基于核磁共振測井孔喉的低滲透率儲層有效性評價方法

周明順, 殷潔, 潘景麗, 任書蓮, 楊少欣, 劉百舟

(1.中國石油華北油田公司勘探開發(fā)研究院, 河北 任丘 062552;2.中國石油集團測井有限公司華北事業(yè)部, 河北 任丘 062552)

0 引 言

阿爾凹陷是華北油田快速、高效勘探開發(fā)的整裝低孔隙度低滲透率復雜孔隙結構油田。2013年實現(xiàn)勘探—評價—建產(chǎn)30×104t產(chǎn)能建設。針對儲層評價的難點,加大了核磁共振測井規(guī)模應用力度(有14口井進行核磁共振測井)。為了提高核磁共振測井評價滲透率及孔隙結構的精度,研究建立了基于孔喉的滲透率計算方法,實際應用中滲透率的評價精度明顯提高。儲層有效性評價方面,應用試油資料建立自然產(chǎn)能層、壓裂產(chǎn)能層、壓裂無效層評價標準,通過軟件處理,實現(xiàn)儲層有效性的快速評價,生產(chǎn)應用中取得了良好的應用效果,為阿爾凹陷的高效勘探開發(fā)提供有效的測井技術支持。

1 區(qū)域地質(zhì)背景

阿爾凹陷結構特征與區(qū)域構造背景一致,凹陷北東走向,結構開闊。凹陷早期在主洼槽區(qū)表現(xiàn)為雙斷結構,中后期表現(xiàn)為東南斷西北超結構。與鄰近的巴音都蘭凹陷、烏里雅斯太凹陷形成期一致,阿爾凹陷開始于燕山運動中期的張裂作用,同沉積北東走向的邊界斷層性質(zhì)決定了凹陷東西分帶、南北分區(qū)的構造格局。根據(jù)凹陷的結構、沉積構造發(fā)育特點,該凹陷自東向西依次可以劃分為東部陡帶、中央背斜帶、中央洼槽帶和西部斜坡帶[1]。

阿爾凹陷地層自上而下依次為第四系+第三系,下白堊系賽漢組、騰格爾組(包括騰二段、騰一段)、阿爾善組(包括阿四段、阿三段),侏羅系以及古生界二疊系。由于沉積母巖不同,縱向自下而上其母巖成分為凝灰?guī)r—凝灰?guī)r+花崗巖—花崗巖,儲層巖性多樣,儲層巖性由騰一上段的細砂巖、騰一下段的砂礫巖、阿四段的凝灰質(zhì)砂巖和古生界的火山巖等不同巖性組成,巖性識別難度大。

不同巖性的儲集性能差異大,孔隙結構復雜,滲透率計算難度大。在孔隙度相當?shù)那闆r下巖性較純的砂礫巖滲透率較高;自生高嶺石的出現(xiàn)或凝灰質(zhì)含量增加,滲透率降低明顯,孔隙結構復雜。根據(jù)物性分析資料,阿爾3區(qū)塊騰一下段砂礫巖分為K1bt1下Ⅲ1和K1bt1下Ⅲ2油組;K1bt1下Ⅲ1油組孔隙度平均12.1%,滲透率平均8.4 mD*非法定計量單位,1 mD=9.87×10-4 μm2,下同,屬于低孔隙度低滲透率儲層;K1bt1下Ⅲ2油組孔隙度平均12.1%,滲透率平均64.3 mD,屬于低孔隙度中等滲透率儲層;騰一下段阿爾2井區(qū),由于膠結物中含有自生高嶺土(2%～12%),孔隙度平均10.9%,滲透率平均0.5 mD,屬低孔隙度特低滲透率儲層;阿四段凝灰質(zhì)砂巖孔隙度平均11.5%,滲透率小于1 mD,屬于低孔隙度低滲透率儲層;二疊系裂縫性火山巖孔隙度平均6.5%～8.3%,滲透率平均62～65.0 mD,屬于低孔隙度中等滲透率儲層。

