利用重构中子曲线法评价渤海油田C区块含砾砂岩储层

李瑞娟,崔云江,熊镭,陆云龙,王淼

(中海石油(中国)有限公司天津分公司,天津300452)

0 引 言

渤海油田主要储层为古近系三角洲、扇三角洲砂体和新近系河流相砂体、浅水三角洲河道砂体,砂岩储量占渤海油气区总储量的73.78%[1],因此,砂岩储层的准确评价是保证渤海油田增储上产的决定性因素。渤海油田勘探开发进入成熟阶段,大批复杂断块油藏、岩性油藏等被发现,其中发育较多低电阻率、低孔隙度渗透率储层,尤其是扇三角洲沉积,近源堆积、储层含砾及含泥,成岩作用强,孔隙结构复杂,常规曲线组合关系比较复杂,测井解释难度大。

针对上述疑难储层评价,许多学者结合岩心及测井资料,从宏观尺度、微观尺度上进行了深入的研究。张晋言等[2]提出通过建立核磁共振测井T2谱纵向和横向转换系数模型,拟合毛细管压力曲线进行储层质量评价;刘伟等[3]利用电阻率成像资料,结合阿尔奇公式和灰度图像处理方法,建立非均值特征谱,利用谱的特征参数如均值、均值系数、方差等进行砂砾岩储层分类,描述储层的产能;李瑞娟等[4-5]利用电阻率成像资料和阿尔奇公式进行孔隙频谱的转换,根据谱的形态定性描述储层物性,并结合岩心化验资料,如核磁共振实验资料等进行砂砾岩储层下限定量确定。王培春等[6]利用岩性扫描测井计算复杂砂岩储层骨架密度、孔隙度、饱和度;闫建平等[7]通过建立三维数字岩心模型,结合电阻率成像测井,建立“岩石结构+电性下限”双重条件限定有效储层的思路等。这些方法往往对钻井取心、核磁共振测井、成像测井、数字岩心技术等依赖大。

本文从常规测井资料出发,提出了重构含水纯砂岩中子曲线的方法,并以渤海油田石臼坨凸起C区块东三段巨厚含砾砂岩储层为例,利用该方法进行储层参数计算、储层分类、产能估算等,在实际应用中效果良好。

1 区域地质概况

渤海油田C区块位于渤海中西部海域,石臼坨凸起西段石南一号大断层下降盘陡坡带,东南侧紧邻渤中凹陷西生油次洼,成藏位置非常有利。主力含油层段位于C1井区的东三段。该层段为扇三角洲沉积,发育巨厚砂岩、含砾砂岩储层,矿物成分主要为石英、长石、岩屑,粒间充填物为伊利石、高岭石、次生加大石英和云母等;测井曲线呈齿状箱型、漏斗形,具有中低孔隙度、中低渗透率的物性特征。根据岩心、壁心、岩屑以及测试等资料,C区块东三段储层存在岩性复杂,储层横向变化快,纵向和平面非均质性强的特点。结合本文研究,认为影响东三段储层物性的主控因素为岩性,并将C1井东三段巨厚油层进行了期次划分。

2 中子曲线重构方法

2.1 岩石体积模型

体积模型是测井评价过程中用到的经典解释模型[8],模型认为测井响应是由组成岩石的各种矿物及孔隙流体的测井响应值和它们所占的体积比例的线性组合,由此解释出岩性剖面和孔隙度、渗透率、饱和度参数。对于砂岩储层来说,通常采用泥质砂岩体积模型,认为岩石由砂岩骨架、黏土和孔隙流体等组成,其中孔隙流体又包括黏土束缚水、毛细管束缚水、自由流体,三者体积之和为地层的总孔隙度,假设每种组成成分所占体积比例为Vi(i=1～5),则其响应方程为

(1)

式中,ρ、φN、Δt分别为密度、中子、声波的测井响应值。结合每种矿物和流体的测井响应值,可解释出地层的岩性剖面和物性参数。

2.2 含水纯砂岩中子曲线重构

渤海油田钻取过大量的泥岩岩心,岩心常规物性分析证实烘干后的泥岩骨架密度为2.65 g/cm3左右(见表1),与砂岩骨架相差不大,因此,可以近似认为干黏土的骨架密度与砂岩的骨架密度相当。砂岩骨架中石英和长石的中子响应值为-4%～-5%,油和水的中子响应值约为100%,黏土矿物中伊利石、高岭石、蒙脱石、绿泥石的中子响应值依次为36%、40%、40%、52%,与砂岩骨架相差非常大。

