风西混积碳酸盐岩储层测井流体识别及定量评价

史亚红,陈文安,李 纲,刘国良,王青川,郭正权

(中国石油青海油田分公司勘探开发研究院,甘肃敦煌 736202)

风西地区构造位于青海省柴达木盆地西部坳陷区[1-3],是大风山背斜构造带上的三级潜伏构造,位于大风山构造的西段。该地区N1-N21油藏为一构造背景上的岩性油藏,以湖相碳酸盐岩沉积为主,受季节性或阵发性洪水流的注入将细粒的泥质和粉砂质带入该区,形成了以湖相碳酸盐岩夹薄层陆源碎屑岩沉积为特征的混积型沉积。储层岩性主要为灰云岩,其次为藻灰岩,储集空间主要为晶间孔、溶蚀孔加少量微裂缝[4-5]。由于油水分异不明显,试油及试采证实该区构造高、中、低部位油井生产多为油水同出,少数为纯油层,具有平面叠合连片、纵向相对集中、低孔低渗低饱和度的特点。受岩性混积、储层致密及薄互层发育等因素影响,电阻率影响因素复杂,使用传统电法手段进行流体识别难度大,储层参数计算精度低,测井解释符合率无法满足油田开发要求[6-10]。因此,有必要开展工区混积碳酸岩盐流体识别和储层参数评价研究,本文基于取心资料、常规测井、岩性扫描和核磁共振测井等资料,提出了消除岩性影响和孔隙结构影响的流体识别方法,建立了混积碳酸盐岩孔隙度、渗透率、饱和度计算模型,有效提高了测井解释符合率,为复杂碳酸盐岩流体识别和储层参数计算提供了新的方法和手段[11-13]。

1 储层特征

1.1 岩性特征

研究区多口取心井岩心X衍射全岩分析表明,岩石矿物主要为长英质矿物、碳酸盐岩矿物及黏土矿物,矿物成分复杂,混积特征明显。混积岩中碳酸盐岩矿物含量占明显优势,碳酸盐岩中白云石含量占60.4%,高于方解石含量,含少量黄铁矿、硬石膏;黏土矿物以伊/蒙混层、伊利石、绿泥石为主,其中伊/蒙混层占49.2%,含量最高。

研究区N1-N21油藏以混积岩为主,地层岩性混杂,发育灰云岩、藻灰岩、粉砂岩或其中几种的交互层。岩石类型主要为灰云岩和藻灰岩,其中灰云岩占71%,发育块状与纹层状两种结构,多混杂陆源碎屑,薄片上常见分散状黄铁矿;藻灰岩占29%,发育团块状、纹层状、叠层状结构,陆源碎屑含量相对较少,方解石和白云石两者含量无明显优势。由于填隙物常充填于碎屑岩,导致其物性差,难以形成有效储层。

1.2 物性特征

风西地区N1-N21储层多口取心井共计1 582个样品的实测分析结果表明,岩心孔隙度的分布范围为0.1%～15.0%,平均3.8%,中值2.8%(其中孔隙度大于5.0%的有效储层平均值为7.6%,中值6.6%);渗透率多数小于0.01×10-3μm2,属中孔-低渗型储层。藻灰岩孔渗明显优于灰云岩,灰云岩平均孔隙度7.1%,平均渗透率0.1×10-3μm2,藻灰岩平均孔隙度8.2%,平均渗透率1.4×10-3μm2,藻灰岩中孔隙度大于10.0%的样品数远远大于灰云岩,渗透率大于0.1×10-3μm2的样品数也比灰云岩多。

