中东地区高孔隙度低渗透率碳酸盐岩储层测井评价技术

袁龙, 张凤生, 吴思仪, 司马立强, 肖华, 青松

(1.中国石油集团测井有限公司油气评价中心, 陕西 西安 710021; 2.中国石油集团测井有限公司长庆事业部, 陕西 西安 710021; 3.西南石油大学地球科学与技术学院, 四川 成都 610500; 4.中国石油长庆油田第五采气厂, 内蒙古 鄂尔多斯 017300)

0 引 言

碳酸盐岩油气田主要以低孔隙度、低渗透率、高电阻率的裂缝型碳酸盐岩油气藏为主,国内外许多专家在常规的低孔隙度、低渗透率、高电阻率碳酸盐岩裂缝型储层测井研究方面作了大量工作,为碳酸盐岩裂缝型储层测井评价奠定了理论基础[1-6]。高孔隙度、低渗透率、低电阻率的碳酸盐岩裂缝型油气藏由于发现的少,研究程度较低,有关该类型储层的测井评价理论和方法远不如常规的裂缝型碳酸盐岩、碎屑岩的研究深入、成熟,国内外发表的关于该类型储层的文献相对较少[7]。

针对这些难点,本文通过对储层特征分析、岩性与裂缝测井识别研究、储层流体性质判别研究和储层参数的计算方法等4个方面的深入研究,最终形成一套完善的高孔隙度低渗透率碳酸盐岩储层测井评价方法。

1 工区概况

研究区位于中东地区油气产量较丰富的Jbisseh附近,处于Sinjar地堑。该油田由一个大型背斜构成,其构造形态为由东南向西北倾末的鼻状构造,整体表现为南高北低,东高西低,深浅层构造之间具有继承性的特征。最近的一次区域构造运动是阿拉伯板块和欧亚板块碰撞引起的,研究区的断层以北东—南西向断层和低幅度断层为主,大部分断层是作为晚白垩世和第三纪油气的运移通道。

2 储层基本特征

2.1 岩性特征

按照邓汉姆岩性分类,Chilou组岩性主要为颗粒灰岩与泥粒灰岩、粒泥灰岩、泥晶灰岩和硬石膏;其矿物成分为方解石,含量占90%以上,局部含少量白云石和黏土矿物、微量黄铁矿、钾长石和斜长石等。Jaddala组岩性主要为粒泥灰岩、泥晶灰岩;其矿物成分以方解石为主(见图1)。

2.2 物性特征

研究区收集整理了共19口井615块岩心样品孔隙度和渗透率分析资料。chilou A地层的91.5%的样品孔隙度分布在10%～30%之间,孔隙度平均值为21.54%;chilou B地层的95.8%的样品孔隙度分布在5%～25%之间,平均孔隙度为14.67%;Jaddala地层的88.3%的样品孔隙度分布在10%～30%之间,孔隙度的平均值为16.24%。

图1 研究区Chilou组与Jaddala组岩心照片

岩心分析渗透率值范围分布较大,介于0.01～962.00 mD*非法定计量单位,1 mD=9.87×10-4 μm2,下同之间,表现为典型的双孔隙度双渗透率特征,即渗透率由基质渗透率和裂缝渗透率组成,大部分渗透率小于1 mD,表现为基质低渗透率特征。高渗透率部分主要由裂缝渗透率贡献。

2.3 孔隙结构特征

研究区碳酸盐岩储层的孔隙空间受沉积、成岩作用和构造运动的控制,属于海相斜坡深水沉积环境,水动力较弱,岩石颗粒很细小,孔隙以晶间微孔隙为主,其次有孔虫等生物体腔孔隙发育。成岩过程中的压实、胶结和溶蚀作用,在孔隙微孔化中起着重要作用,研究区属于第三纪地层,相对较新,埋藏较浅,地层压实作用较弱,微孔隙发育(见表1)。与沉积和成岩作用相比,构造对储层孔隙空间起主导作用,构造运动对沉积成岩过程的地层后期改造,形成大的断裂和裂缝,是油气运移的主要通道和控制储层发育的关键因素。

