鄂尔多斯盆地膏盐岩下碳酸盐岩储层参数计算方法

文晓峰,罗菊兰,牛林林,罗红梅,付浩,朱春红

(中国石油集团测井有限公司长庆分公司,陕西西安710200)

0 引 言

随着鄂尔多斯盆地在膏盐岩下碳酸盐岩储层油气勘探开发不断突破,由于储层矿物组分多样、岩性复杂和孔隙结构复杂等因素,导致利用测井资料进行储层评价和参数计算不准确,不能满足生产需要。主要表现:①鄂尔多斯盆地膏盐岩下碳酸盐岩储层裂缝发育程度高、岩石脆性大,当储层发育裂缝时,钻取岩心容易破碎,给岩石物理实验带来了困难;②储层矿物组分复杂,测井参数受到岩石骨架的影响大于物性和含气性的影响,常用的风化壳型碳酸盐岩的孔隙度和渗透率计算模型难以满足膏盐岩下碳酸盐岩储层评价需求;③膏盐在钻井过程中易溶于钻井液,使岩石的孔隙度和孔隙结构发生很大变化,导致岩样与地层岩石的真实情况差异大,岩心实验结果无法反映地层的物性及孔隙结构;④储层孔隙结构复杂、类型多样,对孔隙度渗透率的关系影响大,从而造成产液量、产液性质的变化。

针对以上难题,以鄂尔多斯盆地马五6、马五7、马五9膏盐下白云岩储层为研究对象,选取能满足岩石物理实验需求、代表储层特征的岩样,结合岩心观察,分析实验结果。在岩性分类的基础上,分3种岩性组合类型分别建立了孔隙度和渗透率的计算模型,将岩样按孔隙型、裂缝型和致密层状分别建立了饱和度模型,使孔隙度误差小于1.5%,渗透率误差小于半个数量级,含气饱和度误差小于10.0%,满足了膏盐岩下测井储层评价的需求。

图1 二次采样后不同岩性与孔隙类型岩心照片图

1 地质概况

鄂尔多斯盆地奥陶系马五段是马家沟组最后一期蒸发旋回形成的沉积地层,细分为10个亚段,其中马五10、马五8、马五6亚段为主要的膏盐岩层,尤其以马五6膏盐岩分布范围最广、面积大,为天然气的聚集提供了很好的盖层。盆地西缘奥陶系上组合马五1～马五4地层剥露严重,上古生界煤系烃源岩直接与马五6～马五10亚段地层接触,形成大范围分布稳定的“供烃窗口”,为膏盐岩下天然气成藏提供了有利条件。膏盐岩下的马五6、马五7和马五9碳酸盐岩岩性以白云石为主,溶蚀孔隙和微裂缝为天然气的主要储集空间。

2 储层测井模型的建立

2.1 储层地质特征及测井响应

鄂尔多斯盆地奥陶系马家沟组膏盐岩下白云岩储层,孔隙不发育,物性差。通过对399块岩样进行数据分析,发现其孔隙度主要分布在0.0～6.0%,平均孔隙度为3.7%,其中孔隙度小于2.0%的岩样占29.3%、2.0%～4.0%的岩样占29.6%、4.0%～6.0%的岩样占20.6%、大于6.0%的岩样占20.5%。岩样分析表明该套储层矿物组分复杂,含有方解石、硬石膏、石盐、石英和黄铁矿等,使得岩石骨架顶难以确定,造成孔隙度计算不准确。另外,储层孔隙结构复杂,以晶间孔和复合孔为主,裂缝较发育,导致孔隙度渗透率关系、气水关系复杂。图1为通过二次采样得到的不同岩性与孔隙类型岩心照片图,表1中列出了图1所示的岩样物性和矿物组分数据。由表1和图1可以看出,5号岩样为孔隙型含膏白云岩,含硬石膏,表现为高孔隙度、中高渗透率物性特征;13号岩样为裂缝型白云岩,表现为低孔隙度、高渗透率特征;54号岩样为致密层状白云岩,表现为低孔隙度、低渗透率特征;58号岩样为致密型盐粒充填白云岩,岩心肉眼观察为高孔隙度、高渗透率储层,但实际表现为低孔隙度、低渗透率特征,这一矛盾主要是储层含盐造成的,岩心表面的孔隙由石盐在钻井和取心过程中溶解形成,并非岩石真正的溶蚀孔隙。图2的压汞曲线(其中K为渗透率,10-3μm2;φ为孔隙度,%)表明,5号岩样的孔隙结构明显优于58号。从表2可以看出,5号与58号岩样声波时差数值接近,密度和中子值反映58号孔隙度明显大于5号,电阻率补偿显示58号更高。因此,从测井参数值上反映58号岩样代表的储层物性和含气性要明显优于5号,但试气结果表明,5号岩样所代表的储层获得了工业气流,而58号储层试气结果为干层。因此,利用测井资料识别和评价这类储层是研究的重点。