2 流体识别方法

研究区储层矿物成分多样、孔隙结构复杂,电阻率值受孔隙结构、矿物组分、地层水矿化度、构造应力等影响,流体性质对电阻率的影响微弱,电阻率曲线含油性指示变弱。对研究区多口取心井岩样进行核磁实验和X衍射分析,得到对应岩样的核磁孔隙度和矿物含量,将核磁总孔隙度、有效孔隙度与总孔隙度的比值(代表孔隙结构)、碳酸盐岩含量和泥质含量与电阻率(Rt)拟合,得到电阻率与核磁孔隙度、孔隙结构、矿物组分关系图(图1),可以看出,电阻率值与孔隙度、孔隙结构呈负相关关系,随着储层物性变好、孔隙结构变好,电阻率值呈下降的趋势;随着碳酸盐岩含量的增加,电阻率值呈增大的趋势;储层黏土矿物主要为伊/蒙混层,占49.2%,黏土具有附加导电性,随着黏土含量的增大,电阻率值呈下降趋势。同时,不同的构造位置,标准层电阻率值相差较大,构造东西两翼及构造顶部电阻率值相对较高。

图1 核磁总孔隙度、孔隙结构、矿物组分、泥质含量与电阻率的关系

由于研究区电阻率影响因素复杂,单一的常规测井解释图版难以进行储层流体性质判别,本文结合常规与特殊测井、电法与非电法测井,深度分析测井敏感参数,建立消除岩性影响和消除孔隙结构影响的流体识别方法。

2.1 消除岩性影响的流体识别方法

考虑岩性变化对电阻率的影响以及电阻率基值的不同,构建含油性指数Io,如公式(1)所示,消除电阻率平面差异以及矿物组分差异对电阻率的影响;以X衍射分析及常规测井资料为依据,建立储层黏土含量Vsh、碳酸盐组分Vca计算模型,如公式(2)、(3)所示。

(1)

Vsh=-26.380 7+40.802 6GRP+20.098 4CNLP-
1.5194GRPCNLP(R=0.917 2,N=582)

(2)

Vca=142.337 1-59.202 6GRP-
35.839 2ACP-5.060 6GRP×ACP
(R=0.880 3,N=825)

(3)

式中:Io为含油性指数,无量纲;Rt为储层深侧向电阻率,Ω·m;Rt0为本井标准层深侧向电阻率基值,Ω·m;Vsh为黏土含量,%;Vca为碳酸盐岩含量,%;GRP、CNLP、ACP分别为自然伽马、中子孔隙度和声波时差归一化曲线。

研究表明,风西混积岩储层孔隙度与碳酸盐岩含量呈正比,与泥质含量和砂质含量成反比,为了消除岩性对孔隙度的影响,设在混积碳酸盐岩中有效孔隙为碳酸盐岩所占的空间,且考虑泥质和砂质中混杂的碳酸盐岩的含量,将有效孔隙度Φe表示为式(4)所示的模型[14],令孔隙性指数Ip=Φe。

Ip=Φe=Φca0+Φsand0Vca+Φsh0Vca

=ΦtVca(1+Vsand+Vsh)

(4)

Vsand=1-(Vca+Vsh)

(5)

式中:Φe为有效孔隙度,%;Φca0、Φsand0和Φsh0分别为混积碳酸盐岩中碳酸盐岩组分、砂岩组分、黏土组分占据孔隙,计算表达式分别为Φca0=ΦtVca、Φsand0=ΦtVsand、Φsh0=ΦtVsh;Φt为总孔隙度,%;Vsh、Vca和Vsand分别为泥质、碳酸盐岩和砂质含量,小数。

考虑N21与N1地层水矿化度相差较大,利用风西地区试油数据,以孔隙度指数Ip为横坐标,含油性指数Io为纵坐标,分层系建立流体识别图版(图2,图中点的大小代表产液量的高低),将其应用于风西地区多口井的油水层识别中,取得了较好的效果。

图2 N1地层含油性指数与孔隙度指数交会关系

2.2 消除孔隙结构影响的流体识别方法

利用核磁因子得到的复合T2谱以及对应的T2截止值为3.61 ms和53.88 ms,将孔隙度分为微孔、中小孔和大孔三部分,并分别与电阻率建立关系,分析可得微孔和大孔部分的孔隙度与电阻率值相关性较差,而与中小孔部分的孔隙度具有较好的负相关关系,因此电阻率主要受中小孔隙的影响。为消除孔隙结构对电阻率的影响,利用核磁中小孔隙与电阻率的关系,分层系拟合视电阻率曲线Rta,如式(6)和式(7)所示。并定义深电阻率与视电阻率比值为含油性指数Io′,见公式(8);利用含油性指数Io′与核磁大孔隙度(图3a)、含油性指数Io′与核磁大孔孔隙度与中小孔孔隙度比值交会图建立流体识别图版(图3b),将其应用于风西地区多口井油水层识别中,也取得了较好的效果。

