阿姆河右岸區(qū)塊石灰?guī)r儲層識別及流體性質(zhì)判斷

齊寶權(quán) 冉志兵 王學(xué)琴 蘇孝勇

川慶鉆探工程公司測井公司

阿姆河右岸區(qū)塊石灰?guī)r儲層識別及流體性質(zhì)判斷

齊寶權(quán) 冉志兵 王學(xué)琴 蘇孝勇

川慶鉆探工程公司測井公司

齊寶權(quán)等.阿姆河右岸區(qū)塊石灰?guī)r儲層識別及流體性質(zhì)判斷.天然氣工業(yè),2010,30(5):21-25.

土庫曼斯坦阿姆河右岸地區(qū)勘探新區(qū)塊的儲層識別和流體性質(zhì)判斷,特別是對其氣水界面的準(zhǔn)確定論,一直是測井解釋評價工作的一大難題。為此,根據(jù)前期區(qū)塊的研究成果和5口井的試油測試資料,對儲層評價進(jìn)行了初步的歸納總結(jié)。在儲層識別方面,對比分析了儲層及非儲層測井響應(yīng)的差異特征,在儲層流體性質(zhì)識別方面,利用現(xiàn)有的測井測試資料,開展了流體性質(zhì)判別方法的適應(yīng)性探索。結(jié)果表明:區(qū)內(nèi)石灰?guī)r儲層具有相對高的孔隙度、滲透率,溶孔或微細(xì)裂縫較發(fā)育;B區(qū)可選擇ⅩⅤa2相對致密石灰?guī)r層、A區(qū)選擇ⅩⅤhp相對致密石灰?guī)r層作為標(biāo)準(zhǔn)層;三孔隙度重疊法、縱橫波速度比值法對判別氣水界面具有較好的適應(yīng)性。

阿姆河右岸區(qū)塊 土庫曼斯坦 石灰?guī)r 儲集層 流體 測井 三孔隙度重疊法 縱、橫波速度比 識別

1 區(qū)內(nèi)地質(zhì)概況

土庫曼斯坦阿姆河右岸區(qū)塊的區(qū)域構(gòu)造屬阿姆河盆地查爾朱斷階桑迪克雷古隆起和別什肯特坳陷中構(gòu)造帶,有8個氣田、7個含氣構(gòu)造(圈閉)。局部構(gòu)造特征從西向東可分為:短軸背斜、斷背斜和逆斷層復(fù)雜化的背斜3種構(gòu)造類型。中西部麥杰讓以西地區(qū),主要為寬緩、規(guī)模大的短軸背斜與堤礁帶相疊置,有利于形成大型氣田(如薩曼杰佩氣田);東部霍賈姆巴斯逆掩斷裂帶以東地區(qū)主要呈北東—南西向展布,與堤礁帶和點礁相結(jié)合,形成斷塊—巖性或構(gòu)造—巖性圈閉;中部坦基庫杜克至揚古伊地區(qū)分兩種圈閉類型,一種是基底隆起背景上的小型斷背斜構(gòu)造圈閉帶,另一種是基底隆起背景上的披覆構(gòu)造與點礁帶相結(jié)合所形成的斷塊—巖性或構(gòu)造—巖性圈閉。

地層層序自上而下分為新近系、古近系、白堊系和侏羅系,其中卡洛夫—牛津階是主要目的層。

2 流體分布特征

根據(jù)A區(qū)塊薩曼杰佩構(gòu)造老井資料及試油資料分析,該區(qū)塊存在氣水界面。氣水界面通常分布于卡洛夫—牛津階塊狀生物灰?guī)r下部,但若氣水界面在構(gòu)造高部位,則分布在礁上層(ⅩⅤhp)石灰?guī)r段上部。

該塊狀生物灰?guī)r孔洞較發(fā)育,儲層非均質(zhì)性較強,橫向上因所處構(gòu)造位置差異和沉積相的變化,其厚度和孔洞的發(fā)育程度變化較大,氣水界面深度也有相應(yīng)的起伏變化。薩曼杰佩構(gòu)造氣藏含氣范圍內(nèi)塊狀生物灰?guī)r主要分布于構(gòu)造高點附近的Sam-52→53→54→Sam-60和Sam-57→Sam-123井區(qū),最大厚度在80～90m間,向外圍區(qū)域儲層逐步減薄。當(dāng)塊狀灰?guī)r厚度較厚時,氣水界面位于相對均勻的塊狀灰?guī)r內(nèi)部,氣水界面深度變化不大;而當(dāng)塊狀灰?guī)r厚度較薄時,氣水界面深度常因礁上層和致密層石灰?guī)r段的發(fā)育而出現(xiàn)較大變化。據(jù)以往研究成果,該區(qū)塊氣水界面的海拔深度自西向東逐漸加深,且所在層位也有所變化,平均氣水界面海拔為-2317m。由于礁上層和Z層局部相對致密石灰?guī)r段橫向上厚度變化較大,有可能成為隔層,從而在剖面上形成不同的水動力系統(tǒng)[1]。

