風西混積碳酸鹽巖儲層測井流體識別及定量評價

史亞紅,陳文安,李 綱,劉國良,王青川,郭正權

(中國石油青海油田分公司勘探開發研究院,甘肅敦煌 736202)

風西地區構造位于青海省柴達木盆地西部坳陷區[1-3],是大風山背斜構造帶上的三級潛伏構造,位于大風山構造的西段。該地區N1-N21油藏為一構造背景上的巖性油藏,以湖相碳酸鹽巖沉積為主,受季節性或陣發性洪水流的注入將細粒的泥質和粉砂質帶入該區,形成了以湖相碳酸鹽巖夾薄層陸源碎屑巖沉積為特征的混積型沉積。儲層巖性主要為灰云巖,其次為藻灰巖,儲集空間主要為晶間孔、溶蝕孔加少量微裂縫[4-5]。由于油水分異不明顯,試油及試采證實該區構造高、中、低部位油井生產多為油水同出,少數為純油層,具有平面疊合連片、縱向相對集中、低孔低滲低飽和度的特點。受巖性混積、儲層致密及薄互層發育等因素影響,電阻率影響因素復雜,使用傳統電法手段進行流體識別難度大,儲層參數計算精度低,測井解釋符合率無法滿足油田開發要求[6-10]。因此,有必要開展工區混積碳酸巖鹽流體識別和儲層參數評價研究,本文基于取心資料、常規測井、巖性掃描和核磁共振測井等資料,提出了消除巖性影響和孔隙結構影響的流體識別方法,建立了混積碳酸鹽巖孔隙度、滲透率、飽和度計算模型,有效提高了測井解釋符合率,為復雜碳酸鹽巖流體識別和儲層參數計算提供了新的方法和手段[11-13]。

1 儲層特征

1.1 巖性特征

研究區多口取心井巖心X衍射全巖分析表明,巖石礦物主要為長英質礦物、碳酸鹽巖礦物及黏土礦物,礦物成分復雜,混積特征明顯。混積巖中碳酸鹽巖礦物含量占明顯優勢,碳酸鹽巖中白云石含量占60.4%,高于方解石含量,含少量黃鐵礦、硬石膏;黏土礦物以伊/蒙混層、伊利石、綠泥石為主,其中伊/蒙混層占49.2%,含量最高。

研究區N1-N21油藏以混積巖為主,地層巖性混雜,發育灰云巖、藻灰巖、粉砂巖或其中幾種的交互層。巖石類型主要為灰云巖和藻灰巖,其中灰云巖占71%,發育塊狀與紋層狀兩種結構,多混雜陸源碎屑,薄片上常見分散狀黃鐵礦;藻灰巖占29%,發育團塊狀、紋層狀、疊層狀結構,陸源碎屑含量相對較少,方解石和白云石兩者含量無明顯優勢。由于填隙物常充填于碎屑巖,導致其物性差,難以形成有效儲層。

1.2 物性特征

風西地區N1-N21儲層多口取心井共計1 582個樣品的實測分析結果表明,巖心孔隙度的分布范圍為0.1%～15.0%,平均3.8%,中值2.8%(其中孔隙度大于5.0%的有效儲層平均值為7.6%,中值6.6%);滲透率多數小于0.01×10-3μm2,屬中孔-低滲型儲層。藻灰巖孔滲明顯優于灰云巖,灰云巖平均孔隙度7.1%,平均滲透率0.1×10-3μm2,藻灰巖平均孔隙度8.2%,平均滲透率1.4×10-3μm2,藻灰巖中孔隙度大于10.0%的樣品數遠遠大于灰云巖,滲透率大于0.1×10-3μm2的樣品數也比灰云巖多。