图3 核磁大孔孔隙度、核磁大孔孔隙度与中小孔孔隙度比值与含油性指数的交会关系

N21地层:Lg(Rta)= -8.48Φme+1.19

(R=0.65)

(6)

N1地层:Lg(Rta)= -11.57Φme+1.57

(R=0.60)

(7)

(8)

式中:Rta为视电阻率,Ω·m;Φme为核磁中小孔孔隙度,%;Io′为含油性指数;R为模型相关性系数。

3 混积碳酸盐岩储层参数定量评价

3.1 孔隙度计算模型

选取有代表性的混积岩样品进行实验分析,得到岩心分析孔隙度,将其与校正后的岩性密度进行拟合,建立岩心刻度孔隙度计算模型:

Φt1=-69.272DEN+189.78
(R=0.900 8)

(9)

式中:Φt1为岩心刻度孔隙度,%;DEN为岩石密度,g/cm3。

混积岩样品X衍射分析表明,样品平均碳酸盐岩含量、黏土含量和砂质含量分别为42.3%,26.6%,25.2%。但是,实际混积碳酸盐岩中有些碳酸盐岩含量大于50% ,尤其是藻灰岩的碳酸盐岩含量可能大于65%,导致采用公式(9)计算得到的孔隙度偏低。为了提高混积碳酸盐岩孔隙度计算精度,在岩心刻度孔隙度模型和纯碳酸盐岩理论趋势线进行插值(图4),建立考虑碳酸盐岩含量变化的混积岩孔隙度校正模型[14],如公式(10)所示:

图4 风西N21-N1混积岩储层孔隙度校正图版

Φt=A0DEN+B0

(10)

式中:A0、B0是与碳酸盐岩含量相关的系数,其中A0=-78.523+0.220 3Vca;B0=209.79-0.476 4Vca。

3.2 渗透率计算模型

风西地区储层孔隙类型多,孔隙结构复杂,资料分析表明,储层渗透率与总孔隙度的相关性较低。依据风西地区H5井32块样品核磁实验数据,建立岩心渗透率与核磁可动孔隙度交会图版(图5),可以看出,除去3块样品发育微裂缝导致样品渗透率较高外,岩心渗透率与核磁可动孔隙度具有较好的相关性,核磁可动孔隙度越大,渗透率越高。因此,以岩心标定为手段,利用风西地区H7井和H5井的资料,去掉渗透率小于0.02×10-3μm2的样品点,应用核磁共振测井(CMR)测得的核磁可动孔隙度建立渗透率解释模型,计算模型为:

图5 核磁可动流体孔隙度与渗透率关系

K=0.118 9Φf2.827 1(R=0.901 6)

(11)

式中:Φf为核磁可动流体孔隙度,%;K为渗透率,10-3μm2。

3.3 饱和度计算模型

风西地区储层孔隙特征复杂,但总体上更接近粒间孔隙度类型储层的测井响应特征,可基于阿尔奇模型计算储层原始含油饱和度[15]。

结合薄片、常规物性、岩电及核磁平行样测试结果发现,灰云岩孔隙结构较单一,相对于灰云岩而言,藻灰岩孔隙度分布范围更大,孔隙结构更复杂,地层因素与孔隙度关系复杂,导致藻灰岩和灰云岩岩电参数存在较大区别,需分岩性确定岩电参数。受孔隙结构等因素影响,藻灰岩地层因素变化不稳定,采用固定的阿尔奇解释参数计算饱和度容易造成结果不准。