B區(qū)塊氣水界面變化較大,不僅各構(gòu)造不具有統(tǒng)一氣水界面,且同一構(gòu)造內(nèi)具多個氣水界面的特征(可能斷層分隔)。雖然氣水界面變化大,氣水關(guān)系復(fù)雜,但總體上具有西高東低、北高南低的特征[1](圖1)。

3 儲層與非儲層的測井響應(yīng)特征

根據(jù)A、B區(qū)塊新井巖屑、巖心資料分析,卡洛夫—牛津階儲層巖性較單一,主要為石灰?guī)r,儲集空間有粒間孔、粒內(nèi)孔、鑄?？?、晶間孔、溶孔(洞)和裂縫,儲集類型主要有孔隙(洞)型、裂縫—孔隙型。

3.1 儲層與非儲層測井響應(yīng)特征與統(tǒng)計對比分析

通過巖石物理研究卡洛夫—牛津階儲層與非儲層的測井響應(yīng)具有明顯不同的特征[2-3](圖2),儲層(氣層、氣水層等)相對非儲層表現(xiàn)出相對高的孔隙度(即高聲波時差、高補償中子和低補償密度)、高滲透率;相對低的電阻率、伽馬、含水飽和度、彈性模量等特征,成像測井資料反映儲層段溶孔或微細(xì)裂縫較發(fā)育。

3.2 儲層與非儲層測井響應(yīng)參數(shù)交會特征

通過對氣井儲層與非儲層測井響應(yīng)參數(shù)和數(shù)字處理參數(shù)交會圖分析可以得出:聲波時差與孔隙度、滲透率、電阻率之間,孔隙度與含水飽和度、滲透率、電阻率之間的儲層與非儲層測井響應(yīng)特征具有較明顯的差異,利用測井響應(yīng)參數(shù)間的交會,能有效地識別儲層與非儲層(圖3)。根據(jù)這些差異特征,歸納出儲層孔隙度一般大于4%,縱波時差一般大于53μs/ft(注:1ft =0.3048m),淺側(cè)向電阻率一般低于50Ω·m,自然伽馬一般小于12API,滲透率一般大于0.3×10-3μm2。

4 儲層流體性質(zhì)判斷

儲層流體性質(zhì)判別的關(guān)鍵是要根據(jù)區(qū)域上儲層和流體分布的特征選取相應(yīng)的判別方法。由于合同區(qū)塊老井與新井資料的不匹配性,以及不同類儲層的試油資料不全等原因,區(qū)塊研究上未能建立流體性質(zhì)定量識別圖版,目前用如下方法進(jìn)行探索。

4.1 電阻率高低識別法的誤區(qū)

圖2 B區(qū)14口井儲層與非儲層參數(shù)統(tǒng)計對比圖

電阻率高低受孔隙內(nèi)流體性質(zhì)和物性好壞,溶孔和裂縫發(fā)育情況、鉆井液或鉆井濾液侵入的影響。從合同區(qū)儲層特征來看,氣層與部分水層的深淺電阻率均可表現(xiàn)為正差異特征,故不能簡單地用徑向電阻率正負(fù)差異變化來識別氣水層;由于沉積相的差異,卡洛夫—牛津階A區(qū)塊從硬石膏與石灰?guī)r互層(ⅩⅤac)到塊狀生物灰?guī)r(ⅩⅤm)層,B區(qū)塊從礁上層(ⅩⅤhp)到ⅩⅤa2層縱向上電阻率基本都呈臺階狀降低趨勢,該趨勢主要反映了從上到下含氣飽和度的降低,因此若單純利用上部相對高阻下部相對低阻的特征來判斷氣水層,是一個誤區(qū)。

圖3 B區(qū)卡洛夫—牛津階儲層與非儲層段測井響應(yīng)參數(shù)交會特征圖

圖4 A區(qū)塊Sam-44-1井生物礁灰?guī)r儲層圖注:1in=25.4mm,下同

圖4是A區(qū)塊Sam-44-1井的卡洛夫—牛津階生物礁灰?guī)r儲層,第一試油層電阻率表現(xiàn)為上部電阻率高,下部電阻率低的特征,成像圖見溶孔較發(fā)育,該層處于區(qū)域上氣水界面附近,若單純從電阻率特征看,很易誤判為氣水層,而試油結(jié)果產(chǎn)氣19.65×104m3/d、水0.7m3/d。

