測井資料識別油氣水層類型方法研究
——以印度尼西亞A氣田L(fēng)層為例

王楠

(西安石油大學(xué)石油工程學(xué)院，陜西 西安 710065)

劉博彪

(西安石油大學(xué)地球科學(xué)與工程學(xué)院，陜西 西安 710065)

張銘

(中國石油勘探開發(fā)研究院亞太所，北京 100083)

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測井資料識別油氣水層類型方法研究

——以印度尼西亞A氣田L(fēng)層為例

王楠

(西安石油大學(xué)石油工程學(xué)院，陜西 西安 710065)

劉博彪

(西安石油大學(xué)地球科學(xué)與工程學(xué)院，陜西 西安 710065)

張銘

(中國石油勘探開發(fā)研究院亞太所，北京 100083)

印度尼西亞A氣田整體為一個斷塊發(fā)育、油氣水系統(tǒng)分布復(fù)雜的凝析氣藏，儲量計(jì)算的難點(diǎn)在于儲層油氣水層難以準(zhǔn)確劃分。在進(jìn)行精細(xì)測井解釋的基礎(chǔ)上，通過分析射孔測試層段已確定的油氣水層的測井響應(yīng)特征，采用三孔隙度差值法與比值法、視水層中子孔隙度測井值法、聲波時差差值法、輕/重?zé)N比值法及電纜地層測試法等幾種方法，建立了一套適合A氣田油氣水層定量識別的標(biāo)準(zhǔn)，并取得了較好的應(yīng)用效果。

三孔隙度差值法與比值法；視水層中子孔隙度測井值法；凝析氣藏

A氣田位于印度尼西亞蘇門達(dá)臘盆地B區(qū)塊中部，總體為東西邊界由逆斷層所夾持的斷背斜構(gòu)造，中部構(gòu)造高，南北部為斜坡。主要儲層為古近系C組下部的L層砂泥巖，呈頂薄翼厚狀，部分地層向上超覆于花崗巖基底。圈閉內(nèi)部斷層比較發(fā)育，油氣藏驅(qū)動類型為邊底水驅(qū)動，整體為帶薄油環(huán)的凝析氣田。由于研究區(qū)斷塊發(fā)育，油氣水系統(tǒng)難于劃分，且區(qū)分困難，亟待建立定量的油氣水層識別標(biāo)準(zhǔn)。

定性識別油氣水層的方法主要有密度-中子曲線重疊法、密度-核磁共振法、三孔隙度差值法與比值法[1，2]、視水層中子孔隙度測井值法[3]、聲波時差差值法[4，5]、輕/重?zé)N比值法[6]、電纜地層測試法[7，8]等。密度-中子曲線重疊法通過交會幅度識別油氣水層，但對交會幅度小的層段無法準(zhǔn)確識別油氣類型。研究區(qū)內(nèi)無核磁測井資料，故不考慮密度-核磁共振法。三孔隙度差值法與比值法容易受泥質(zhì)含量、井眼狀況和巖屑成分的影響[9]，而視水層中子孔隙度測井值法的優(yōu)點(diǎn)恰恰在于避免了儲層段在井眼條件較差情況下引起的油氣識別誤差[5]。因此，泥質(zhì)含量對三孔隙度差值法與比值法的影響可通過泥質(zhì)校正去除，井眼狀況的影響可以通過結(jié)合視水層中子孔隙度測井值法去除，該區(qū)儲層段無特殊巖屑成分，巖屑的影響可以忽略；此外，筆者還選用聲波時差差值法、輕/重?zé)N比值法和電纜地層測試法來進(jìn)行油氣水層的輔助識別。

1　油氣水層識別方法

1.1三孔隙度差值法與比值法

由于天然氣的存在，使縱波能量衰減迅速，波速明顯降低，聲波時差增大，有時出現(xiàn)“周波跳躍”，故使聲波計(jì)算的孔隙度偏大；天然氣的存在使地層密度降低，故使密度計(jì)算的孔隙度增大；由于天然氣的含氫指數(shù)遠(yuǎn)小于油和水，故使中子計(jì)算的孔隙度偏低[10]。因此，可以根據(jù)三孔隙度差值法與比值法確定天然氣的存在。

三孔隙度差值法與比值法需進(jìn)行泥質(zhì)校正。由泥質(zhì)砂巖體積模型可知，含水泥質(zhì)砂巖的聲波時差、密度及補(bǔ)償中子測井計(jì)算的視孔隙度分別為[10]：

(1)

(2)

(3)

