和Rt的交會圖(見圖3)。從圖3可以看到存在明顯的負相關關系,隨著Δtma的增大,巖石的粒序逐漸變細。

根據以上關系,引入自然伽馬和深探測電阻率建立巖性識別曲線L IC,明顯提高了巖性區分的精度,與巖心和成像所反映的巖性圖像有著非常好的對應性。L IC由高到低,代表著粒序逐漸變細,巖性也由礫巖逐步過渡為礫狀砂巖、含礫砂巖和泥巖。

式中,L IC為巖性識別曲線;Δtma為骨架聲波時差, μs/ft;Rt為深電阻率測井響應值,Ω·m。

4 應用效果

經巖心和成像巖性識別結果刻度,得到泥巖、含礫砂巖、礫狀砂巖和礫巖的L IC劃分標準。在鹽家油田砂礫巖儲層,確定巖性劃分標準為礫巖L IC大于0.955 3;礫狀砂巖L IC在0.865～0.955 3之間;含礫砂巖L IC在0.575～0.865之間;泥巖 L IC小于0.575。L IC的單位為10-2μm/(ft·Ω·m·API)。圖4為Y井刻度后得到了L IC劃分標準。圖4中A段為典型砂礫巖(包括含礫砂巖和礫狀砂巖),B段為泥巖,C段為礫巖。

圖3 地層點聲波骨架與GR、Rt交會圖

圖4 Y井巖性識別曲線標準

經統計對比,L IC的巖性識別結果與巖心、FMI成像測井巖性結果相比,礫巖的符合率達到65%,砂礫巖的符合率達到83%,泥巖的符合率為95%。該方法基本能夠滿足科研生產需要。實際工作中,對研究區其它井進行了 L IC曲線的計算,結合巖心、錄井和成像測井完成了巖性的識別劃分,主要應用在了2個方面,一方面,通過“四性”關系研究確定了鹽家油田含油巖性主要為含礫砂巖和礫狀砂巖,礫巖和泥巖為非儲層,通過L IC的巖性識別,剔除了非有效巖性,為儲層的劃分和流體的識別奠定了扎實的基礎;另一方面,巖性識別曲線能夠較好地反映粒序的變化,很好地幫助確定了巖性突變面和沉積旋回,進而進行了沉積旋回期次和砂礫巖扇體期次的精細劃分,為砂層組的劃分和儲量計算單元的確定提供了依據。在此基礎上,鹽家油田深層砂礫巖油藏2009年順利實現了整體儲量升級,上報探明儲量4 167×104t。

5 結 論

針對東營凹陷北帶深層砂礫巖儲層巖性識別的難點,利用對巖心精細描述后不同的巖性刻度FMI成像,成像刻度常規測井,總結不同巖性在常規測井曲線上的響應特征,通過測井曲線的巖性敏感性分析,選取敏感曲線進行巖性識別曲線構建。實際應用表明,這種思路和方法可行,有較高的符合率,能夠滿足生產科研的需要。

[1] 姜素華,林紅梅,王永詩.陡坡帶砂礫巖扇體油氣成藏特征:以濟陽坳陷為例[J].石油物探 ,2003,(03): 313-317.

[2] 呂希學,肖煥欽,田美榮,等.濟陽坳陷陡坡帶砂礫巖體儲層測井識別及描述技術[J].浙江大學學報:理學版 ,2003,(03):332-336.

[3] 李建紅,周倫先.東營凹陷砂礫巖自然伽馬測井響應特征研究及應用[J].石油天然氣學報,2008,(01):88-91.

[4] 雍世和,張超謨.測井數據處理與綜合解釋[M].東營:中國石油大學出版社,2007.