吉木萨尔凹陷芦草沟组页岩油储层岩性识别方法

薛桂玉,菅红军,赵永忠,杨叶,王利国

(中国石油集团测井有限公司吉林分公司,吉林松原138000)

0 引 言

近年来,页岩油的勘探越来越受到关注,页岩油在未来一定时期将成为重要的资源接替领域。目前,在测井评价方面,前人对页岩油储层岩性识别、矿物组分、储层有效性评价等方面进行了探索[1-10]。从探索结果来看,岩性识别是地层评价、油藏描述等方面的一项重要内容,是整个测井评价的前提和基础。吉木萨尔凹陷芦草沟组页岩油储层整体为咸化湖沉积环境,砂体单层厚度很薄,但是储层与烃源岩具有较好的匹配关系,含油性好,具有很大的开发潜力。由于储层岩性多为过渡性岩类、纵向变化快,再加上测井资料分辨率等原因,岩性的准确识别成为储层评价的重点和难点。以往的岩性识别方法[11-16]在该区的适用性较差,难以满足岩性准确评价的需求。本文基于组成岩石的矿物成分含量和碎屑颗粒粒级对岩性的影响,利用岩心铸体薄片鉴定数据、全岩矿物分析数据和岩心标定测井,总结不同岩性的测井曲线响应特征,构造岩性敏感参数,利用曲线重构技术和逐步剥离方法进行岩性识别,取得了较好的效果,为后续储层综合评价奠定了基础。

1 储层岩性特征

吉木萨尔凹陷芦草沟组页岩油储层由于成岩演化过程中受咸化湖水及烃源岩演化的影响,成岩作用十分复杂。其岩性多变,主要包括粉细砂岩、泥岩、碳酸盐岩等,是一套受机械作用、化学作用及生物作用沉积于咸化湖泊中的混积岩。组成岩石的矿物成分多样,除陆源矿物、碎屑及少量火山灰外,还发育多种自生矿物,如碳酸盐类、硫酸盐类、硅酸盐类、黄铁矿、绿蒙混层矿物等。储层碎屑颗粒粒级以小于0.5 mm为主,粒度普遍较细。储层多为过渡性岩类,粉细砂、泥质及碳酸盐富集层呈厘米级互层状分布。

2 岩性识别标准

本文岩性识别标准的建立是基于组成岩石的矿物成分含量和碎屑颗粒粒级对岩性的影响。以矿物成分为第1要素,以碳酸盐含量50%为界,将岩性划分为碳酸盐岩(白云岩、灰岩)和碎屑岩2大类;以碎屑颗粒粒级为第2要素,以粒径大于62.5 μm、矿物含量50%为界,将岩性划分为细(粉)岩和泥岩2大类;进一步以陆源碎屑(黏土矿物+石英+长石)、白云石、方解石含量各25%为界,将岩性细分为泥岩、白云质泥岩、灰质泥岩、混合细粒岩(泥晶云岩、砂质云岩、泥质砂岩、云质砂岩)、泥质白云岩、白云岩、泥质灰岩、灰岩等8类岩性。利用研究区内JX1-1井43个岩心薄片和全岩矿物分析资料在岩性分类图中的落点(见图1),通过岩心标定测井,共识别泥晶云岩、白云岩、泥岩、白云质泥岩、泥晶砂岩、砂质云岩、云质砂岩等7种岩性。后文分别描述各自常规测井和成像测井响应特征。

图1 JX1-1井薄片化验分析岩性分类图

(1)泥晶云岩。图2为泥晶云岩的常规、成像测井曲线特征图,从图2中可以看出:泥晶云岩的常规测井曲线特征为自然伽马低值、深侧向电阻率高值、声波时差高值、补偿密度低值、中子孔隙度高值;成像测井曲线特征以亮色块状沉积为主。

(2)白云岩。图3为白云岩的常规、成像测井曲线特征图,由图3可以看出:白云岩的常规测井曲线特征为自然伽马低值、深侧向电阻率中高值、声波时差低值、补偿密度高值、中子孔隙度低值;成像测井曲线特征为亮色、局部夹泥质条带,块状沉积为主。

(3)泥岩。常规测井曲线特征:自然伽马高值,深侧向电阻率低值,声波时差中高值,补偿密度中高值,中子孔隙度中高值;成像测井曲线特征:暗色、块状沉积为主,粒度较细,可见粉砂质碎屑颗粒。

