盐池地区延长组长8段致密油储层脆性指数测井评价

李坪东,苏幽雅,邵晓岩,徐 宁,张 雁,杨国斌

(中国石油长庆油田分公司第三采油厂,宁夏银川 750006)

随着全球能源行业的日益发展,能源需求逐渐增加,非常规油气资源逐渐成为新的接替能源。鄂尔多斯盆地三叠系延长组发育陆相致密油储层,该类储层非均质性强,渗透率通常小于0.1×10-3μm2,孔隙度通常小于10%[1-2],在自然条件下无法获得产能或工业产能,只能通过水力压裂实现工业开发[3]。

脆性指数是地层可压裂性评价的重要参数,对储层改造起到关键作用[4-5]。本文以鄂尔多斯盆地盐池地区三叠系延长组长8段为实例,利用岩石矿物成分测试、阵列声波测井、常规测井等资料,建立基于测井资料的致密砂岩储层脆性指数计算模型,该方法可为该区及地质特征相似区域的致密砂岩油藏勘探开发提供参考和借鉴。

1 地质背景

1.1 勘探开发现状

盐池地区位于宁夏回族自治区东部,北起古峰庄、南至冯地坑、西抵大水坑、东达马坊。构造位置处于鄂尔多斯盆地西缘的天环坳陷,构造相对简单,每千米起伏约为10 m。该地区为一多套层系叠合的油气富集区域,其中,中生界三叠系延长组致密砂岩油藏是近年来非常规资源产能建设的重点目标[6]。但目前针对该区延长组致密砂岩油藏研究主要集中在储层沉积演化规律、砂体构型、孔隙结构等方面。关于储层脆性、可压裂性评价等工作的开展相对滞后,一定程度上导致了产能建设“甜点区”优选存在盲目性,在产能建设、开发管理的过程中,存在试采液量低、单井产量低等问题。本文围绕该地区延长组长8段致密砂岩储层,开展脆性指数的测井预测方法研究,旨在加快该地区勘探开发一体化整体推进。

1.2 基础地质特征

鄂尔多斯盆地盐池地区三叠系延长组自下而上可划分为长10至长1共十段,长8段的岩性主要为灰色长石岩屑砂岩、岩屑长石砂岩及黑色泥岩。陆相砂泥岩频繁互层,多期砂体纵向叠置,沉积微相包括分流河道、分流间湾。目的层砂岩粒度细,分选程度中等-差,胶结类型多为孔隙式胶结。长8段属于三角洲平原沉积环境,分流河道沿北西至南东方向呈“条带状”展布,储层平均厚度18.3 m,孔隙类型主要包括原生粒间孔、粒间溶孔,储层平均孔隙度为7.1%、平均渗透率为0.212×10-3μm2。长7段暗色泥岩厚度大、分布范围广,含大量有机质,生烃潜量大,为优质烃源岩。烃类在剩余压力及扩散作用下,以断裂系统为运移通道,油气自上而下运移至下伏长8段致密砂岩储层中聚集[7]。

2 脆性指数定量计算

岩石脆性是指岩石发生破裂前的瞬间变化难易程度[8]。岩石脆性的评价指标为脆性指数,目前存在多种脆性指数计算方法,如基于矿物组分的评价方法、基于岩石力学性质的评价方法等。

关于基于矿物组分的评价方法,主要是利用脆性矿物含量计算脆性指数。但是,针对不同类型的储层,对脆性矿物的界定往往存在差异。对于页岩,将石英、长石、碳酸盐视为脆性矿物[5,9];而对于致密砂岩,多数情况下将石英、碳酸盐视为脆性矿物[8-9]。此外,对于不同地区、不同层位的致密砂岩,由于成岩作用等条件的差异,脆性矿物的界定也并不完全一致[8-9]。相反,基于岩石力学性质的脆性指数评价方法,对于不同类型的岩石,均采用同一套实验标准和工作流程。

利用岩石力学实验获取相关参数计算脆性指数是目前最常用的岩石脆性定量评价方法[9-13],可直接测定致密储层的力学参数,如杨氏模量、泊松比等。杨氏模量是岩体刚性的度量,可表征岩石形变难易程度,与脆性指数呈正相关关系;而泊松比为岩体横向与纵向应变的比值,常被用来表征岩体的脆性或塑性特征,与脆性指数呈负相关关系[12-13]。基于力学参数的脆性评价方法通常最能代表复杂矿物组合致密油储层的的脆性特征[10-13]。

2.1 计算方法

当声波透过岩石介质时,岩石的剪切及压缩变形性质可以通过物理方程进行定量表征,岩石可以传播剪切波(横波),也可以传播压缩波(纵波)[14-16]。对于不同的岩石而言,声波在传播时的速度、频率、幅度、衰减等声学特性存在差异。

声波监测技术常被用来探测岩石动态岩石力学属性,通过阵列声波测井、偶极声波测井、岩石声波特性室内测试,可以获得横波时差;进而,根据纵波时差、横波时差、岩石密度,计算杨氏模量为:

(1)