2 流體識別方法

研究區儲層礦物成分多樣、孔隙結構復雜,電阻率值受孔隙結構、礦物組分、地層水礦化度、構造應力等影響,流體性質對電阻率的影響微弱,電阻率曲線含油性指示變弱。對研究區多口取心井巖樣進行核磁實驗和X衍射分析,得到對應巖樣的核磁孔隙度和礦物含量,將核磁總孔隙度、有效孔隙度與總孔隙度的比值(代表孔隙結構)、碳酸鹽巖含量和泥質含量與電阻率(Rt)擬合,得到電阻率與核磁孔隙度、孔隙結構、礦物組分關系圖(圖1),可以看出,電阻率值與孔隙度、孔隙結構呈負相關關系,隨著儲層物性變好、孔隙結構變好,電阻率值呈下降的趨勢;隨著碳酸鹽巖含量的增加,電阻率值呈增大的趨勢;儲層黏土礦物主要為伊/蒙混層,占49.2%,黏土具有附加導電性,隨著黏土含量的增大,電阻率值呈下降趨勢。同時,不同的構造位置,標準層電阻率值相差較大,構造東西兩翼及構造頂部電阻率值相對較高。

圖1 核磁總孔隙度、孔隙結構、礦物組分、泥質含量與電阻率的關系

由于研究區電阻率影響因素復雜,單一的常規測井解釋圖版難以進行儲層流體性質判別,本文結合常規與特殊測井、電法與非電法測井,深度分析測井敏感參數,建立消除巖性影響和消除孔隙結構影響的流體識別方法。

2.1 消除巖性影響的流體識別方法

考慮巖性變化對電阻率的影響以及電阻率基值的不同,構建含油性指數Io,如公式(1)所示,消除電阻率平面差異以及礦物組分差異對電阻率的影響;以X衍射分析及常規測井資料為依據,建立儲層黏土含量Vsh、碳酸鹽組分Vca計算模型,如公式(2)、(3)所示。

(1)

Vsh=-26.380 7+40.802 6GRP+20.098 4CNLP-
1.5194GRPCNLP(R=0.917 2,N=582)

(2)

Vca=142.337 1-59.202 6GRP-
35.839 2ACP-5.060 6GRP×ACP
(R=0.880 3,N=825)

(3)

式中:Io為含油性指數,無量綱;Rt為儲層深側向電阻率,Ω·m;Rt0為本井標準層深側向電阻率基值,Ω·m;Vsh為黏土含量,%;Vca為碳酸鹽巖含量,%;GRP、CNLP、ACP分別為自然伽馬、中子孔隙度和聲波時差歸一化曲線。

研究表明,風西混積巖儲層孔隙度與碳酸鹽巖含量呈正比,與泥質含量和砂質含量成反比,為了消除巖性對孔隙度的影響,設在混積碳酸鹽巖中有效孔隙為碳酸鹽巖所占的空間,且考慮泥質和砂質中混雜的碳酸鹽巖的含量,將有效孔隙度Φe表示為式(4)所示的模型[14],令孔隙性指數Ip=Φe。

Ip=Φe=Φca0+Φsand0Vca+Φsh0Vca

=ΦtVca(1+Vsand+Vsh)

(4)

Vsand=1-(Vca+Vsh)

(5)

式中:Φe為有效孔隙度,%;Φca0、Φsand0和Φsh0分別為混積碳酸鹽巖中碳酸鹽巖組分、砂巖組分、黏土組分占據孔隙,計算表達式分別為Φca0=ΦtVca、Φsand0=ΦtVsand、Φsh0=ΦtVsh;Φt為總孔隙度,%;Vsh、Vca和Vsand分別為泥質、碳酸鹽巖和砂質含量,小數。

考慮N21與N1地層水礦化度相差較大,利用風西地區試油數據,以孔隙度指數Ip為橫坐標,含油性指數Io為縱坐標,分層系建立流體識別圖版(圖2,圖中點的大小代表產液量的高低),將其應用于風西地區多口井的油水層識別中,取得了較好的效果。

圖2 N1地層含油性指數與孔隙度指數交會關系

2.2 消除孔隙結構影響的流體識別方法

利用核磁因子得到的復合T2譜以及對應的T2截止值為3.61 ms和53.88 ms,將孔隙度分為微孔、中小孔和大孔三部分,并分別與電阻率建立關系,分析可得微孔和大孔部分的孔隙度與電阻率值相關性較差,而與中小孔部分的孔隙度具有較好的負相關關系,因此電阻率主要受中小孔隙的影響。為消除孔隙結構對電阻率的影響,利用核磁中小孔隙與電阻率的關系,分層系擬合視電阻率曲線Rta,如式(6)和式(7)所示。并定義深電阻率與視電阻率比值為含油性指數Io′,見公式(8);利用含油性指數Io′與核磁大孔隙度(圖3a)、含油性指數Io′與核磁大孔孔隙度與中小孔孔隙度比值交會圖建立流體識別圖版(圖3b),將其應用于風西地區多口井油水層識別中,也取得了較好的效果。