由于不同層位、不同井區(qū)儲層巖性、儲層膠結物

的差異,在儲層孔隙度差異不大的情況下其滲透率差異很大,常規(guī)測井很難進行儲層滲透率的有效評價。圖1為阿爾凹陷巖心分析孔隙度與滲透率關系圖。

圖1 阿爾凹陷巖心分析孔隙度與滲透度關系圖

儲層滲透率是影響儲層孔隙結構的重要因素,孔隙結構復雜程度的不同對試油產(chǎn)量的影響十分明顯,儲層有效性評價對阿爾凹陷的高效勘探開發(fā)起到很大的制約作用,是儲層測井評價的技術瓶頸。

2 核磁共振測井計算滲透率

核磁共振測井資料處理解釋軟件中利用Timur-Coates公式和SDR公式計算滲透率存在很大局限性,一般適用于中孔隙度中高滲透率儲層。對低孔隙度低滲透率儲層,尤其是類似阿爾凹陷孔隙結構復雜的低孔隙度低滲透率儲層,利用Timur-Coates公式和SDR公式計算滲透率誤差可達到數(shù)量級,主要原因是滲透率與孔隙度的關系十分復雜(見圖1)。

圖2為阿爾3井核磁共振測井計算滲透率與巖心分析滲透率對比結果。圖2中第6道粉色點線為Timur-Coates公式計算的滲透率值,與巖心分析滲透率(圓點)對比,核磁共振Timur-Coates公式計算滲透率值偏低1個數(shù)量級。

圖2 阿爾3井核磁共振測井計算滲透率與巖心分析滲透率對比圖

3 基于孔喉的滲透率計算方法

核磁共振測井提供了縱向連續(xù)的橫向弛豫時間T2譜。通過對T2譜的分析,能有效反映儲層孔隙度、滲透率、孔隙喉道大小及孔隙結構特征[2-3]。

3.1 孔喉大小評價方法

對孔喉大小的研究通常采用實驗室方法,如壓汞、鑄體薄片、電鏡掃描、CT成像等。實驗室方法具有成本高、難以大量采樣等缺點[4]。

利用壓汞資料研究巖石的喉道大小,通常把孔喉半徑小于1 μm的喉道稱為微喉,1～5 μm的喉道稱為細喉,5～10 μm的喉道稱為較細喉,10～50 μm的喉道稱為中喉,大于50 μm的喉道稱為粗喉。圖3為壓汞實驗資料劃分喉道大小的標準圖。

圖3 壓汞資料劃分喉道大小標準圖

應用核磁共振測井可以較好地進行喉道大小分析,通過與壓汞資料對比具有良好的一致性。應用核磁共振測井解釋處理孔喉大小通常把T2譜時間范圍分成8個區(qū)間,以反映不同孔隙喉道大小,在核磁共振測井處理成果中可以得到8種孔喉大小分布特征,即8個bin。通過對比分析,壓汞孔喉半徑與與核磁共振孔喉及T2譜時間范圍對應關系如表1所示。

但是,的T2譜時間范圍過多,而反映細喉、較細喉的特征的T2譜時間范圍不夠明顯,其結果是核磁共振測井處理結果的孔喉大小與壓汞實驗結果的孔徑大小對應不明顯。通過分析研究,重新確定反映不同孔喉大小的T2譜的時間范圍,主要是相應減少反映微喉的T2譜時間數(shù)量,增加反映細喉、較細喉的T2譜的時間范圍數(shù)量。測井解釋軟件中設定的T2譜時間范圍一般為0.3、1、3、10、33、100、 300、 1 000、3 000 ms,改變后的T2譜時間范圍變?yōu)?.3、6、33、100、200、300、500、1 000、3 000 ms。

核磁共振測井解釋軟件中反映微喉部分

通過改變T2譜的時間區(qū)間范圍,核磁共振測井重新處理解釋的孔喉分布特征與壓汞實驗的孔喉分布特征具有很好的一致性。圖4為阿爾3井39號層(1 783～1 796 m井段)改變T2譜前后的核磁共振測井平均孔喉分布圖。通過與壓汞實驗資料對比,可以明顯看出,改變T2譜時間范圍后的孔喉大小與壓汞實驗結果具有很好的對應關系。阿爾3井39號層及阿爾4井12號層對比統(tǒng)計結果見表2。

