二连地区复杂砂岩胶结指数m和系数a的研究

王建功,蔡文渊,罗安银,李拥军,赵正奎

(1.中国石油集团测井有限公司华北事业部,河北任丘062550;2.中国石油华北油田分公司,河北任丘062550)

二连地区复杂砂岩胶结指数m和系数a的研究

王建功1,蔡文渊1,罗安银1,李拥军2,赵正奎1

(1.中国石油集团测井有限公司华北事业部,河北任丘062550;2.中国石油华北油田分公司,河北任丘062550)

对二连地区27口井403块岩心岩电实验资料进行统计分析,发现胶结指数m与系数a具有很好的相关性,由此实现了单块岩心的胶结指数m和系数a的计算。分析了岩心胶结指数 m的相关因素,得出胶结指数 m与岩心孔隙度相关性较好且受流体矿化度影响的结论,实现了由测井资料计算胶结指数m,采用连续可变a、m值计算含油饱和度。该方法适应二连地区复杂砂岩岩石孔隙结构变化快的特性,有利于提高含油饱和度计算精度。

测井解释;实验研究;胶结指数;复杂砂岩;矿化度;含油饱和度

0 引 言

利用电阻率和孔隙度计算含油饱和度是测井储层评价的重要方法。阿尔奇公式中的胶结指数 m和系数a是计算含油饱和度的重要参数。分析岩电实验得到的岩心胶结指数m和系数a,发现其有反相关趋势,且实际应用中常将系数 a近似为1.0。复杂砂砾岩地区多变的沉积环境决定了储集岩纵向、横向上变化大且快,近物源沉积使岩石成熟度低且变化大[1]。统计分析二连地区多年的岩电实验资料发现,胶结指数m和系数a变化范围很大,将系数a近似为1.0与实际不符。为改善有限的岩心实验资料不适应复杂砂岩孔隙结构变化快的状况,提高复杂砂岩储层含油饱和度计算精度,开展了胶结指数m和系数a的相互关系及相关因素的研究。

1 胶结指数m和系数a的关系

收集二连盆地额仁淖尔凹陷(5口井)、赛汉塔拉凹陷(11口井)、阿南凹陷(2口井)、哈南凹陷(1口井)、乌里雅斯太凹陷(8口井)共27口井403块岩心岩电实验数据,分地区、分层位、分岩性确定a、m值,共得到42组 a、m值。统计得到42组 a、m值,发现其有很好的相关性(见图1)。

由图1可见,a与m呈幂函数或指数函数关系

式中,f0、f1为经验系数。m、a的变化范围较大,m值集中在0.8～2.3之间,a值集中在0.3～5.0之间,a变化范围很大,只有 m=1.7左右时 a接近于1.0。表明将a近似为1.0与实验分析结果不符。

图1 胶结指数m与系数a关系图

2 单块岩心m、a值计算

依据阿尔奇公式,单块岩心岩电实验得到的(F,φ)值不能同时确定公式中的2个系数 a和m,至少需要2块以上岩心岩电实验数据才能确定出a和m。但确定了a和m的相关关系后,式(1)中的2个系数简化为1个,由此使得确定单块岩心的a、m值成为可能。

将式(1)代入阿尔奇公式得到

每块岩心实验得到的1组(F,φ)值由式(1)、式(2)计算能同时确定该岩心的a和m,实现了单块岩心a和m的计算。

分析统计结果认为,①式(1)的形式和系数不是唯一的。改变a、m关系式模型进行回归分析,可得到不同的 a=f(m)关系式,用式(2)计算能得到满足公式 F=a/φm的对应单块岩心岩电实验值(F, φ)的a、m值。②即使某一种a=f(m)关系式,对应1块岩心的(F,φ),不同的计算方法可得到不只1组数值解(a,m),应依据m的一般变化范围选取合理的计算方法。③多岩样统计的常规 a、m值与单块岩心计算a、m值的关系。常规 F-φ统计法确定a、m值,反映的是多块岩心 F与φ的分布关系,不反映其中某一块岩心的a、m值,如果统计其中任意2块以上不同数量的岩心 F与φ的关系,会得出不同的、差别很大的a、m值。