B區(qū)塊Pir-21井卡洛夫—牛津階生物灰?guī)r儲層,同樣第一試油層電阻率表現(xiàn)為上部電阻率高,下部電阻率低的特征,成像圖見針狀溶孔和微細(xì)裂縫較發(fā)育,該層也處于區(qū)域上氣水界面附近,易誤判為氣水層,而試油結(jié)果酸化后產(chǎn)氣28.2×104m3/d、水4.23m3/d。

4.2 孔隙度—飽和度交會法

實驗表明:如果地層只含束縛水,孔隙度(φ)與束縛水飽和度(Swi)的乘積趨于一個常數(shù),在φ—Sw交會圖中交會點呈單邊雙曲線分布;當(dāng)儲層含可動水時, Sw>Swi,意味著對應(yīng)同一個孔隙度值,交會點必然跳離φ—Sw的雙曲線點群。即:氣層——地層只含束縛水,交會點的特征為單邊雙曲線特征;水層——地層中含可動水,交會點跳離φ—Sw的雙曲線點群,由此可判別氣水層。從圖5可見,A區(qū)Sam-35-1H井2803～3222m交會點呈明顯的單邊雙曲線分布特征,該井測試日產(chǎn)氣108×104m3。

圖5 Sam-35-1H井氣層段φ—Sw交會圖

4.3 三孔隙度曲線重疊法

由于“挖掘效應(yīng)”,地層孔隙中含天然氣時,縱波速度(vp)降低(聲波時差增高)、補償密度值降低(密度孔隙度增大),因此可利用孔隙中不同流體類型對中子和聲波特性及補償密度響應(yīng)的影響來識別流體性質(zhì)。

對于卡洛夫—牛津階石灰?guī)r儲層,當(dāng)?shù)貙雍瑲鈺r,聲波時差增大但未產(chǎn)生明顯的周波跳躍現(xiàn)象,中子孔隙度高于相對致密的石灰?guī)r層,且與補償聲波曲線呈“同向變化”,氣層段未出現(xiàn)所謂的“鏡像對稱”現(xiàn)象。

卡洛夫—牛津階石灰?guī)r的聲波時差(A Cmax)骨架值為47.5μs/ft,中子骨架值(CNLma)為0。以47.5～90μs/ft(φ·A C=0～30%)為橫向比例,計算出CNL的橫向比例為0～30%。同樣,D EN橫向比例為1.95～2.95g/cm3,則對應(yīng)的 CNL橫向比例為45%～-15%、如A C>CNL或D EN>CNL則判別為氣層;如A C≤CNL或D EN≤CNL則判別為水或氣水同層[4](圖6)。

圖6 聲波孔隙度計算圖

由于巖心反映A、B區(qū)石灰?guī)r儲層巖石組分、結(jié)構(gòu)及膠結(jié)物存在差異,儲層電性、物性特征也不一樣,故需要選擇標(biāo)準(zhǔn)層(井眼規(guī)則和致密的石灰?guī)r段)對A C、CNL、D EN進(jìn)行歸一化。B區(qū)選擇ⅩⅤa2層相對致密石灰?guī)r層,A區(qū)選擇ⅩⅤhp相對致密石灰?guī)r層。

圖7 Yan-21井流體性質(zhì)判別圖

圖7是B區(qū)Yan-21井經(jīng)過標(biāo)準(zhǔn)層刻度后的三孔隙度重疊圖,從圖上看第一試油層表現(xiàn)為明顯的氣水層特征,試油結(jié)果:氣48.95×104m3/d,凝析油10.62m3/d,水85.98m3/d,滲透率0.45×10-3μm2。第二試油層為明顯的氣層特征,試油結(jié)果:氣112.8×104m3/d,水6.48m3/d,凝析油22.68m3/d。

4.4 縱橫波時差比法

當(dāng)?shù)貙涌紫吨泻瑲鈺r,縱波速度(vp)降低,但對橫波速度(vs)影響卻很小,因此,在巖石孔隙度一定的情況下,隨含氣飽和度增大,縱橫波速度比(vp/vs)降低。

縱橫波速度比骨架值:白云巖為1.83,石灰?guī)r為1.92,砂巖為1.67。故應(yīng)用該法時要充分考慮到巖性和孔隙度的影響,特別是在多礦物組成的儲層中巖性的影響。由于縱橫波速度比隨著孔隙的增大會下降,孔隙越大,縱橫波速度比越小。相關(guān)研究結(jié)論校正圖版見圖8。