圖4 改變T2譜時間范圍前后核磁共振測井孔喉大小分布圖

井名井深/m項目不同喉道大小所占比例/%微喉細喉較細喉中喉阿爾31791.41壓汞實驗34.3322.6210.228.81783～1796改變T2譜前核磁共振37.3121931.8改變T2譜后核磁共振36.824.37.632.1阿爾41877.73壓汞實驗37.4817.48.732.041875～1883改變T2譜前核磁共振39.89.412.538.4改變T2譜后核磁共振39.816.75.238.4

3.2 滲透率計算方法

根據(jù)核磁共振測井計算的喉道大小結果,通過對物性分析資料研究,阿爾凹陷儲層滲透率的貢獻主要來自中喉道(根據(jù)壓汞實驗資料,阿爾凹陷基本沒有孔喉半徑大于50 μm的粗喉道),較細喉道及細喉道貢獻相對較少,而微喉道一般對儲層的滲透率沒有貢獻。

根據(jù)不同喉道所占比例與滲透率的關系,以及對儲層滲透率的貢獻大小,參照一般經(jīng)驗,中喉道對滲透率的貢獻率為100%,較細喉道對滲透率的貢獻率為50%,細喉道對滲透率的貢獻率為20%,可以計算出儲層不同喉道大小所占比例對滲透率的貢獻經(jīng)驗指數(shù)S

S=S4+S3×50%+S2×20%

(1)

式中,S為滲透率貢獻指數(shù);S4為中喉道所占比例;S3為較細喉道所占比例;S2為細喉道所占比例。

通過與物性分析滲透率值建立關系可以得出滲透率計算圖版(見圖5),有

K=0.0236e19.795S

(2)

圖5 滲透率與經(jīng)驗指數(shù)關系圖

3.3 滲透率計算結果分析

應用核磁共振測井資料計算儲層的孔喉大小,進而利用孔喉大小計算儲層滲透率的計算結果更加精確[5],尤其是類似含凝灰質(zhì)造成滲透率降低的儲層應用效果更好。如阿爾6井阿四段的凝灰質(zhì)砂巖層滲透率計算結果與巖心分析結果十分吻合。但是,對自生高嶺石含量引起的滲透率降低的砂礫巖層,核磁共振測井反映的儲層中喉所占比例仍相對較高,核磁共振測井計算的滲透率偏高,如阿爾2井騰一下段?？傮w上,應用核磁共振測井資料,通過計算孔喉大小然后計算滲透率的方法計算滲透率結果與物性對一致性較好(見圖6),核磁共振常規(guī)方法計算的滲透率值精度更高。在阿爾3井處理解釋中,滲透率計算精度同樣得到明顯提高,圖2中第6道藍色線基于核磁共振孔喉的滲透率值計算結果。

圖6 核磁共振計算與物性分析滲透率對比

4 儲層有效性評價方法

阿爾凹陷不同類型儲層的孔隙度差異不大,但試油產(chǎn)量差異很大,有自然產(chǎn)能、壓裂產(chǎn)能、壓裂無效等不同的類型。通過分析研究,試油產(chǎn)量差異大主要與儲層的喉道大小、儲層滲透率等因素有關。儲層的孔隙結構則直接受到喉道及滲透率的控制,儲層的孔隙結構的復雜程度是影響試油產(chǎn)量的主要因素。

4.1 儲層分類

根據(jù)阿爾凹陷的試油結果,可把該地區(qū)儲層簡單地分為3種類型:Ⅰ類儲層為自然產(chǎn)能型;Ⅱ類儲層為壓裂產(chǎn)能型;Ⅲ類儲層為致密儲層型(儲層通過壓裂改造仍然不能達到工業(yè)油流)。