表1 研究区碳酸盐岩储层孔隙空间类型划分表

2.4 储层类型特征

受成岩作用与构造运动影响,研究区的岩石孔隙结构复杂,孔隙度渗透率关系较差,断层附近破碎角砾岩发育。储集空间分布不均且非均质性强,主要为基质孔隙和裂缝。在该油田中,高产稳产的储层一般都具有裂缝和孔隙的双重储层空间特征(见图2)。

3 高孔隙度低渗透率碳酸盐岩储层测井评价方法

3.1 岩性识别

图2 不同储层类型成像图

图3 M-Δlg Rt交会识别图版

分析研究区碳酸盐岩岩性测井响应特征,应用对岩性反映敏感的自然伽马、光电吸收截面指数、电阻率、三孔隙度等常规测井曲线特征值作为判别岩性的方法,主要采用分层级剥蚀法的思想研究碳酸盐岩。①双侧向电阻率对碳酸盐岩剖面中的灰岩、燧石结核、石膏反映敏感,利用电阻率曲线可有效区分这3大岩性。②因研究区主要储集层岩性为泥(颗)粒灰岩、粒泥灰岩和泥晶灰岩,且难以区分。通过用岩心资料刻度测井资料发现,这几种岩性在孔隙度和转换电阻率交会图上有很好的识别度(见图3),其中横坐标为M值,纵坐标ΔlgRt是深侧向电阻率刻度的电阻率转换值。

(1)

(2)

式中,lgRt,min为最小深侧向电阻率的对数值;lgRt,max为最大深侧向电阻率的对数值;lgRt为测量记录点的深侧向电阻率对数值;Δtf在泥浆滤液的声波时差值,即189 μs/ft*非法定计量单位,ft=12 in=0.304 8 m,下同;AC为测量记录点的声波时差值,μs/ft;DEN为测量记录点的密度值,g/cm3;Df泥浆密度值,即淡水泥浆中为1.0 g/cm3。

3.2 裂缝识别

利用成像测井可以准确识别研究区储层裂缝,确定裂缝的密度、产状以及充填情况等。高角度裂缝在FMI图像上表现为暗色的大幅度正弦条带,裂缝角度越高,正弦幅度越大;低角度缝在FMI图像上显示为暗色的低幅度正弦曲线形态,裂缝角度越小,幅度越低;小于10°时的裂缝就为水平缝,表现为近似水平的暗色线条(见图4)。

图4 研究区FMI图像上的不同产状裂缝

3.3 流体性质评价

在测井资料、试油和生产动态资料分析基础上,应用单井测井响应特征法、交会法和数学统计方法等绘制多种流体性质识别解释图版,建立单井分析和生产动态资料标定的流体识别方法,对储层流体性质进行客观判断和精确识别。

3.3.1 深侧向绝对值法

在地层沉积、岩性变化稳定的地区,渗透层电阻率的高低主要取决于地层流体性质。油层的深侧向电阻率要高于水层的深侧向电阻率。对于裂缝-孔隙型储层,经过统计有测试资料井的电阻率,油层的深侧向的电阻率值一般大于1.5 Ω·m,大部分油层的电阻率集中在1.5～2.5 Ω·m,水层的电阻率值小于1.5 Ω·m;对于裂缝型储层,油层电阻率大于1.5 Ω·m,而水层电阻率为1～1.5 Ω·m。应用电阻率绝对值法,能够将大部分油、水层识别出来。

3.3.2 孔隙度与电阻率交会法

研究区Chilou和Jaddala组地层岩性稳定,储集类型有裂缝-孔隙型和裂缝型,地层水矿化度基本稳定,满足电阻率—孔隙度交会法的应用条件。对研究区的Chilou和Jaddala组油藏100口有生产动态资料井631个层分裂缝-孔隙型和裂缝型作电阻率—孔隙度交会图(见图5)。根据交会点所在区域的含水饱和度与电阻率大小和范围对流体性质进行识别。裂缝-孔隙型储层主要集中在以下范围:孔隙度主要分布20%～30%,水层的含水饱和度90%～100%;油水同层的含水饱和度75%～90%之间;而油层含水饱和度主要分布80%以下,主要分布55%～80%之间。裂缝型储层主要集中在以下范围:孔隙度主要分布15%～25%,水层含水饱和度主要85%～100%;油水同层含水饱和度主要分布75%～85%;油层含水饱和度主要分布75%以下,主要分布60%～75%之间。