表1 图1中岩样的孔隙度、渗透率及矿物组分表

图2 图1中3块岩样的压汞曲线图

表2 图1中岩样的测井参数值列表

2.2 孔隙度计算模型

孔隙度是储层评价最关键的参数之一,骨架值的确定对孔隙度计算精度影响较大。岩心观察及X射线衍射资料分析表明,马家沟组膏盐岩下白云岩储层含有方解石、硬石膏和石盐等多种特殊矿物,由于这些矿物骨架值差异大,对测井计算的孔隙度精度影响较大。以密度计算孔隙度为例,石盐的密度骨架值为2.03 g/cm3、白云岩的密度骨架值为2.87 g/cm3,当白云岩中含有石盐时,随着石盐含量增高,必然导致岩石的密度骨架值降低,但是当这些石盐并没有被识别出来时,在计算孔隙度的过程中依然会用纯白云岩的密度骨架值,从而导致计算的孔隙度比储层实际孔隙度大;而硬石膏的密度骨架值明显高于白云岩,因此,当白云岩里面含有少量的硬石膏时,可能会导致计算的孔隙度偏小。由此可见,对于岩性不纯的白云岩,不同的矿物组分对孔隙度的计算有较大影响。同时,石盐在地下高温高压环境下易溶,从而造成孔隙被充填,降低储层孔隙度和渗透率。针对该区储层地质特征,在研究分析77块岩样的X射线衍射数据基础上,把膏盐岩下白云岩储层按照所含其它矿物组分分为方解石-白云石、硬石膏-白云石和石盐-白云石这3种类型,分类进行孔隙度参数计算。

为确保孔隙度建模的准确性,需对孔隙度模型进行岩心刻度。结合储层地质特点,该次实验选取气体法测量孔隙度,为使石盐等易溶矿物不被溶解,选取有机溶剂进行洗样并烘干,然后注入氦气计算得到岩石颗粒体积。最后,用实验数据结合常规测井曲线建立孔隙度计算模型。该文利用拟合法分方解石-白云石、硬石膏-白云石和石盐-白云石这3种组合类型建立了孔隙度计算模型,具体模型见表3。表3中,φAC为用声波时差曲线计算的孔隙度,%;φDEN为用密度曲线计算的孔隙度,%;Δt为声波时差值,μs/m;ρ为密度值,g/cm3。

从以上模型中选出最优的孔隙度模型,可以看出,孔隙度计算模型只有硬石膏-白云岩组合型储层当ρ>2.85时其相关系数较低,为0.792 4,其余模型相关系数都在0.950 0以上,模型的精度高。在实际应用过程中,如果存在井眼扩径造成密度失真,利用密度曲线计算孔隙度会比地层真实孔隙度偏大,此时选用声波孔隙度计算模型。