利用16块灰云岩岩电实验分析资料,根据阿尔奇公式,在双对数坐标中分别回归地层因素与孔隙度、电阻增大率与含水饱和度的关系,结果如式(12)、(13)所示,得到灰云岩的胶结指数m=1.884,岩性系数a=1.126 5,饱和度指数n=1.801,岩性系数b=1.001。

F=1.126 5Φ-1.884(R=0.989 9)

(12)

I=1.001Sw-1.801(R=0.989 3)

(13)

式中:F为地层因素,无量纲;I为电阻率增大系数,无量纲。

利用17块藻灰岩岩电实验分析资料,使用藻灰岩核磁可动孔隙度与胶结指数拟合(图6),可以看出,可动孔隙度与胶结指数具有较好的相关性,随着可动孔隙度的增加,胶结指数呈先增后减的规律,因此,利用可动孔隙度构建藻灰岩变m方程,如式14所示。在双对数坐标中回归电阻增大率与含水饱和度关系,结果见公式(15),得到藻灰岩饱和度指数n=1.728,系数b=0.996。

m=-0.009Φf2+ 0.111Φf+1.778 7
(R=0.761 4)

(14)

I=0.996Sw-1.728 (R=0.996 2)

(15)

式中:Φf为核磁可动孔隙度,%。

因此,对风西地区分岩性进行含水饱和度计算时,灰云岩储层采用固定的阿尔奇解释参数、藻灰岩储层采用变m值进行饱和度计算(表1)。

表1 风西地区N21-N1岩电参数统计

4 现场应用

使用本文建立的储层流体识别方法对风西地区H8井N1层段进行处理,可以得到H8井测井解释成果图(图7),倒数两道为根据式(4)、式(1)和式(8)计算的孔隙性指数和含油性指数;将测井解释结果应用于本文建立的两种流体识别图版中,可得到风西H8井N1Ⅳ41小层流体识别图版,如图8所示。

图7 风西地区H8井测井解释成果

从图8可以看出,风西地区H8井N1Ⅳ41小层①、②、③层位自然伽马低值,自然电位负异常,声波时差分别为204.3、188.5、185.9 μs/m,中子孔隙度分别为12.5%,12.4%,12.8%,深侧向电阻率分别为43.0、21.9、6.6 Ω·m,计算总孔隙度分别为6.6%,7.6%,8.6%,计算有效孔隙度分别为4.3%,6.3%,8.1%,计算渗透率分别为1.2×10-3、0.7×10-3、0.3×10-3μm2,计算含油饱和度分别为83.6%、66.3%、46.5%。根据常规流体识别方法很难识别流体类型,根据建立的消除岩性影响和消除孔隙结构影响的流体识别图版可知(图8),①②③层位均位于3个流体识别图版的油水同层区,综合解释为油水同层,经压裂后抽汲,最高日产油6.1 m3,日产水21.7 m3,与建立的流体识别方法解释结论相符合,使用该方法对风西多口井进行储层流体识别,均与试油结论一致,证明该方法的可行性,可在其他混积碳酸盐岩储层推广应用。

5 结论

1)基于X衍射分析、岩性扫描和核磁测井资料,建立混积碳酸盐岩矿物组分计算模型,考虑岩性变化和孔隙结构对电阻率的影响,形成消除岩性影响和消除孔隙结构影响的混积碳酸盐岩流体识别方法。

2)岩心标定、特殊测井与理论模型结合,建立风西地区混积碳酸盐岩储层参数定量评价方法。①考虑岩性对孔隙度的影响,建立混积岩碳酸岩盐孔隙度校正模型;②使用核磁可动孔隙度与岩心渗透率拟合,建立渗透率解释模型;③结合岩电及核磁平行样测试,考虑胶结指数m与岩性、孔隙结构的关系,形成了分岩性、变岩电参数的改进阿尔奇饱和度计算模型。

3)将本文研究成果应用于风西多口井储层流体识别和储层参数评价中, 发现该方法可以有效地解决该区混积碳酸盐岩流体识别困难和储层参数算不准的难题,提高了测井解释符合率,可以在柴西北湖相混积碳酸盐岩油藏中推广应用。