延長組致密油儲層流體性質測井識別方法

呂斯端, 夏宏泉, 文曉峰

(1.油氣藏地質及開發(fā)工程國家重點實驗室,西南石油大學, 四川 成都 610500;2.中國石油集團測井有限公司長慶事業(yè)部, 陜西 西安 710200)

0 引 言

隴東地區(qū)致密油儲層具有的層間、層內(nèi)非均質復雜的孔隙結構及低孔隙度低滲透率低壓力特征,導致具有一定的隱蔽性和復雜的測井響應,帶來儲層非儲層識別困難、產(chǎn)層非產(chǎn)層識別困難和油層水層解釋困難等多方面的儲層測井評價問題,影響了致密油高效勘探與開發(fā)工作的深入開展[1]。本文從測井系列優(yōu)選、響應特征分析和敏感性參數(shù)提取等方面進行探索研究,構建反映儲層含油性的識別致密油參數(shù)IOD(Oil Discerning Index),用于該地區(qū)延長組致密油特征的測井判識儲層流體性質的新方法。

1 致密油儲層地質特征

1.1 巖性特征

隴東地區(qū)位于Ordos盆地西南部,其延長組長6段最大厚度145 m左右,以綠灰、灰綠色粉-細砂巖夾暗色泥巖、泥質粉砂巖、薄層凝灰?guī)r為主;長7段最大厚度120 m左右,以暗色泥巖、油頁巖夾薄層粉-細砂巖為主;長8段最大厚度120 m左右,以暗色泥巖、砂質泥巖夾灰色粉-細砂巖為主[2]。

1.2 物性特征

隴東地區(qū)長6、長7、長8段為典型的致密油儲層。對工區(qū)內(nèi)65口井280個層段的物性數(shù)據(jù)進行統(tǒng)計后發(fā)現(xiàn),其孔隙度介于5.88%～17.17%,平均值為8.85%,滲透率介于0.08～5.7 mD*非法定計量單位,1 mD=9.87×10-4 μm2; 1 ft=12 in=0.304 8 m,下同,平均值為0.097 mD。儲層具有明顯的低孔隙度超低滲透率特征。

2 致密油儲層測井系列優(yōu)選

隴東地區(qū)長6、長7和8段致密油測井響應復雜[3],準確識別該區(qū)低孔隙度、低滲透率、低壓力儲層的流體性質,進行測井系列的優(yōu)選評價顯得尤為重要,需優(yōu)選出與工區(qū)致密油特征相適應相匹配的測井系列[4]。

2.1 巖性測井系列優(yōu)選

圖1顯示,從油層到水層,油層、差油層與油水層、水層的自然電位減小系數(shù)差別明顯,顯示出自然電位測井響應在劃分致密儲層、評價儲層含油氣性上都有明顯效果;自然伽馬減小系數(shù)在各類巖性儲層雖有不同程度顯示,但總體存在高低參差變化無序現(xiàn)象,識別與劃分致密油儲層效果不夠明顯。相對于伽馬測井和井徑測井,自然電位測井更適用于隴東地區(qū)致密油儲層流體性質的識別,效果明顯。

2.2 孔隙度測井系列優(yōu)選

圖2顯示,同一儲層不同流體類型,其密度測井減小值、中子測井減小值和聲波時差測井減小值差別明顯,從油層到水層隨著含油性變差,密度值、中子值增大趨勢明顯,聲波時差降低趨勢明顯,表明聲波時差、密度和中子孔隙度測井在劃分致密儲層與評價儲層含油氣性上都有明顯響應,適用于致密油儲層流體性質的識別。

2.3 電阻率測井系列優(yōu)選

工區(qū)一般采用陣列感應測井和雙感應測井2種系列,不同的電阻率測井系列評價油水層的能力和效果有較大差別。圖3顯示,從油層到水層隨著含油性變差,陣列感應測井電阻率值呈現(xiàn)下降趨勢,不同流體性質的儲層陣列感應測井電阻率值差異明顯;感應測井電阻率值基本呈現(xiàn)下降趨勢,但是不同流體性質的儲層感應測井電阻率差別并不大。由此可見,陣列感應測井系列更適用于隴東地區(qū)致密油儲層流體性質識別。

圖1 致密油儲層巖性測井響應對比圖

圖2 致密油儲層孔隙度測井響應對比圖

圖4 長6、7、8段電阻率—聲波時差測井值交會識別儲層流體性質圖版

3 致密油儲層流體性質測井識別方法

3.1 油水層測井響應特征分析

致密油儲層儲集空間小,使得來自流體的測井響應貢獻較小,限制了測井信息響應油氣的能力;同時,致密油儲層復雜的孔隙結構以及近井地帶鉆井液的侵入污染限制了電阻率測井響應油氣的能力[5-7]。