4.1.1 Ⅰ類儲層

該類儲層雖然孔隙度不高(10%～14%),但是中喉道所占比例相對較高,滲透率值較高,常規(guī)測井反映在微電極存在幅度差,自然電位存在負異常,陣列側向電阻率呈明顯的減阻侵入特征。如阿爾3井39號層,中喉占22.5%,孔隙度13%,滲透率28.9 mD,自然產(chǎn)能47.1 t/d。

4.1.2 Ⅱ類儲層

該類儲層孔隙度相對較低,中喉道所占比例相對較低,滲透率值較低,常規(guī)測井反映在微電極存在一定幅度差,自然電位存在負異?；蜇摦惓２幻黠@,陣列側向電阻率呈明顯的減阻侵入特征。如阿爾4井19、20號層,中喉所占比例分別為8.7%和10.8%,孔隙度分別為8.1%和8.4%,滲透率分別為0.56和1.219 mD,常規(guī)試油結果為日產(chǎn)油0.017 t,壓裂后日產(chǎn)油為7.52 t。

4.1.3 Ⅲ類儲層

該類儲層的孔隙度與Ⅱ類儲層相差不大,但中喉道所占比例更低,滲透率更差,常規(guī)測井反映在微電極沒有幅度差,自然電位負異常不明顯,陣列側向

電阻率沒有明顯的侵入特征。如阿爾22井53～56號層,中喉所占比例分別為0.9%～3.2%,孔隙度分別為7.7%～9.1%,滲透率分別為0.07～0.09 mD,常規(guī)試油結果為干層,壓裂后日產(chǎn)油為0.25 t。

4.2 儲層有效性評價圖版及評價標準

應用有核磁共振測井資料的阿爾3井等5口井15個層的試油資料分別建立了中喉道所占比例與核磁共振計算孔隙度、不同喉道大小對滲透率貢獻指數(shù)S與陣列側向電阻率增大率A1、孔隙結構指數(shù)與滲透率等進行產(chǎn)能評價圖版。圖7為孔隙結構指數(shù)與計算滲透率評價產(chǎn)能圖版。根據(jù)各類圖版得出了儲層分類及產(chǎn)能評價標準(見表3)。

圖7 孔隙結構指數(shù)與計算滲透率評價產(chǎn)能圖

儲層類型儲層有效性評價標準孔隙度/%滲透率/mD中喉比例/%滲透率貢獻指數(shù)孔隙結構指數(shù)電阻率增大率自然產(chǎn)能>10>10>18>30>1>1壓裂產(chǎn)能7～16>0.2>5>8>0.15>1壓裂低產(chǎn)7～10<0.2<5<8<0.15

圖8 阿爾4井儲層分類處理解釋成果圖

4.3 儲層有效性評價結果

根據(jù)核磁共振測井提供的孔喉大小、滲透率、孔隙結構精確的計算結果,并在儲層分類標準研究的基礎上,通過連續(xù)處理解釋可以得到儲層分類連續(xù)的處理剖面。圖8為阿爾4井儲層分類處理解釋成果圖,從圖8中儲層分類剖面中可以明顯看出,12、14號層(1 874～1 886 m段)為Ⅰ類自然產(chǎn)能層(數(shù)值高、充填紅色),試油結果證實,常規(guī)試油日產(chǎn)油24.8 m3;16～22號層(1 894～1 930 m段)為Ⅱ類壓裂產(chǎn)能層(數(shù)值低、充填藍色),19、20號層常規(guī)試油結果為日產(chǎn)油0.017 t,壓裂后日產(chǎn)油為7.52 t;24號層(1 944～1 962 m段)為Ⅲ類壓裂低產(chǎn)層(數(shù)值更低、充填綠色)。

5 結 論

(1) 通過改變T2譜時間范圍的方法,可以使核磁共振測井處理解釋的孔喉大小與壓汞實驗分析結果具有很好的一致性。

(2) 應用喉道大小計算低孔隙度低滲透率儲層滲透率的方法應用效果良好,可進一步推廣應用。

(3) 應用核磁共振測井資料計算的中喉道所占比例、孔隙結構指數(shù)等參數(shù)建立各種評價標準進行儲層有效性評價,儲層解釋結果更加精細。

參考文獻:

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