3.3.3 逐步分析法

判别分析的目的是得到体现分类的函数关系式,在已知观测对象的分类和特征变量值的前提下,从中筛选出能提供较多信息的变量,并建立判别函数,使得到的判别函数在对观测量进行判别其所属类别时的错判率最小。

判别函数

Y=a1x1+a2x2+…+anxn

(3)

式中,Y为判别函数的判别值;x1,x2,…,xn为反映研究对象特征的变量;α1,α2,…,αn为各变量的系数,即判别系数。

判别过程中,使用的数据是GR、Δt、DEN、CNL、Rt、Rxo、Rt/Rxo、SH、SP,这些数据均对储层流体性质识别有一定贡献。根据逐步判别法的判别原则对这些曲线进行评分,最后得出裂缝-孔隙型储层和裂缝型储层的判别关系式。

根据逐步分析法原理以及2种储层类型的判别式方程,应用分析判别式分储层类型作交会图,在研究区应用该方法识别流体效果较好(见图6)。

3.4 储层参数计算

3.4.1 孔隙度模型

图5 裂缝-孔隙型与裂缝型储层孔隙度—电阻率交会法识别流体图版

图6 裂缝-孔隙型与裂缝型储层逐步分析法识别流体

(1) 总孔隙度计算模型。研究数据表明单孔隙度曲线与岩心分析孔隙度相关性较差,选用交会法计算地层总孔隙度,能减小岩性和井眼环境对三孔隙度曲线计算孔隙度所带来的影响,计算孔隙度的公式为

(4)

式中,φ、CNL、NSH、Nf、φNi分别为地层有效孔隙度、中子测井值、泥质中子值、流体中子值及骨架矿物中子值;ρb、ρf、ρSH、ρmai分别为地层、流体、泥质及矿物的补偿密度;Δt、Δtf、ΔtSH、Δtmai分别为地层、流体、泥质及骨架矿物的声波时差;Vi为第i种矿物百分含量。

求解上述方程组便可以得到2种矿物骨架百分含量V1、V2和孔隙度φ。

(2) 束缚孔隙度计算模型。根据核磁共振测井、成像测井和常规测井,在分不同储层类型的基础上,分储层类型对核磁共振测井计算的束缚孔隙度与常规测井曲线做多元回归分析。基于不同储层类型下建立的束缚孔隙度模型,并建立该储层类型的束缚孔隙度经验计算公式。

裂缝-孔隙型

φR=0.184 Δt+0.402CNL-1.307DEN-

0.104GR

(5)

裂缝型

φR=0.568 Δt-11.41DEN-0.293GR+

1.89Pe

(6)

式中,φR为束缚孔隙度,%;Δt为补偿声波时差,μs/ft;DEN为补偿密度,g/cm3;CNL为补偿中子,p.u.;GR为自然伽马,API;Pe为光电吸收截面指数,b/eV。

(3) 有效孔隙度计算模型。在总孔隙中去除无效的束缚孔隙部分,剩下的即为连通孔隙,故有效孔隙度φe计算模型为

φe=φ-φR

(7)

式中,φe为有效孔隙度,%;φ为总孔隙度, %。

3.4.2 渗透率模型

研究区碳酸盐岩储渗空间由孔隙和裂缝双重介质组成,因此,其渗透率是由基块孔隙渗透率Kb和裂缝渗透率Kf共同组成,且两者的差别很大(裂缝渗透率Kf比基块孔隙渗透率Kb大得多)。裂缝的发育导致基块孔隙渗透率Kb和裂缝渗透率Kf对总渗透率的贡献程度不相同。图7为裂缝-孔隙型、裂缝型的连通孔隙度与基质渗透率的交会图,研究发现,二者通过乘幂方式建立起的相关性公式效果最好,故得到相应的经验公式。

基质渗透率模型

(8)

式中,Kb为基质渗透率,mD。

裂缝渗透率模型。单组系裂缝

(9)

多组系裂缝

(10)

网状裂缝

(11)