3 胶结指数m相关因素分析

3.1 胶结指数m与孔隙度关系

图2是由式(2)计算的单块岩心的胶结指数 m与岩心孔隙度φ的关系图。图2中数据点包含了所有实验岩心样,包括二连盆地西部的额仁淖尔、中西部的赛汉塔拉、中东部的阿尔善、东部的乌里雅斯太等重要勘探开发区块。统计结果显示,m与φ有很好的相关性,不同方法得到的m值可以用φ的直线或多项式关系描述

式中,g0、g1、g2为经验系数。

将m值代入式(1)可得到每块岩心对应的 a值。由此利用测井资料计算的地层孔隙度,可以实现连续a、m值的计算。

图2 胶结指数m与孔隙度φ的关系

3.2 胶结指数m和渗透率关系

分别统计单井、断块单块岩心的m值与岩心渗透率 K的相关性。现有实验数据表明,只有少部分井m与渗透率的相关性较好,大部分井相关性不好。

图3所示是统计所有岩心单块岩心 m值与岩心渗透率 K的关系图。m与渗透率没有明显的相关性。

图3 胶结指数值与渗透率关系

3.3 胶结指数m和流体矿化度关系

为考察流体矿化度对胶结指数m的影响,对部分井进行了多种流体矿化度岩电实验。图4为a403井在4种矿化度溶液条件下 F-φ关系。

矿化度为1 250 mg/L条件下的 F-φ相关性差,没有得出回归分析趋势线和m值。统计结果表明,随矿化度增大,地层因素 F增大,矿化度为3 000、5 000、7 500 mg/L时回归统计 m值分别为1.32、1.64、1.61,系数 a值变化不大或变化趋势不明显,分别为 2.42、1.83、2.25。尽管矿化度为5 000、7 500 mg/L时的回归m值相近,但a值差别明显。如果前者的a值等于后者的情况下,前者的回归m值应会明显减小。即随流体矿化度增大,回归m值呈增大趋势。

图4 不同矿化度溶液 F-φ关系

利用式(2)计算每块岩心不同矿化度时的 m值。图5为a403井相应矿化度条件下单块岩心胶结指数m与孔隙度φ的关系。图5表明,①单块岩心m值呈随矿化度增大而增大的趋势;②在同一矿化度条件下,单块岩心m值与孔隙度φ有较好的线性关系。

图5 不同矿化度条件下胶结指数m与孔隙度φ关系

3.4胶结指数m与孔隙度、流体矿化度关系

m与孔隙度的相关性较好,且受流体矿化度的影响,而 m与渗透率的相关性不好,故在确定m值时,只考虑m与孔隙度φ和流体矿化度的关系。考虑到测井解释时使用地层水电阻率,将m与流体矿化度φ的关系转换为与溶液电阻率Rw的关系。

统计了二连地区20口井,包含了盆地西部赛汉塔拉10口井189块岩心、额仁淖尔5口井120块岩心,中部阿尔善3口井74块岩心,东部乌里雅斯太1口井10块岩心。统计m与孔隙度φ和溶液电阻率Rw的关系。选定的关系模型及统计结果见图6。

式中,c0～c4为经验系数。相关系数 R=0.942 7。

4 应 用

4.1 可变a和固定a对含油饱和度的影响

在纵向上地层水矿化度变化不大的地区(如二连东部区域),可不考虑地层水矿化度变化,应用式(3)估算砂岩胶结指数m值,进而由式(1)计算系数a;在纵向上地层水矿化度变化较大的地区(如二连中西部区域),需考虑地层水矿化度变化,应用式(4)估算砂岩胶结指数m值,同样由式(1)计算系数a。

图6 固定a值和可变a值对计算含水饱和度S w的影响

分析可变a、m和单一改变m值(a=1)对计算含油饱和度的影响。依据区域特征,固定Rw=0.35 Ω·m,Rt=20.0Ω·m,b=1,n=1.4,选择不同 m值,对a=1和由式(1)计算的可变 a值2种情况用阿尔奇公式计算含水饱和度(见图6)。