(4)白云质泥岩。常规测井曲线特征:自然伽马高值,深侧向电阻率高值,声波时差中高值,补偿密度中低值,中子孔隙度中高值;成像测井曲线特征:亮色,块状沉积为主。

图2 泥晶云岩常规、成像测井曲线特征图

图3 白云岩常规、成像测井曲线特征图

(5)泥质砂岩。常规测井曲线特征:自然伽马中低值,深侧向电阻率中低值,声波时差中低值,补偿密度中值,中子孔隙度中低值;成像测井曲线特征:块状沉积,局部可见溶蚀孔隙,局部发育裂缝,可见泥质条带。

(6)砂质云岩。常规测井曲线特征:自然伽马中低值,深侧向电阻率中高值,声波时差中高值,补偿密度低值,中子孔隙度中高值;成像测井曲线特征:亮色,块状沉积,可见粉砂质碎屑颗粒,局部发育裂缝,可见泥质条带。

(7)云质砂岩。常规测井曲线特征:自然伽马中低值,深侧向电阻率中高值,声波时差中值,补偿密度中低值,中子孔隙度中值;成像测井曲线特征:为亮色,层状沉积,可见云质条带。

3 岩性识别方法

由于研究区岩性复杂,采用了多种曲线交会方法进行岩性识别,构造岩性敏感参数。在岩性敏感参数分析的基础上,利用曲线重构技术构造信息量更大、精度更高的新参数,即采用补偿密度和中子孔隙度比值、深侧向电阻率和声波时差比值进行过渡岩性识别。在研究过程中采用了3种交会图及逐步剥离方法进行岩性识别,采用自主编制的解释软件实现了岩性剖面连续识别。

图4为逐步剥离方法岩性识别示意图。首先利用自然伽马与深侧向电阻率交会图版识别泥岩、云质泥岩、混合细粒岩;再利用声波时差和补偿密度交会图版识别白云岩、泥晶云岩;最后利用补偿密度和中子孔隙度比值、深侧向电阻率和声波时差比值交会图版识别泥质砂岩、云质砂岩和砂质云岩。利用岩心标定测井和岩性识别图版总结了7种岩性的测井曲线响应特征(见表1)。

图4 逐步剥离方法岩性识别示意图

表1 7种岩性测井曲线响应特征表

4 应用效果

4.1 岩性识别符合率

利用该岩性识别方法对JX1-2井进行连续岩性识别,并与岩心铸体薄片鉴定资料对比分析,由表2可以看出:岩性识别结果与岩心铸体薄片鉴定结果差异小,岩性识别符合率达到81.4%,该岩性识别方法的可靠性和准确性较高。

4.2 有效储层岩性特征

利用该岩性识别方法对研究区新井进行全井连续岩性识别,总结了有效储层的主要岩性特征。Ⅰ类油层的主要岩性为砂质云岩,为中低电阻特征;Ⅱ、Ⅲ类油层的主要岩性为砂质云岩、泥质砂岩、云质砂岩,随着碳酸盐岩含量增加,物性变差(见图5)。JX11井试油结果为日产油4.3 t、日产水0.8 t,试油结论与解释结果相符合。

4.3 岩性纵横向展布规律

对研究区重点井进行岩性识别,通过绘制主要砂组东西和南北方向的岩性连井剖面图,明确了岩性的纵横向展布规律。吉木萨尔凹陷芦草沟组页岩油储层L12-1砂组自南向北云质含量增多、岩性粒度变粗,主要发育的岩性为云质砂岩和泥质砂岩;L12-2砂组自南向北碳酸盐与碎屑岩交互沉积,主要发育的岩性为砂质云岩和泥质砂岩;L12-3砂组自南向北碳酸盐含量明显增多,主要发育的岩性为砂质云岩。

表2 JX1-2井岩性识别与岩心铸体薄片鉴定结果对比表

图5 JX11井解释、试油综合图

图6为L12-1、L12-2、L12-3砂组岩性东西方向连井剖面图,从图6中可以看出:L12-1砂组自东向西云质含量增多、岩性粒度变粗,主要发育的岩性为云质砂岩;L12-2砂组自东向西云质含量增多、岩性粒度变粗,主要发育岩性为砂质云岩;L12-3砂组自东向西碳酸盐与碎屑岩交互沉积,主要发育的岩性为砂质云岩和云质砂岩。

图6 L12-1、L12-2、L12-3砂组岩性东西方向连井剖面图

5 结 论

吉木萨尔凹陷芦草沟组页岩油储层岩性识别方法是基于组成岩石的矿物成分含量和碎屑颗粒粒级对岩性的影响。利用曲线重构技术和逐步剥离方法进行岩性识别,采用自主研制的解释软件实现了岩性剖面连续识别。应用该方法与岩心薄片化验资料进行对比分析,岩性识别符合率达到了81.4%,明确了有效储层的主要岩性特征和各砂组岩性的纵横向展布规律。结果表明该方法准确可靠、为研究区页岩油储层测井综合评价奠定了坚实的技术基础。