式中：φs、φd、φnc分別為聲波時差、密度、補(bǔ)償中子測井計(jì)算的視孔隙度，1；Δtma、Δtf、Δtsh、Δt分別為巖石骨架、流體、所求點(diǎn)鄰近泥巖及所求點(diǎn)的聲波時差，μs/m；ρma、ρf、ρsh、ρ分別為巖石骨架、流體、所求點(diǎn)鄰近泥巖及所求點(diǎn)的密度，g/cm3；Nma、Nf、Nsh、N分別為巖石骨架、流體、所求點(diǎn)鄰近泥巖及所求點(diǎn)的補(bǔ)償中子，1；φ(sh)為泥質(zhì)體積分?jǐn)?shù)，1。

三孔隙度差值法定義為：

C=φs+φd-2φnc

(4)

三孔隙度比值法定義為：

(5)

當(dāng)C>0，B?1時，為氣層；當(dāng)C≈0，B≈1，為油層/水層。在氣層處，φnc遠(yuǎn)低于φd和φs，因此B出現(xiàn)遠(yuǎn)大于1的情況時即為識別氣層的有效指標(biāo)。對于油層，φnc、φd和φs較為接近，其B、C均小于氣層處的值。

圖1　測試段三孔隙度差值與比值交會圖

圖2　測試段三孔隙度差值與聲波時差差值交會圖

圖1為A氣田測試段三孔隙度差值與比值的交會圖，對于油層，B的范圍在0.7～2.8之間，C的范圍為-0.1～0.2；對于氣層，B大于3，C大于0.2。

1.2聲波時差差值法

威利時間平均公式是利用聲波時差計(jì)算儲層孔隙度的經(jīng)典公式，其表達(dá)式為：

ΔtW=φsΔtf+(1-φs)Δtma

(6)

合成聲波時差公式為：

Δtsyn=φncΔtf+(1-φnc)Δtma

(7)

聲波時差差值為：

Δt′=ΔtW-Δtsyn

=(φs-φnc)(Δtf-Δtma)

(8)

式中：ΔtW、Δtsyn分別為威利時間平均公式計(jì)算的聲波時差和合成聲波時差，μs/m。

水層、油層計(jì)算的φs與φnc接近，因此Δtsyn與ΔtW接近；氣層處的φs增大，φnc偏小，Δtsyn與ΔtW差值較大。

圖2為測試段三孔隙度差值與聲波時差差值的交會圖，油層的Δt′小于11.5，氣層的Δt′大于11.5，油氣水層的識別效果明顯。將測試段得出的結(jié)果應(yīng)用于未測試井段，可以識別出多數(shù)氣層，油氣水層識別準(zhǔn)確率在80%以上。

1.3視水層中子孔隙度測井值法

該方法是中子孔隙度-密度交會圖法的改進(jìn)方法，由于中子孔隙度-密度交會圖法無法定量區(qū)分油層和氣層，只能根據(jù)中子和密度交會幅度大致進(jìn)行判別。該方法的思路是[5]：選取井眼條件較好、測試結(jié)果為水層的中子孔隙度(φn,w)、密度(ρw)測井值，建立兩者之間的函數(shù)關(guān)系φn,w=f(ρw)；將該關(guān)系應(yīng)用于全井段，計(jì)算出一條視水層中子孔隙度曲線(φn,s)，然后求取目的層段φn,s與實(shí)際測量的中子孔隙度曲線(φn,m)的差值Δφn=φn,s-φn,m；統(tǒng)計(jì)出油氣水層Δφn的下限，將該下限用于未測試井段。

圖3(a)為測試水層段的中子孔隙度與密度交會圖，得出測試水層段的中子孔隙度-密度關(guān)系式為：

φn,w=1.5471ρw2-7.4891ρw+9.2211R2=0.506

(9)

根據(jù)式(9)計(jì)算出全井段的φn,s。再統(tǒng)計(jì)出測試段的Δφn與電阻率(ρt)的關(guān)系(圖3(b))，可以看出，測試段Δφn與ρt能很好地區(qū)分出測試段的氣層、油層和水層：水層的ρt為2～7Ω·m；油層的ρt>7Ω·m，Δφn<0.04；氣層的ρt>7Ω·m，Δφn>0.04。該方法只能識別儲層中(砂巖段)的油、氣、水層，脫離了儲層段(如煤層，非砂巖層)，無識別效果。

圖3　測試水層段的φn,w-ρw交會圖(a)及測試段ρt-Δφn交會圖(b)

1.4輕/重?zé)N比值法

氣測錄井方法通過測定鉆井液中的可燃?xì)怏w含量，可以將C1～C5各種組分含量連續(xù)記錄[12]。氣層輕烴含量相對較大，重?zé)N含量相對較小[13]；油層則輕烴含量小，重?zé)N含量大。故可用輕/重?zé)N比值法區(qū)分油、氣層。該方法引入了2個參數(shù)——烴濕度值WH、烴平衡值BH[14]：