式中,EF为裂缝张开度,μm;R为延伸系数;φf为裂缝孔隙度,%;mf为裂缝孔隙度指数。

图7 裂缝-孔隙型与裂缝型储层基质渗透率模型

3.4.3 双重孔隙介质饱和度模型

(1) 孔隙型储层的饱和度方程。孔隙型储层可以近似看作均匀、各向同性介质,当储层泥质含量不高或泥质对储层电阻率影响较小时,可直接利用阿尔奇公式计算饱和度

(12)

式中,Sw为储层含水饱和度;a为岩性系数;m、n分别为孔隙度指数、饱和度指数;φ为孔隙度;Rw、Rt分别为地层水、原状地层电阻率。

(2) 裂缝-孔隙型储层的饱和度方程。由于深、浅侧向测量的回路电流不同,在各向异性强的裂缝中必然产生不同程度的畸变,而这种畸变对饱和度计算结果有较大的影响。根据研究区实际资料和地质特征分析,单组系裂缝造成的畸变系数K1=Rd/Rs,一般在1.7～2.0左右;多组系裂缝造成的畸变系数K2=Rd/Rs在1.2～1.3之间。

①单组系裂缝-孔隙型储层。这类储层的侵入特征与水平裂缝-孔隙型储层完全一致,不同的是该类裂缝使浅侧向的响应相对于深侧向下降幅度更大,其畸变系数为K2,取值范围1.7～2.0,饱和度方程为

(13)

②多组系裂缝-孔隙型储层饱和度方程为

(14)

式中,Swb为基岩块含水饱和度;φb、φf为基岩块孔隙度、裂缝孔隙度;Rs、Rd、Rmix、Rw、Rm、Rmf分别为浅侧向、深侧向、侵入带混和液、地层水、钻井液、钻井液滤液电阻率;mb、mf分别为基岩块孔隙度指数和裂缝孔隙度指数,mb取值范围2～3,基岩块孔隙度越高,取值越大,mf取值范围1～1.5,裂缝越不规则,取值越大;nb为饱和度指数,取值基本与mb一致;Sx为中间转换变量。

(3) 地层总含水饱和度。根据储层流体性质判别结果,确定裂缝孔隙空间的含水饱和度Swf,油气层Swf=0%,水层Swf=100%;根据储层裂缝特征分析确定储层的裂缝类型,由裂缝-孔隙型储层含水饱和度计算公式(12)～式(14),可以计算基岩块的含水饱和度,最后代入式(15)就可计算地层总的含水饱和度Sw

(15)

(5) 饱和度参数选取。根据Y-338、Y-704、Y-705等3口井的岩电实验分析资料结果,研究区a、b、m、n值见表2。

表2 研究区岩石物理参数表

4 储层综合评价应用实例

以中东地区某油田Chliou和Jaddala组储层为研究对象,根据该地区裂缝-孔隙型碳酸盐岩储层孔隙结构特征,通过对测井、岩心、试油、压汞、核磁共振等资料分析,建立了不同类型储层的识别模式,较好地解决了该类储层流体性质判别难的问题,探索出一套适合于该地区的裂缝型碳酸盐岩储层测井评价方法。

以Y-049井为例(见图8),在裂缝识别的基础上,利用有效孔隙模型求取连通孔隙度,可以实现定量评价有效储层。Y-049井739.6～747.4 m和751.3～758.7 m井段常规测井曲线与成像测井提供裂缝密度参数综合解释为裂缝发育段,裂缝较为发育,三孔隙度曲线一致增大,补偿声波81.5～90 μs/ft,补偿密度2.4～2.18 g/cm3,补偿中子值21.8～33.9 p.u.;双侧向曲线在低阻背景下有所增大,呈负差异;录井指示有好的油气显示,综合划分为裂缝-孔隙型储层。应用孔隙模型求取了有效孔隙度、基质渗透率以及裂缝参数。用双重孔隙介质饱和度模型计算含水饱和度比阿尔奇公式计算含水饱和度要小,一般小1%～3%,在裂缝很发育的层段双重孔隙介质计算的含水饱和度比阿尔奇公式计算的含水饱和度小3%～6%。储层定性与定量评价结果与研究区地质和生产动态资料符合性好,说明研究区的储层综合评价结果较为准确。