式中:E为杨氏模量,GPa;ρb为岩石密度,g/cm3;Δts、Δtc分别为横波时差及纵波时差,μs/m。

目的层岩石泊松比的表达方程为:

(2)

式中:μ为泊松比,小数。

在以往针对致密砂岩、页岩储层的研究中,利用归一化之后的杨氏模量和泊松比来计算致密储层的脆性指数:

(3)

式中:Enorm为归一化的杨氏模量,%;Emax、Emin为杨氏模量最大值、最小值,GPa。

(4)

式中:μnorm为归一化的泊松比,%;μmax、μmin为泊松比最大值、最小值,小数。

(5)

式中:BI为岩石脆性指数,%。

2.2 计算结果

盐池地区内Y162井长8段岩石声波特性测试数据如表1所示。Y162井位于盐池地区中部,该井长8砂岩层段进行了钻井取心,针对长8段的17块岩心样品,进行了岩石声波特性室内实验测试(表1)。根据测试结果,横波时差分布范围为339.21～395.71 μs/m,平均值为354.65 μs/m;纵波时差分布范围为181.25～214.56 μs/m,平均值为202.15 μs/m;岩石密度主要分布在2.55～2.66 g/cm3,平均值为2.60 g/cm3。最终,计算得出目的层的杨氏模量分布范围为43.9～56.2 GPa,平均值为52.1 GPa;泊松比的分布范围为0.205～0.314,平均值为0.257;脆性指数分布范围为36.5%～57.2%,且平均值为 50.1%。

表1 Y162井长8段岩石声波特性测试数据

F70井与Y162井相距约1.5 km,对该井进行了阵列声波测井现场施工,针对该井的长8段,分别利用声波时差及岩石密度测井资料及公式(1)、(2)对目的层段的杨氏模量和泊松比进行了精细测井解释,解释结果如图1所示。该井长8段杨氏模量最大值为52.9 GPa,最小值为24.0 GPa,平均值为 38.8 GPa;对于岩石泊松比,最大值为0.340,最小值为0.187,平均值为0.269。最终,将目的层段的杨氏模量和泊松比的测井计算结果进行了归一化处理,并利用公式(5)计算了脆性指数并建立了相应的测井曲线(图1)。计算结果显示,该井长8段脆性指数最大值为64.1%,最小值为30.0%,平均值为46.5%。

图1 F70井长8段脆性指数测井解释成果

3 脆性指数测井评价

岩石的脆性指数可以通过上述方法进行计算,但问题在于这些方法需要在钻井取心、岩样采集或开展过阵列声波测井、偶极声波测井的基础上应用。因此,利用上述方法,只能针对计算岩心样品或进行过阵列声波、偶极声波测井的井位进行计算,无法应用于岩石脆性纵向连续评价和平面精细刻画等地质研究。

因此,充分利用常规测井资料,建立储层脆性指数测井评价模型,对于致密砂岩油气资源的精准勘探和高效开发显得尤为重要,而通过上述试验方法计算的脆性指数,则可以作为约束条件,用来标定常规测井预测的脆性指数,从而使得测井预测精度更为可靠。

3.1 构建岩性指数预测脆性指数

陆相致密油储层实质上由多种复杂的微观骨架矿物及基质矿物组成,其中,对储层脆性影响最直接的组分为脆性矿物,当储层中脆性矿物组分含量大于某个临界值,则可以达到较好的压裂改造效果,有利于提高初期单井产能。借鉴以往关于鄂尔多斯盆地三叠系致密砂岩储层脆性评价的研究,将石英和碳酸盐类视为脆性矿物。

自然伽马测井属于放射性测井的一种方法,自然伽马曲线常被用来对储层岩性进行判别。黏土岩类含有较高的放射性元素,且黏土矿物对阳离子的吸附能力较强,可吸附周边放射性物质。因此,当储层中表现为高泥质含量时,自然伽马值通常偏高;相反,当储层中含有大量石英、碳酸盐类等非放射性物质时,自然伽马表现为低值特征。

当低能量伽马射线与地层中的元素发生光电效应时,伽马射线会被原子吸收并释放出光电子,因此,光电吸收截面可以表征地层中元素对伽马射线吸收能力的强弱。地层中不同的岩石矿物成分对应了不同的化学元素,这些元素组成的差异表现为光电吸收截面指数的差异。

本文利用常规测井资料来定义岩性指数,即自然伽马与光电吸收截面的乘积。岩性指数表示单位光电吸收截面指数条件下地层自然伽马测井定量响应特征。

LI=GR·PE

(6)

式中:LI为岩性指数,API·b/e;GR为自然伽马测井值,API;PE为光电吸收截面指数测井值,b/e。

该式为数据驱动模型,物理量的单位不参与运算。

针对F70井,绘制岩性指数与脆性指数之间对应关系散点图(图2),两者之间存在明显的负相关关系,随着岩性指数的增加,脆性指数也呈现出降低的趋势。建立两者之间回归公式,得出了利用岩性指数计算岩石脆性指数的数学表达式:

图2 LI与BI对应关系

BIa1=2 374.5LI-0.537 6

(7)