表3 3种岩性组合的孔隙度计算模型

2.3 渗透率计算模型

碳酸盐岩储层因矿物组分不同、孔隙类型不同导致孔隙度渗透率关系复杂,相同孔隙度的储层其渗透率和产能差别很大。通过对马家沟组中下组合储层13口井77颗岩样的物性分析发现,孔隙度与渗透率的关系复杂。综合岩心的矿物组分和不同孔隙类型分析,认为在不同矿物组合分类条件下,同孔隙类型储层的孔隙度渗透率关系差异大,如图3所示,当储层岩性为白云石-石灰石组合时,按照孔隙型(图3中蓝色点)和裂缝型(图3中红色点)进行储层分类可得到较好的孔隙度和渗透率的关系公式。在实验数据分析过程中发现,在岩性为硬石膏-白云石和石盐-白云石组合2种情况下,孔隙度和渗透率关系图中的点并没有明显的分区,不同孔隙类型的点分区比较明显。因此,将硬石膏-白云石和石盐-白云石组合情况统一按照硬石膏-石盐-白云石组合(见图4),分孔隙型(图4中紫色点)和裂缝型(图4中红色点)得到的孔隙度渗透率关系具有较高的相关系数。由图3、图4可以得出:当储层岩性为方解石-白云石组合时,裂缝型储层孔隙度与渗透率的关系见式(1);孔隙型储层孔隙度与渗透率的关系见式(2)。当储层岩性为硬石膏-白云石和石盐-白云石组合时,裂缝型储层孔隙度与渗透率的关系见式(3);孔隙型储层孔隙度与渗透率的关系见式(4)。

K=0.0029e4.3482φ

(1)

K=0.005e0.964φ

(2)

K=0.006e2.318φ

(3)

K=0.007e0.697φ

(4)

图3 方解石-白云石组合孔隙度与渗透率关系图

图4 硬石膏-白云石或石盐-白云石组合孔隙度与渗透率关系图

2.4 饱和度计算模型

鄂尔多斯盆地膏盐岩下储层,孔隙结构复杂,岩石组合类型多变,该文以阿尔奇公式为理论基础,在岩电实验的基础上,针对不同岩性组合,分别建立了孔隙型和裂缝型储层饱和度计算模型。其中所用的岩电实验采用降饱和度测量方法,利用气驱法测量电阻增大系数。

膏盐岩下碳酸盐岩储层矿物多样,需要研究储层矿物组分对a、b、m、n值(a、b、m、n代表的参数意义与传统的阿尔奇公式一致)的影响程度。按矿物组分将白云岩储层分为方解石-白云石组合型储层、硬石膏-白云石组合型储层、石盐-白云石组合型储层这3种类型进行实验分析,得到孔隙度与地层因素关系和含水饱和度与电阻增大系数的关系,分析资料点分布得出不同岩性的点在图中分布特征是一致的,说明膏盐岩下储层不同矿物组分对a、b、m、n值的影响基本没有区别,因此,在建立饱和度模型时不考虑矿物组分的影响,图5是不同岩性孔隙度与地层因素关系图。

图5 分岩性孔隙度与地层因素关系图

膏盐岩下储层孔隙类型多样、孔隙结构复杂,按照孔隙类型分析储层岩电参数的关系。图6是不同孔隙类型的孔隙度和地层因素关系图,从图6中可见不同孔隙类型的岩样m、a值差异很大。当储层为孔隙型且孔隙度大于等于1.5%时,孔隙度与地层因素的关系见式(5)。当储层为孔隙型且孔隙度小于1.5%时,孔隙度与地层因素的关系见式(6)。当储层为裂缝型时,孔隙度与地层因素的关系见式(7)。由此认为,对于膏盐岩下孔隙型储层,当孔隙度较大时,a=2.699,m=1.306,这与阿尔奇公式的理论值差异较小,而当储层为致密层状结构时,a=66.506,m=0.454;对于裂缝型储层,a=12.562,m=0.672,与阿尔奇公式中的m、a理论值相差很大,具有高a、低m的特征。通过不同孔隙类型的含水饱和度与电阻的增大系数关系分析得出:对于不同孔隙类型的岩样在双对数坐标中的点并没有明显分区,且相关性较差,说明膏盐岩下储层电阻率的影响因素更为复杂,利用阿尔奇理论不能提供准确的饱和度计算结果。鉴于此,这里将所测岩样一并回归,得出电阻率增大系数公式见式(8),即可得出b=1.331,n=1.294。