(10)

(11)

式中:φ(·)為烴組分體積分?jǐn)?shù)，1。

WH對油層、輕質(zhì)油層、凝析氣層有較好的區(qū)分效果。從WH-φ(C1/C2+)交會圖及WH-BH交會圖(圖4)可以看出，油層和凝析氣層有較明顯的差別：油層的WH>33%，φ(C1/C2+)<2.01，BH<5.2；凝析氣的WH=10%～33%，φ(C1/C2+)>2.01，BH>5.2。

圖4　測試段WH-φ(C1/C2+)交會圖(a)及測試段WH-BH交會圖(b)

圖5　X1井壓力與深度剖面圖

1.5電纜地層測試法

該方法主要通過電纜測試得出多個測點(diǎn)的壓力值，做出地層壓力與深度的剖面圖，計(jì)算出壓力梯度，再通過壓力梯度估算流體密度，進(jìn)而確定儲層流體的分布情況。求取地層流體密度的關(guān)系式為[15]：

(12)

式中：p2、p1為2個測壓點(diǎn)的地層壓力，psi(1psi=6895Pa)；H2、H1為2個測壓點(diǎn)處的地層垂深，m；A為轉(zhuǎn)換系數(shù)，1(一般取值1.42)。

圖5為X1井的壓力與深度剖面圖，可以看出，圓點(diǎn)1596～1605m計(jì)算的密度大約為0.49g/cm3，該密度接近凝析氣的密度；方點(diǎn)1624～1630m計(jì)算的密度為0.76g/cm3，該密度接近油的密度；三角點(diǎn)1633～1636m計(jì)算的密度為1.03g/cm3，該密度接近水的密度。

2　應(yīng)用效果分析

表1為A氣田L(fēng)層的流體定量識別標(biāo)準(zhǔn)。通過對A氣田所有井應(yīng)用三孔隙度差值法與比值法、聲波時差差值法和視水層中子孔隙度測井法后發(fā)現(xiàn)，針對滲透性地層，上述方法綜合應(yīng)用能很好地進(jìn)行儲層流體識別，對油氣水層的識別效果較好，符合率在90%以上。對于有氣測錄井資料的井，利用輕/重?zé)N比值法識別油層和凝析氣層，可以作為一種輔助識別方法。

表1　A氣田L(fēng)層流體識別標(biāo)準(zhǔn)

注：Sw為含水飽和度。

圖6為X1井油氣水識別圖。X1井為新鉆的井，初期未進(jìn)行測試，經(jīng)測井解釋與上述方法應(yīng)用，解釋結(jié)果為：1596～1607m為氣層，1624～1629m為油層，1633～1636m為水層。后期經(jīng)過測試，1596～1607m井段，測試產(chǎn)油11.45m3/d，產(chǎn)氣39983.6m3/d，氣油比3492.02m3/m3，判斷該井段為凝析氣層；1624～1629m井段，測試產(chǎn)油134.8m3/d，產(chǎn)氣22880.1m3/d，氣油比169.7m3/m3，判斷該井段為油層；1633～1636m井段，測試100%產(chǎn)水，故為水層。測試結(jié)果與測井解釋結(jié)果有很好的一致性。

圖6　X1井油氣水識別圖

表2為解釋結(jié)論與試油結(jié)論對比表，可知上述幾種方法識別油氣水層的效果好，識別率高。

表2　解釋結(jié)論與試油結(jié)論對比

3　結(jié)論

1)對于A氣田L(fēng)層砂泥巖地層，中子孔隙度-密度交會圖法能有效識別出滲透層段，但無法準(zhǔn)確識別油氣水層。為避免三孔隙度差值法與比值法容易受泥質(zhì)含量、井眼狀況等的影響，結(jié)合使用視水層中子孔隙度測井法、聲波時差差值法，能有效地定量識別出氣層、油層和水層。

2)對于有氣測錄井資料的井，計(jì)算出儲層的泥質(zhì)含量、孔隙度和飽和度，以及確定儲層參數(shù)的下限之后，結(jié)合輕/重?zé)N比值法能有效地確定儲層流體類型。

3)對于有電纜地層壓力測試資料的井，做測試段地層壓力與深度剖面圖，計(jì)算出儲層流體密度，也能有效識別出儲層流體類型。

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[編輯]龔丹

2015-09-23

王楠(1991-)，男，碩士生，主要從事測井精細(xì)解釋與評價方面的研究與學(xué)習(xí)，wangnan3214527@163.com。

P631.84

A

1673-1409(2016)14-0036-05

[引著格式]王楠，劉博彪，張銘.測井資料識別油氣水層類型方法研究[J].長江大學(xué)學(xué)報(bào)(自科版),2016,13(14):36～40,62.