吉木薩爾凹陷蘆草溝組頁巖油儲層巖性識別方法

薛桂玉,菅紅軍,趙永忠,楊葉,王利國

(中國石油集團測井有限公司吉林分公司,吉林松原138000)

0 引 言

近年來,頁巖油的勘探越來越受到關注,頁巖油在未來一定時期將成為重要的資源接替領域。目前,在測井評價方面,前人對頁巖油儲層巖性識別、礦物組分、儲層有效性評價等方面進行了探索[1-10]。從探索結果來看,巖性識別是地層評價、油藏描述等方面的一項重要內容,是整個測井評價的前提和基礎。吉木薩爾凹陷蘆草溝組頁巖油儲層整體為咸化湖沉積環境,砂體單層厚度很薄,但是儲層與烴源巖具有較好的匹配關系,含油性好,具有很大的開發潛力。由于儲層巖性多為過渡性巖類、縱向變化快,再加上測井資料分辨率等原因,巖性的準確識別成為儲層評價的重點和難點。以往的巖性識別方法[11-16]在該區的適用性較差,難以滿足巖性準確評價的需求。本文基于組成巖石的礦物成分含量和碎屑顆粒粒級對巖性的影響,利用巖心鑄體薄片鑒定數據、全巖礦物分析數據和巖心標定測井,總結不同巖性的測井曲線響應特征,構造巖性敏感參數,利用曲線重構技術和逐步剝離方法進行巖性識別,取得了較好的效果,為后續儲層綜合評價奠定了基礎。

1 儲層巖性特征

吉木薩爾凹陷蘆草溝組頁巖油儲層由于成巖演化過程中受咸化湖水及烴源巖演化的影響,成巖作用十分復雜。其巖性多變,主要包括粉細砂巖、泥巖、碳酸鹽巖等,是一套受機械作用、化學作用及生物作用沉積于咸化湖泊中的混積巖。組成巖石的礦物成分多樣,除陸源礦物、碎屑及少量火山灰外,還發育多種自生礦物,如碳酸鹽類、硫酸鹽類、硅酸鹽類、黃鐵礦、綠蒙混層礦物等。儲層碎屑顆粒粒級以小于0.5 mm為主,粒度普遍較細。儲層多為過渡性巖類,粉細砂、泥質及碳酸鹽富集層呈厘米級互層狀分布。

2 巖性識別標準

本文巖性識別標準的建立是基于組成巖石的礦物成分含量和碎屑顆粒粒級對巖性的影響。以礦物成分為第1要素,以碳酸鹽含量50%為界,將巖性劃分為碳酸鹽巖(白云巖、灰巖)和碎屑巖2大類;以碎屑顆粒粒級為第2要素,以粒徑大于62.5 μm、礦物含量50%為界,將巖性劃分為細(粉)巖和泥巖2大類;進一步以陸源碎屑(黏土礦物+石英+長石)、白云石、方解石含量各25%為界,將巖性細分為泥巖、白云質泥巖、灰質泥巖、混合細粒巖(泥晶云巖、砂質云巖、泥質砂巖、云質砂巖)、泥質白云巖、白云巖、泥質灰巖、灰巖等8類巖性。利用研究區內JX1-1井43個巖心薄片和全巖礦物分析資料在巖性分類圖中的落點(見圖1),通過巖心標定測井,共識別泥晶云巖、白云巖、泥巖、白云質泥巖、泥晶砂巖、砂質云巖、云質砂巖等7種巖性。后文分別描述各自常規測井和成像測井響應特征。

圖1 JX1-1井薄片化驗分析巖性分類圖

(1)泥晶云巖。圖2為泥晶云巖的常規、成像測井曲線特征圖,從圖2中可以看出:泥晶云巖的常規測井曲線特征為自然伽馬低值、深側向電阻率高值、聲波時差高值、補償密度低值、中子孔隙度高值;成像測井曲線特征以亮色塊狀沉積為主。

(2)白云巖。圖3為白云巖的常規、成像測井曲線特征圖,由圖3可以看出:白云巖的常規測井曲線特征為自然伽馬低值、深側向電阻率中高值、聲波時差低值、補償密度高值、中子孔隙度低值;成像測井曲線特征為亮色、局部夾泥質條帶,塊狀沉積為主。

(3)泥巖。常規測井曲線特征:自然伽馬高值,深側向電阻率低值,聲波時差中高值,補償密度中高值,中子孔隙度中高值;成像測井曲線特征:暗色、塊狀沉積為主,粒度較細,可見粉砂質碎屑顆粒。