圖8 不同巖性vp/vs與孔隙度的關(guān)系圖注:l psi=6.89476kPa

由于卡洛夫—牛津階石灰?guī)r儲層泥質(zhì)含量極低(基本上小于5%),對地層孔隙度的貢獻(xiàn)極小,可以忽略。因此可將中子孔隙度直接帶入,計算各種礦物在地層體積含量為100%時的縱橫波速度比;用實測的縱橫波速度比曲線與擬合的縱橫波速度比曲線進(jìn)行比較,低于理論值的部分為氣層,高于或者等于理論值的部分為水層或干層[5-6]。

從圖7中分析第一試油層縱橫波時差比實測值基本等于理論值,表現(xiàn)為氣水層特征,與三孔隙度重疊法判斷結(jié)論一致;第二試油段底部層縱橫波時差比實測值略小于理論值,上部層明顯小于理論值表現(xiàn)為氣層特征,與三孔隙度重疊法判斷結(jié)論及試油結(jié)論相符合。

5 結(jié)論

1)合同區(qū)石灰?guī)r儲層具有相對高的孔隙度(高聲波時差、高補償中子和低補償密度)、滲透率與相對低的電阻率、伽馬、含水飽和度、彈性模量等特征,儲層段成像測井資料見溶孔或微細(xì)裂縫較發(fā)育。

2)利用測井響應(yīng)參數(shù)的交會,能有效地識別儲層與非儲層。儲層孔隙度一般大于4%,縱波時差一般大于53μs/ft,淺側(cè)向電阻率一般低于50Ω·m,自然伽馬一般小于12API,滲透率一般大于0.3×10-3μm2。

3)利用三孔隙度重疊法判斷流體性質(zhì)時,B區(qū)選擇ⅩⅤa2相對致密石灰?guī)r層,A區(qū)選擇ⅩⅤhp相對致密石灰?guī)r層作為標(biāo)準(zhǔn)層。

4)電阻率高低特征判別氣水界面是一大誤區(qū),三孔隙度重疊法、vp/vs比值法具有較好的適應(yīng)性。

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DOI:10.3787/j.issn.1000-0976.2010.05.005

Qi Baoquan,senior engineer,was born in1966.He is now one of chief engineers at the Logging Company Chuanqing Drilling Co., Ltd.,CNPC,being mainly engaged in petroleum log interpretation.

Add:Dashiba,Jiangbei District,Chongqing400021,P.R.China

Tel:+86-23-67352039 E-mail:qbq66@163.com

Identification of limestone reservoirs and prediction of their fluid properties in the Amu Darya Right Bank Block, Turkmenistan

Qi Baoquan,Ran Zhibing,Wang Xueqin,Su Xiaoyong
(L ogging Com pany,Chuanqing Drilling Engineering Co.,L td.,CN PC,Chongqing400021,China)

In the new exploration block of the Amu Darya Right Bank area,identification of reservoirs and prediction of fluid properties,especially the accurate recognition of gas-water contact,have long been a hard nut in the evaluation of log interpretation.Preliminary reservoir evaluation is performed based on the previous study results and the test data of5wells.In terms of reservoir identification,the log responses of reservoirs and non-reservoirs are compared and analyzed.In terms of prediction of fluid properties, current test data are used to verify the applicability of prediction methods.The study results show that the limestone reservoirs are characterized by relatively high porosity and permeability and well-developed microfractures.Besides,the relatively tight limestone layers(ⅩⅤa2)in the Block B and the relatively tight limestone layers(ⅩⅤhp)in the Block A can be selected as horizon markers. Finally the tri-porosity overlay andvp/vsratio methods are suitable for the delineation of gas-water contact.

Turkmenistan,limestone,reservoir,fluid,well logging,vp/vs ratio,identification

book=21,ebook=510

10.3787/j.issn.1000-0976.2010.05.005

2010-03-02 編輯 韓曉渝)

齊寶權(quán),1966年生,高級工程師;已發(fā)表測井解釋相關(guān)論文及學(xué)術(shù)交流會文章20余篇,現(xiàn)主要從事石油天然氣測井解釋工作。地址:(400021)重慶市江北區(qū)大石壩大慶村400號。電話:(023)67352039。E-mail:qbq66@163.com

NATUR.GAS IND.VOLUME30,ISSUE5,pp.21-25,5/25/2010.(ISSN1000-0976;In Chinese)