圖3 核磁大孔孔隙度、核磁大孔孔隙度與中小孔孔隙度比值與含油性指數的交會關系

N21地層:Lg(Rta)= -8.48Φme+1.19

(R=0.65)

(6)

N1地層:Lg(Rta)= -11.57Φme+1.57

(R=0.60)

(7)

(8)

式中:Rta為視電阻率,Ω·m;Φme為核磁中小孔孔隙度,%;Io′為含油性指數;R為模型相關性系數。

3 混積碳酸鹽巖儲層參數定量評價

3.1 孔隙度計算模型

選取有代表性的混積巖樣品進行實驗分析,得到巖心分析孔隙度,將其與校正后的巖性密度進行擬合,建立巖心刻度孔隙度計算模型:

Φt1=-69.272DEN+189.78
(R=0.900 8)

(9)

式中:Φt1為巖心刻度孔隙度,%;DEN為巖石密度,g/cm3。

混積巖樣品X衍射分析表明,樣品平均碳酸鹽巖含量、黏土含量和砂質含量分別為42.3%,26.6%,25.2%。但是,實際混積碳酸鹽巖中有些碳酸鹽巖含量大于50% ,尤其是藻灰巖的碳酸鹽巖含量可能大于65%,導致采用公式(9)計算得到的孔隙度偏低。為了提高混積碳酸鹽巖孔隙度計算精度,在巖心刻度孔隙度模型和純碳酸鹽巖理論趨勢線進行插值(圖4),建立考慮碳酸鹽巖含量變化的混積巖孔隙度校正模型[14],如公式(10)所示:

圖4 風西N21-N1混積巖儲層孔隙度校正圖版

Φt=A0DEN+B0

(10)

式中:A0、B0是與碳酸鹽巖含量相關的系數,其中A0=-78.523+0.220 3Vca;B0=209.79-0.476 4Vca。

3.2 滲透率計算模型

風西地區儲層孔隙類型多,孔隙結構復雜,資料分析表明,儲層滲透率與總孔隙度的相關性較低。依據風西地區H5井32塊樣品核磁實驗數據,建立巖心滲透率與核磁可動孔隙度交會圖版(圖5),可以看出,除去3塊樣品發育微裂縫導致樣品滲透率較高外,巖心滲透率與核磁可動孔隙度具有較好的相關性,核磁可動孔隙度越大,滲透率越高。因此,以巖心標定為手段,利用風西地區H7井和H5井的資料,去掉滲透率小于0.02×10-3μm2的樣品點,應用核磁共振測井(CMR)測得的核磁可動孔隙度建立滲透率解釋模型,計算模型為:

圖5 核磁可動流體孔隙度與滲透率關系

K=0.118 9Φf2.827 1(R=0.901 6)

(11)

式中:Φf為核磁可動流體孔隙度,%;K為滲透率,10-3μm2。

3.3 飽和度計算模型

風西地區儲層孔隙特征復雜,但總體上更接近粒間孔隙度類型儲層的測井響應特征,可基于阿爾奇模型計算儲層原始含油飽和度[15]。

結合薄片、常規物性、巖電及核磁平行樣測試結果發現,灰云巖孔隙結構較單一,相對于灰云巖而言,藻灰巖孔隙度分布范圍更大,孔隙結構更復雜,地層因素與孔隙度關系復雜,導致藻灰巖和灰云巖巖電參數存在較大區別,需分巖性確定巖電參數。受孔隙結構等因素影響,藻灰巖地層因素變化不穩定,采用固定的阿爾奇解釋參數計算飽和度容易造成結果不準。