式中:BIa1为利用岩性指数计算的脆性指数,%。

3.2 构建物性指数预测脆性指数

一般情况下,纵波时差、密度均可通过常规测井资料获得;受作业成本等因素的限制,仅少数井实施阵列声波或偶极声波测井,因此,横波时差测井资料较为有限。

根据以往的研究结果,认为脆性指数与储层物性存在负相关关系。脆性较高的岩石受到外界载荷作用,在应变很小的情况下发生破裂;而脆性较低的岩石则会产生较大的应变。孔隙度是岩石受力后产生应变的一个重要控制因素,孔隙度大,岩石受力时产生的应变则更为明显;孔隙度小,应变则不明显。因此,孔隙度与岩石脆性指数负相关。

在常规测井资料解释过程中,孔隙度由纵波时差、密度、补偿中子等资料计算得出。孔隙度与上述测井数据之间存在明显的对应关系,即孔隙度与纵波时差、补偿中子正相关,与密度负相关。因此,纵波时差、补偿中子与岩石脆性指数负相关,密度与岩石脆性指数正相关。

利用常规测井资料,将纵波时差、补偿中子的乘积与密度的比值定义为物性指数,表示单位密度下地层纵波时差与补偿中子乘积的定量测井响应特征。

PI=AC·CNL/DEN

(8)

式中:PI为物性指数,无量纲;AC为纵波时差测井值,μs/m;CNL为补偿中子测井值,%;DEN为密度测井值,g/cm3。

针对F70井,绘制物性指数与脆性指数之间对应关系散点图(图3),两者之间存在明显的负相关关系,随着物性指数的增加,脆性指数呈现出减小的趋势。建立两者之间回归公式,得出了利用物性指数计算岩石脆性指数的数学表达式:

图3 PI与BI对应关系

BIa2=1 158.7PI-0.573 2

(9)

该式为数据驱动模型,物理量的单位不参与运算。

式中:BIa2为利用物性指数计算的脆性指数,%。

3.3 脆性指数多元回归预测模型

公式(7)、(9)分别通过岩石的岩性和物性进行脆性指数预测。根据相关性分析,岩性指数与脆性指数的拟合优度为0.733,物性指数与脆性指数的拟合优度为0.719。为了进一步提高脆性指数常规测井计算模型的精度,利用BI对LI、PI进行多元回归,并得到相应的函数关系,拟合优度为0.789。通过多元回归,实现了常规测井信息的全面提取,建立了脆性指数综合测井预测模型,记为BIa。

BIa=-0.057 87LI-0.007 81PI+76.288 73

(10)

4 应用实例

利用公式(10),针对Y162井长8段2 610.8～2 624.6 m计算岩石脆性指数,并绘制脆性指数测井解释成果图(图4)。连续的曲线为利用常规测井资料计算的脆性指数BIa,离散杆状图为通过岩石声波特性室内测试得到的脆性指数BI,两者在趋势上存在明显的一致性。通过绘制两者对应关系散点图(图5),可以看出,散点数据存在明显的相关性,相关系数为0.936。根据该实例,测井预测脆性指数与岩心测试结果匹配程度较高。

图4 Y162井长8段测井解释综合成果

图5 BIa与BI对应关系

对于石油、天然气勘探开发而言,当脆性指数大于60%时,储层压裂改造过程中容易形成规模较大的缝网系统,从而为石油、天然气在储层内的渗流提供有利通道[5];相反,当脆性指数小于40%时,地层难以在压裂过程中形成复杂缝网,不利于油气田的高效勘探开发。针对Y162井,选取脆性指数较高的2 613～2 617 m进行射孔,采用体积压裂的储层改造方式,加陶粒40 m3、砂比12.6%、排量5 m3/min,试油日产纯油12.60 t、试采初期日产油1.81 t。该井脆性指数、单井产能适中,生产效果与脆性指数评价结果相符合。

5 结论

1)在声波振动作用下,机械振动使得岩石产生剪切变形和压缩变形,进而形成了在岩石中传播的剪切波和压缩波即横波和纵波。利用阵列声波测井、偶极声波测井、岩石声波特性室内测试,可获取横波时差、纵波时差等参数,用以求取模量、泊松比等岩石弹性力学参数,并进而计算岩石的性指数。

2)Y162井长8段的杨氏模量平均值为52.14 GPa;泊松比平均值为0.257;脆性指数平均值为50.13%, F70井长8段杨氏模量杨氏模量平均值为38.77 GPa,泊松比平均值为0.269,脆性指数平均值为46.46%。

3)针对F70井,构建了岩性系数,通过拟合回归,建立了基于岩性指数的脆性指数测井预测模型,拟合优度为0.733;根据孔隙度与脆性指数的负相关性,利用纵波时差、密度、补偿中子,构建了物性指数,并拟合出基于物性指数的脆性指数测井预测模型,拟合优度为0.719;利用脆性指数对新构建的岩性、物性指数进行了多元回归,并得到相应的函数关系,拟合优度为0.789。

4)计算了Y162井长8段脆性指数,并利用该井岩石声波特性室内实验测试数据对计算结果进行了验证,预测值与测试值变化趋势一致,存在明显的对应关系,相关系数为0.936。