图8 Y-049井双重孔隙介质模型测井解释成果图*非法定计量单位,1 ft=12 in=0.304 8 m,下同

根据上面的模型求得高孔隙度低渗透率碳酸盐岩储层的储层参数,最终结合岩心分析资料、核磁共振实验和测试资料进行可靠性评价,具有较好的应用效果(见表3)。

表3 研究区储层参数模型计算值与岩心值对比表

5 结 论

(1) 研究区高孔隙度低渗透率碳酸盐岩储层岩性以泥晶灰岩为主,岩石颗粒粒度小,颗粒大小为灰泥级别,岩石成分以纯的方解石晶泥为主,黏土含量低;其物性为具有基质高孔隙度、低渗透率特征。

(2) 研究区的孔隙空间以原生晶间微孔隙和生物体腔孔为主,孔隙中大部分是不可动的束缚孔隙,微裂缝较发育。根据岩心分析资料、特殊测井和生产动态资料,将该油田储层分为裂缝型和裂缝-孔隙型2种储层类型,为后续的不同类型储层测井评价提供了地质依据。

(3) 在岩性、裂缝识别的基础上建立了不同类型储层测井识别模式,确定了适合该油田高孔隙度低渗透率储层流体识别方法;在核磁共振测井资料的刻度下,建立的了连通孔隙、基质渗透率及双重孔隙介质饱和度模型,实现定量计算和储层有效性评价。

(4) 应用实例分析表明,建立的一系列测井评价技术对研究区有较好的适应性,为进一步寻找高产储层提供了技术支撑,也对中东、中亚等类似地质条件的高孔隙度低渗透率裂缝-孔隙型碳酸盐岩储层测井评价具有一定的借鉴意义。

参考文献:

[1] Rasmus J C. A Variable Cementation Componentmfor Fractured Carbonates [J]. The Log Analyst, 1983, 24(6): 13-23.

[2] Aguilera C G, Aguilera R. Effect of Fracture Dip on Petrophysical Evaluation of Naturally Fractured Reservoirs [J]. Journal of Canadian Petroleum Technology, 2009, 48(7): 25-29.

[3] Boyeldieu, Winchester C. Use of the Dual Laterolog for the Evaluation of the Fracture Porosity in Hard Carbonate Formations [J]. SPE10464, 1982.

[4] 司马立强, 赵冉, 王培春, 等. 普光缝洞性储层流体性质测井判别适应性 [J]. 西南石油大学学报, 2010, 32(1): 11-15.

[5] 李国宝, 唐雪萍, 杨文督, 等. 碳酸盐岩储层流体性质的纵横波速度比判别法 [J]. 天然气勘探与开发, 2008, 31(3): 30-32.

[6] 曾文冲. 油气藏储集层测井评价技术 [M]. 北京: 石油工业出版社, 1991.

[6] 司马立强, 疏壮志. 碳酸盐岩储层测井评价方法及应用 [M]. 北京: 石油工业出版社, 2009

[7] 白国平. 中东油气区油气地质特征(国外含油气盆地研究系列丛书-亚洲卷) [M]. 北京: 中国石化出版社, 2007: 15-36.

[8] 罗利, 任兴国. 测井识别碳酸盐岩储集类型 [J]. 测井技术, 1999, 23(5): 355-360.

[9] 李善军, 汪涵明, 肖承文, 等. 碳酸盐岩地层中裂缝孔隙度的定量解释 [J]. 测井技术, 1997, 21(3): 205-215

[10] 张凤生, 司马立强, 赵冉, 等. 塔河油田储层裂缝测井识别和有效性评价 [J]. 测井技术, 2012, 36(3): 261-266.

[11] 李素杰, 李喜海. 测井技术在曙光低潜山带碳酸盐岩裂缝型储层评价中的应用 [J]. 特种油气藏, 2000, 7(3): 8-10.

[12] 田素月, 司马立强. 普光地区缝洞性储层岩电参数影响因素分析 [J]. 测井技术, 2009, 33(2): 130-134.

[13] 陈科贵, 曹鉴华, 李娜, 等. 川东某地区嘉陵江组碳酸盐岩储层流体性质判别方法研究 [J]. 天然气勘探与开发, 2004, 27(1): 27-29.

[14] 张丽华, 潘保芝, 李宁, 等. 基于三水模型的储层分类方法评价低孔隙度低渗透率储层 [J]. 测井技术, 2011, 35(1): 31-35.

[15] 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, 2007, 8: 225-226.