F=2.699/φ1.306

(5)

F=66.506/φ0.454

(6)

F=12.562/φ0.672

(7)

(8)

式中,F为地层因素,无量纲;I为电阻率增大系数,无量纲;Sw为含水饱和度,小数。

图6 分孔隙类型孔隙度与地层因素关系图

3 应用效果分析

利用新建的测井解释模型,对鄂尔多斯盆地膏盐岩下碳酸盐岩储层9口探井的岩心进行分析对比,计算的孔隙度与岩心分析孔隙度一致性好,绝对误差小于1.5%;计算的渗透率与岩心分析渗透率一致性较好,相对误差在0.5个数量级以内;计算的饱和度与密闭取心分析饱和度也具有较好的一致性,相对误差在10.0%以内。相比原解释模型,新模型计算的参数精度和测井解释符合率明显提高,并在生产中得到广泛应用。

XX1井是鄂尔多斯盆地靖边气田中部的一口预探井,目的层是马家沟组马五6、马五7。该井位于马五7的天然气有利富集区内,该井马五5亚段发育约12 m的盐岩层,马五6亚段发育硬石膏。马五6、马五7储层以白云石为主,孔隙较发育。测井曲线如图7所示,马五6、马五7储层电阻率较高、声波时差值较高、密度值较低。利用原解释模型解释马五6第58、60层和马五7第63、64层为差气层,经酸化后测试,试气无阻流量仅为0.328 7×104m3/d,无水。显然,试气结果与测井解释结论不吻合。

3 522～3 590 m井段的白云岩储层中均含有一定量的石盐,孔隙度选取石盐-白云石矿物组合模型计算,通过岩心和电成像资料得知该段是孔隙型储层,渗透率模型选取石盐-白云石组合的孔隙型模型计算。图7及表6是利用模型计算得到的孔隙度、渗透率、含气饱和度参数,与岩心实验分析数据对比,XX1井利用新模型计算的孔隙度、渗透率与岩心实验分析得到的孔隙度和渗透率的误差明显减小,其中3个层用新模型计算的平均孔隙度为2.0%,岩心分析孔隙度的绝对误差为0.5%,较原模型计算的值误差减小了1.5%;新模型计算平均渗透率为0.95×10-3μm2,与岩心分析渗透率的绝对误差为0.39×10-3μm2,误差较原模型减小了0.70×10-3μm2;计算饱和度与实验分析饱和度一致性好,误差较原模型减小了11.8%,验证了新模型的可靠性。依据新的计算参数,马五6第58层和马五7第63、64层解释为干层,马五6第60层解释为差气层,解释结论与试气结果相吻合。

图7 XX1井储层参数计算结果对比图

表6 XX1井储层参数计算结果对比表

4 结 论

(1)鄂尔多斯盆地奥陶系马五段膏盐岩下白云岩储层含有方解石、石盐、硬石膏等多种特殊矿物,导致岩石骨架各参数值很难确定。岩性复杂、矿物多样和裂缝发育等因素造成储层参数计算难度大。

(2)针对膏盐岩下白云岩储层的地质特征,在精细岩性识别的基础上,分方解石-白云石、硬石膏-白云石和石盐-白云石这3种矿物组合建立了孔隙度计算模型,通过与物性分析资料对比,采用新模型计算的孔隙度与岩心分析结果的绝对误差小于1.5%;在孔隙结构分析基础上,把储层大致分为裂缝型和孔隙型,并分别建立了渗透率计算模型,采用新模型计算的孔隙度与岩心分析结果的绝对误差小于半个数量级;建立了针对不同矿物组分和不同孔隙类型的饱和度计算模型,计算的含水饱和度与岩心分析含水饱和度的误差控制在10.0%以内。

(3)通过模型验证和9口探井的实际应用,结果表明采用新模型计算的孔隙度、渗透率、含水饱和度精度明显提高,解释结论与试气结果相符。