对应相同孔隙度,不同m值图6(b)中Sw的差值比图6(a)中Sw的差值小,即可变 a、m比单一改变m值(a=1)对计算含油饱和度的影响小,且孔隙度越小,这一差别越明显。这是因为m值较小或较大时,实际a值偏离1.0也较大。

采用可变a、m计算Sw,即使给出的 m变化较大,由于a值也相应改变,对计算结果的影响也较小。而用a=1只改变 m值,对 Sw数值影响很大,且随孔隙度减小,不同 m计算的Sw的差值明显增大。

4.2 可变a、m实际应用效果

用式(3)、式(4)分别计算 m,记为 m0、m,由式(1)计算的a记为a0、a。图7是赛汉塔拉凹陷某井的处理成果对比图。图7中 SW1、SW2是在 R w= 0.35Ω·m、b=1、n=1.9对应(m0,a0)、(m,a)计算的含水饱和度,SW是对应常规固定m、a(m=1.6,a =1)方法计算的含水饱和度。

首先比较m0、m、a0、a。可见,砂岩层处计算的m0、m值较小,m0与 m、a0与 a的差别很小可以忽略,也导致SW1、SW2基本相同。

可变a、m计算的SW1与固定 a、m计算的SW。上部13、16号层,电阻率低,孔隙度高,SW1明显高于SW,水层特征更明显;紧邻的20号层,电阻率高,孔隙度高,SW1与 SW数值基本相同,都反映为典型油层;底部45号层,电阻率较高,但孔隙度低,48、49号层电阻率较45号层高,孔隙度略高,在48、49号层SW1与SW相同的状况下,可变m、a使得45号层SW1明显低于SW,含油特征更明显。即由可变 a、m计算的含水饱和度更有利于油水层识别。

只需提供孔隙度曲线并根据区域不同层位地层水矿化度变化调整地层水电阻率,地层因素公式中的a、m会自动随孔隙度、矿化度的变化调整,改变了人为调整参数的不规范性,增强了解释参数自适应能力。

图7 赛××井测井处理成果图

5 结 论

大量岩电实验资料统计分析,明确了二连地区砂岩胶结指数m与系数a很好的相关性,实现了单块岩心m、a值的计算。统计分析表明,单块岩心m值与孔隙度相关性较好,受流体矿化度影响,确定了由孔隙度、流体矿化度计算连续的岩石 m、a的方法。研究结论在二连地区具有普遍规律,适用性和实用性强。配合饱和度指数 n的研究,对于复杂砂岩提高含有饱和度的计算精度有一定意义。

[1] 雍世和,洪有密.测井资料综合解释与数字处理[M].北京:石油工业出版社,1982.

On Complex Sandstone Cementation Exponent m and Factor a in Erlian Area

WANGJiangong1,CA IWenyuan1,LUO Anyin1,L I Yongjun2,ZHAO Zhengkui1
(1.Huabei Division,China Petroleum Logging CO.L TD.,Renqiu,Hebei 062552,China; 2.Huabei Oilfield Company,China Petroleum CO.,Renqiu,Hebei 062550,China)

Analyzed are 403 cores’rock electricity experiment data of 27 wells in Erlian basin. Discovered is the good relationship betw een cementation exponent m and facto r a,and thismakes it possible to calculate the m and a of a single core.Analyzed are the relevant factors of core cementation exponent m,and the m is closely related to co re po rosity and influenced by fluid salinity,and so we can get the m from log data.Then computed isoil saturation from log data and continuous variable a,m,w hich is adap table to po re structure variations of comp lex sandstone and imp roves the p recision of calculatiing oil saturation.

log interp retation,experimental study,cementation exponent,comp lex sandstone, salinity,oil saturation

1004-1338(2010)05-0449-04

P631.84

A

王建功,男,1964年生,高级工程师,长期从事测井资料综合解释和应用研究。

2010-05-10 本文编辑 王小宁)