利用16塊灰云巖巖電實驗分析資料,根據阿爾奇公式,在雙對數坐標中分別回歸地層因素與孔隙度、電阻增大率與含水飽和度的關系,結果如式(12)、(13)所示,得到灰云巖的膠結指數m=1.884,巖性系數a=1.126 5,飽和度指數n=1.801,巖性系數b=1.001。

F=1.126 5Φ-1.884(R=0.989 9)

(12)

I=1.001Sw-1.801(R=0.989 3)

(13)

式中:F為地層因素,無量綱;I為電阻率增大系數,無量綱。

利用17塊藻灰巖巖電實驗分析資料,使用藻灰巖核磁可動孔隙度與膠結指數擬合(圖6),可以看出,可動孔隙度與膠結指數具有較好的相關性,隨著可動孔隙度的增加,膠結指數呈先增后減的規律,因此,利用可動孔隙度構建藻灰巖變m方程,如式14所示。在雙對數坐標中回歸電阻增大率與含水飽和度關系,結果見公式(15),得到藻灰巖飽和度指數n=1.728,系數b=0.996。

m=-0.009Φf2+ 0.111Φf+1.778 7
(R=0.761 4)

(14)

I=0.996Sw-1.728 (R=0.996 2)

(15)

式中:Φf為核磁可動孔隙度,%。

因此,對風西地區分巖性進行含水飽和度計算時,灰云巖儲層采用固定的阿爾奇解釋參數、藻灰巖儲層采用變m值進行飽和度計算(表1)。

表1 風西地區N21-N1巖電參數統計

4 現場應用

使用本文建立的儲層流體識別方法對風西地區H8井N1層段進行處理,可以得到H8井測井解釋成果圖(圖7),倒數兩道為根據式(4)、式(1)和式(8)計算的孔隙性指數和含油性指數;將測井解釋結果應用于本文建立的兩種流體識別圖版中,可得到風西H8井N1Ⅳ41小層流體識別圖版,如圖8所示。

圖7 風西地區H8井測井解釋成果

從圖8可以看出,風西地區H8井N1Ⅳ41小層①、②、③層位自然伽馬低值,自然電位負異常,聲波時差分別為204.3、188.5、185.9 μs/m,中子孔隙度分別為12.5%,12.4%,12.8%,深側向電阻率分別為43.0、21.9、6.6 Ω·m,計算總孔隙度分別為6.6%,7.6%,8.6%,計算有效孔隙度分別為4.3%,6.3%,8.1%,計算滲透率分別為1.2×10-3、0.7×10-3、0.3×10-3μm2,計算含油飽和度分別為83.6%、66.3%、46.5%。根據常規流體識別方法很難識別流體類型,根據建立的消除巖性影響和消除孔隙結構影響的流體識別圖版可知(圖8),①②③層位均位于3個流體識別圖版的油水同層區,綜合解釋為油水同層,經壓裂后抽汲,最高日產油6.1 m3,日產水21.7 m3,與建立的流體識別方法解釋結論相符合,使用該方法對風西多口井進行儲層流體識別,均與試油結論一致,證明該方法的可行性,可在其他混積碳酸鹽巖儲層推廣應用。

5 結論

1)基于X衍射分析、巖性掃描和核磁測井資料,建立混積碳酸鹽巖礦物組分計算模型,考慮巖性變化和孔隙結構對電阻率的影響,形成消除巖性影響和消除孔隙結構影響的混積碳酸鹽巖流體識別方法。

2)巖心標定、特殊測井與理論模型結合,建立風西地區混積碳酸鹽巖儲層參數定量評價方法。①考慮巖性對孔隙度的影響,建立混積巖碳酸巖鹽孔隙度校正模型;②使用核磁可動孔隙度與巖心滲透率擬合,建立滲透率解釋模型;③結合巖電及核磁平行樣測試,考慮膠結指數m與巖性、孔隙結構的關系,形成了分巖性、變巖電參數的改進阿爾奇飽和度計算模型。

3)將本文研究成果應用于風西多口井儲層流體識別和儲層參數評價中, 發現該方法可以有效地解決該區混積碳酸鹽巖流體識別困難和儲層參數算不準的難題,提高了測井解釋符合率,可以在柴西北湖相混積碳酸鹽巖油藏中推廣應用。