(4)白云質泥巖。常規測井曲線特征:自然伽馬高值,深側向電阻率高值,聲波時差中高值,補償密度中低值,中子孔隙度中高值;成像測井曲線特征:亮色,塊狀沉積為主。

圖2 泥晶云巖常規、成像測井曲線特征圖

圖3 白云巖常規、成像測井曲線特征圖

(5)泥質砂巖。常規測井曲線特征:自然伽馬中低值,深側向電阻率中低值,聲波時差中低值,補償密度中值,中子孔隙度中低值;成像測井曲線特征:塊狀沉積,局部可見溶蝕孔隙,局部發育裂縫,可見泥質條帶。

(6)砂質云巖。常規測井曲線特征:自然伽馬中低值,深側向電阻率中高值,聲波時差中高值,補償密度低值,中子孔隙度中高值;成像測井曲線特征:亮色,塊狀沉積,可見粉砂質碎屑顆粒,局部發育裂縫,可見泥質條帶。

(7)云質砂巖。常規測井曲線特征:自然伽馬中低值,深側向電阻率中高值,聲波時差中值,補償密度中低值,中子孔隙度中值;成像測井曲線特征:為亮色,層狀沉積,可見云質條帶。

3 巖性識別方法

由于研究區巖性復雜,采用了多種曲線交會方法進行巖性識別,構造巖性敏感參數。在巖性敏感參數分析的基礎上,利用曲線重構技術構造信息量更大、精度更高的新參數,即采用補償密度和中子孔隙度比值、深側向電阻率和聲波時差比值進行過渡巖性識別。在研究過程中采用了3種交會圖及逐步剝離方法進行巖性識別,采用自主編制的解釋軟件實現了巖性剖面連續識別。

圖4為逐步剝離方法巖性識別示意圖。首先利用自然伽馬與深側向電阻率交會圖版識別泥巖、云質泥巖、混合細粒巖;再利用聲波時差和補償密度交會圖版識別白云巖、泥晶云巖;最后利用補償密度和中子孔隙度比值、深側向電阻率和聲波時差比值交會圖版識別泥質砂巖、云質砂巖和砂質云巖。利用巖心標定測井和巖性識別圖版總結了7種巖性的測井曲線響應特征(見表1)。

圖4 逐步剝離方法巖性識別示意圖

表1 7種巖性測井曲線響應特征表

4 應用效果

4.1 巖性識別符合率

利用該巖性識別方法對JX1-2井進行連續巖性識別,并與巖心鑄體薄片鑒定資料對比分析,由表2可以看出:巖性識別結果與巖心鑄體薄片鑒定結果差異小,巖性識別符合率達到81.4%,該巖性識別方法的可靠性和準確性較高。

4.2 有效儲層巖性特征

利用該巖性識別方法對研究區新井進行全井連續巖性識別,總結了有效儲層的主要巖性特征。Ⅰ類油層的主要巖性為砂質云巖,為中低電阻特征;Ⅱ、Ⅲ類油層的主要巖性為砂質云巖、泥質砂巖、云質砂巖,隨著碳酸鹽巖含量增加,物性變差(見圖5)。JX11井試油結果為日產油4.3 t、日產水0.8 t,試油結論與解釋結果相符合。

4.3 巖性縱橫向展布規律

對研究區重點井進行巖性識別,通過繪制主要砂組東西和南北方向的巖性連井剖面圖,明確了巖性的縱橫向展布規律。吉木薩爾凹陷蘆草溝組頁巖油儲層L12-1砂組自南向北云質含量增多、巖性粒度變粗,主要發育的巖性為云質砂巖和泥質砂巖;L12-2砂組自南向北碳酸鹽與碎屑巖交互沉積,主要發育的巖性為砂質云巖和泥質砂巖;L12-3砂組自南向北碳酸鹽含量明顯增多,主要發育的巖性為砂質云巖。

表2 JX1-2井巖性識別與巖心鑄體薄片鑒定結果對比表

圖5 JX11井解釋、試油綜合圖

圖6為L12-1、L12-2、L12-3砂組巖性東西方向連井剖面圖,從圖6中可以看出:L12-1砂組自東向西云質含量增多、巖性粒度變粗,主要發育的巖性為云質砂巖;L12-2砂組自東向西云質含量增多、巖性粒度變粗,主要發育巖性為砂質云巖;L12-3砂組自東向西碳酸鹽與碎屑巖交互沉積,主要發育的巖性為砂質云巖和云質砂巖。

圖6 L12-1、L12-2、L12-3砂組巖性東西方向連井剖面圖

5 結 論

吉木薩爾凹陷蘆草溝組頁巖油儲層巖性識別方法是基于組成巖石的礦物成分含量和碎屑顆粒粒級對巖性的影響。利用曲線重構技術和逐步剝離方法進行巖性識別,采用自主研制的解釋軟件實現了巖性剖面連續識別。應用該方法與巖心薄片化驗資料進行對比分析,巖性識別符合率達到了81.4%,明確了有效儲層的主要巖性特征和各砂組巖性的縱橫向展布規律。結果表明該方法準確可靠、為研究區頁巖油儲層測井綜合評價奠定了堅實的技術基礎。