鉴于砂泥岩地层密度和中子的这种响应特征,假定测井响应反映的是纯砂岩的特征,依据纯砂岩体积模型及密度曲线响应方程、响应值可以求出密度孔隙度,公式为

(2)

式中,φD为密度孔隙度,%;ρ为密度测井值,g/cm3;ρma为纯砂岩密度值,选用2.65 g/cm3;ρfluid为地层流体密度值,选用1.00 g/cm3。

密度孔隙度反映纯砂岩地层孔隙度,干泥岩骨架密度约为2.65 g/cm3,因此,该密度孔隙度其实是地层的总孔隙度。再结合纯砂岩体积模型以及砂岩骨架中子响应值(砂岩骨架响应值取-5%),可以重构纯砂岩时的中子曲线φN,重构

φN,重构=φD-5

(3)

式中,φN,重构为重构的中子曲线,%;φD为密度孔隙度,%。

将重构的中子曲线φN,重构与实测的中子曲线φD进行比较,两者差别越大,说明储层含泥质越重,物性越差;两者差别越小,说明储层岩性越纯,物性变好。结合代表地层总孔隙度的密度孔隙度φD曲线,3条曲线的组合可以指示储层物性发育情况。

表1 渤海某油田岩心常规物性分析

图1 实测中子曲线与重构中子曲线交会特征图

2.3 评价结果分析

以目标区C1井和C2井东三段储层为例,图1中φD和φN,重构2条曲线位于左边第6道,两者差值越大(图1中的填充色越多),说明地层含泥质越重。图1(a)中,C1井φD和φN,重构差值较小,说明C1井岩性较纯,物性较好。测试证实,C1井测试层产能较高,日产油量超过360 m3,目的层段地层压力测试过程流畅[见图1(a)左边第2道];C2井双中子差值较C1井变大,相同层位处地层压力测试成功率降低,有近一半为干测试或超压等[见图1(b)左边第2道],说明储层物性变差;C2井岩心全岩分析显示取心段泥质含量较高[见图1(b)右边第2道]。铸体薄片照片显示(见图2),C1井2 979.00 m储层碎屑颗粒分布较均匀,以粗砂为主,含部分砾石,孔径范围0.20～0.50 mm,岩石孔隙较好,连通性较好,C2井2 876.51 m储层碎屑颗粒以细砂为主,斜长石多已泥化,孔径范围0.02～0.2 mm,较C1井储层物性变差,孔隙连通性变差,与φD和φN,重构这2条曲线差值有较好的对应关系。

图2 目的层位典型储层铸体薄片

多种资料综合分析证实,对于泥质砂岩地层来说,重构中子曲线法的计算结果合理,方法得当,可以用来分析储层的物性发育情况等。

3 储层物性评价及产能预测

3.1 岩石物理相的划分

通常采用划分岩石物理相的方法来进行储层研究[9-10],而测井曲线的形态特征是岩性与地层孔隙流体物理性质的综合反映。一般来说,同一沉积环境中某类岩相的地层具有一组特定的测井参数值,包括测井响应特征值和从测井资料提取的与岩性有关的信息。当井的测井参数值相同时,对应于同一类岩性地层的概率很大。因此,划分岩相时首先需要找到对岩性敏感的测井曲线。

对于一般的砂泥岩地层,利用中子和密度曲线交会可以比较容易地划分出砂岩和泥岩,但是对于含砾[11]地层,中子和密度的测井响应将会变得复杂。砾石作为结构支撑,且泥质含量较低的含砾砂岩储层表现为低密度、低中子,与纯砂岩类似,但储层含砾后,孔隙结构通常较纯砂岩变差,此时的密度、中子曲线与纯砂岩相比表现为密度值相应偏高、中子值更低的现象,且随着砾石含量的增高,这种现象更加明显。而分选较差,砂、泥混杂的含砾砂岩储层,则又表现为密度值偏高,但中子值也较高的现象。这些现象使得难以识别岩性及储层的物性发育情况。

C区块有丰富的钻井取心和旋转井壁取心资料,根据岩心显示,该区块发育中粗砂岩、含砾砂岩、细砂岩、砂砾岩、砾岩和泥岩。根据上文,φD和φN,重构的差值可以指示储层的含泥质情况,再结合取心段不同岩性所对应的中子、密度曲线特征,采用聚类分析的方法(见图3)可以划分出该区块目的层段连续的岩石物理相,并转化成岩相。从图3可见,φD和φN,重构的差值对岩性较敏感,可以较好地帮助识别岩性。