根據(jù)隴東地區(qū)65口生產(chǎn)井的長6、長7、長8段儲層試油資料和測井資料[8],分析其油水層的測井響應特征,發(fā)現(xiàn)油層與水層差異明顯,而與差油層、油水同層差異不大。

(1) 油層:自然伽馬72～120 API,聲波時差62.9～74.8 μs/ft,密度2.25～2.36 g/cm3,中子孔隙度介于16.1%～18.2%,陣列感應深電阻率20～200 Ω·m。

(2) 水層:自然伽馬66～115 API,聲波時差59.1～65.6 μs/ft,密度2.32～2.62 g/cm3,中子孔隙度17.8%～21.3%,陣列感應深電阻率6～15.7 Ω·m。

3.2 傳統(tǒng)交會圖識別法

利用隴東地區(qū)試油資料和測井資料,建立陣列感應深電阻率—聲波時差交會圖版(見圖4)?？梢钥闯?隨著含油性變差,陣列感應深電阻率曲線值RAT90呈現(xiàn)下降趨勢,但是不同含油性地層之間電阻率界限并不清晰。利用電阻率—聲波時差測井值交會圖識別儲層流體性質,符合率只有72%。

3.3 孔隙度電阻率組合新參數(shù)IOD指標識別法

測井解釋可通過分析常規(guī)測井曲線的響應特征及組合關系判別儲層含流體性質[9]。由工區(qū)內(nèi)多口井測井曲線特征發(fā)現(xiàn),隨著含油性變差,Δt減小、ρ增大、CNL增大、RAT90降低(見圖5、圖6)。

根據(jù)三孔隙度測井曲線和電阻率測井曲線在致密油儲層的響應特征,構建出識別致密油新參數(shù)IOD(Oil Discerning Index)的計算公式

(1)

式中,Δt為聲波時差測井值,μs/ft;ρ為密度測井值,g/cm3;CNL為中子測井值,%;RAT90為陣列感應深探測電阻率測井值,Ω·m。

油層的Δt值、RAT90值分別高于水層的Δt值、RAT90值;ρ值和CNL值低于水層值。將Δt值與電阻率對數(shù)值logRAT90相乘作為分子,ρ值與CNL值相乘作為分母,進一步放大油層與水層的測井響應值的差異,即通過式(1)計算出的IOD參數(shù),可以明顯反映儲層的含油性,用于識別油層、差油層、油水同層和含油水層及水層。隴東地區(qū)長6、長7、長8段致密油的IOD參數(shù)判釋標準,以及用該方法判釋油層、差油層、油水同層和含油水層及水層符合率見表1。

圖5 Y262井長6油層測井曲線特征及解釋成果圖

圖6 Y471井長6水層測井曲線特征及解釋成果圖

表1 隴東地區(qū)延長組長6、長7、長8儲層含流體性質的IOD參數(shù)測井解釋標準及其符合率

4 應用實例分析

基于上述方法編程處理了工區(qū)多口井的測井資料,重點計算了IOD曲線,用IOD曲線形態(tài)及幅值的變化識別儲層段的含流體性質。圖7為H500井2 695～2 810 m段儲層含流體性質測井解釋成果圖。其長8段2 699.1～2 704.9 m巖性為灰色粉-細砂巖,利用交會圖法判定為油層,利用孔隙度電阻率組合參數(shù)法(IOD>2.4)判定為油層,試油8.71 t/d油;長8段2 764.3～2 767.4 m巖性為油頁巖夾薄層粉-細砂巖,利用交會圖法判定為水層,利用孔隙度電阻率組合參數(shù)法(1.22.4)判定為油層,試油6.55 t/d油。證實了致密油的孔隙度電阻率組合參數(shù)法識別結果與現(xiàn)場試油結果、測井中心二次解釋結論符合率高,相對于常規(guī)交會圖法,判識儲層流體性質效果明顯。

圖7 H500井2 695～2 810 m段儲層含流體性質的二次測井解釋結論與IOD解釋結果對比圖

圖8 X296井1 850～1 885 m段儲層含流體性質的二次測井解釋結論與IOD解釋結果對比圖

5 結 論

(1) 通過致密油儲層測井系數(shù)優(yōu)選,自然電位測井、三孔隙度測井系列和陣列感應電阻率測井系列中RAT90曲線適應性好,劃分致密油儲層與評價儲層含油氣性的分辨力較強,效果明顯。

(2) 隨著含油性變差,RAT90曲線呈現(xiàn)下降趨勢,但是油層、差油層、油水同層、含油水層和水層之間電阻率界限并不清晰,采用常規(guī)電阻率與聲波時差交會圖法分辨致密油,易出現(xiàn)混類現(xiàn)象。

(3) 利用三孔隙度測井曲線與陣列感應測井曲線RAT90組合構建的致密油識別新參數(shù)IOD對隴東地區(qū)長6、長7、長8段的油層、差油層、油水同層和含油水層及水層有較高的分辨率,值得推廣應用。

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