图3 聚类分析法岩相分类

图4为测井方法划分出的岩性与钻井取心的岩心描述对比(图4中第3道和第4道的颜色与模式和图3一致,分别代表不同的岩石物理相和岩相),两者基本一致,说明岩性划分的准确性。

3.2 基于岩相划分的渗透率计算

图4 C2井聚类分析法岩相划分结果与钻井取心岩性描述对比图

根据C区块各口井东三段双中子差值的计算以及岩石物理相的划分,认为该套含砾砂岩平面上具有分带性,垂向上具有分期性,由多期扇体叠置而成[12],其物性的主控因素为岩性,并据此将C区块东三段巨厚含砾砂岩储层划分为5个期次,开展沉积相微相研究,分析纵向物性差异原因。同时,在岩相划分的基础上,建立不同岩相的测井特征识别库。图5中,从中粗砂岩到含砾砂岩、细砂岩,再到砂砾岩,地层压力测试的流度值依次降低,岩心核磁共振实验T2谱曲线显示其自由孔隙体积也依次降低,束缚水饱和度相应升高。由此确定C区块优势储层为中粗砂岩,含砾砂岩和细砂岩为常规储层,砂砾岩为界限层,砾岩缺乏岩心和测压资料,但从测井响应特征可知,其物性较砂砾岩更差,为致密层。岩相划分与期次划分相结合,为油田后期的油藏开发评价奠定了基础。

图5 储层分类特征表

同时,通过岩相划分可以大大提高渗透率解释精度。从目的层段的岩心孔隙度渗透率关系来看(见图6),渗透率与孔隙度关系较好,似乎可以直接用该关系来评价渗透率,但是将这些岩心资料点按岩性投影后(见图7),可以看到,不同岩性其孔隙度渗透率关系相差巨大。利用这些孔隙度渗透率关系,结合所划出的岩相剖面,得到了高精度的渗透率曲线(见图8)。图8中右边第1道为分相前后渗透率计算以及岩心分析渗透率,分相后计算的渗透率与岩心分析吻合更好。

图6 C区块岩心分析孔隙度渗透率交会图 图7 C区块分岩性岩心分析孔隙度渗透率交会图

图8 C1井分相前后渗透率计算以及与岩心分析渗透率对比

3.3 储层产能预测方法及实例

φN,重构、φD、φD这3条曲线结合可以指示储层物性发育情况,而物性好坏直接影响产能。为了使φN,重构、φD、φD这3条曲线能定量指示产能,定义了孔隙结构指数M,其表达式为

M=φD-(φN-φN,重构)

(4)

当(φN-φN,重构)值较小或为0时,说明储层岩性较纯,此时φD越大,说明地层孔隙度越大,物性越好,反之,φD变小,物性要相应变差;当(φN-φN,重构)值较大时,说明储层含泥质较重,物性较差。为了得到孔隙结构指数M值与产能的定量关系,统计了C区块及石臼坨凸起周边几个油品相似的测试层的每米采油指数与M的关系,两者呈现比较良好的指数关系(见图9),说明该条孔隙结构指数曲线可以较好指示产能。

图9 C区块及周边油田测试层的孔隙结构指数M与比采指数关系图

应用实例1:以石臼坨凸起东段Q区块Q3井为例(见图10),上下2个测试层从测井曲线上看,密度测井值相差不大,即φD相差不大,DST2测试层(φN-φN,重构)值较大,说明该层段黏土含量较高,物性较差,测试证实为干层;而DST1测试层(φN-φN,重构)值较小,说明储层岩性较纯,物性相应变好,测试证实该层具有一定产能。

图10 Q区块Q3井2个测试层测井特征对比图 图11 C区块C1井2个测试层测井特征对比图

应用实例2:以C区块C1井为例(见图11),上下2个测试层(φN-φN,重构)值均较小,接近于0,说明2个层段岩性都较纯,此时,DST2测试层密度值较小,即φD较大,说明储层的总孔隙度较大,而DST1测试层φD则较小,由此说明DST2测试层物性相对较好,测试证实DST2层较DST1层比采指数明显偏高。

4 结 论

(1)根据砂岩骨架和黏土矿物中子响应的差异,提出了利用体积模型重构的纯砂岩中子曲线的方法,重构的中子曲线能够直观指示储层泥质及杂基含量的高低,为储层渗透性评价提供了重要的依据。

(2)重构的纯砂岩中子曲线与密度曲线及实测中子曲线的结合,提高了测井岩相划分及渗透率解释的精度,并在产能预测方面见到良好的应用效果。该方法提高了常规测井曲线对含砾砂岩储层的评价能力,在渤海含砾砂岩储层评价中见到很好的应用效果。