柴達(dá)木盆地西部地區(qū)復(fù)雜碳酸鹽巖儲層流體識別新方法

佘剛,魏莉,王高科,李興文,韓世峰,杜倫皓

(1.中國石油集團(tuán)測井有限公司長慶分公司,陜西西安710200;2.中國石油青海油田勘探開發(fā)研究院,甘肅敦煌736202;3.中國石油青海油田井下作業(yè)公司,甘肅敦煌736202)

0 引 言

柴達(dá)木盆地為典型的高原咸化湖盆,具備陸源碎屑與碳酸鹽的混合沉積,使其陸源碎屑發(fā)育大量的碳酸鹽巖,具有明顯的混積特征[1]。近幾年在柴達(dá)木盆地西部(簡稱“柴西”)地區(qū)勘探發(fā)現(xiàn)的干柴溝、英西、風(fēng)西、南翼山等區(qū)域均為咸化的濱淺湖沉積,發(fā)育多套陸源混積碳酸鹽巖[2]。英西及干柴溝地區(qū)廣泛發(fā)育白云巖儲層,且受強(qiáng)烈的構(gòu)造運(yùn)動影響,裂縫及溶蝕孔洞普遍發(fā)育[3];風(fēng)西及南翼山地區(qū)湖水較淺,受構(gòu)造影響較小,普遍發(fā)育藻灰?guī)r及灰云巖儲層,在有利相帶發(fā)育少量含灰砂巖儲層。柴西地區(qū)湖相碳酸鹽巖具有沉積環(huán)境差異大、巖性復(fù)雜、儲層致密、儲集空間多樣、非均質(zhì)性強(qiáng)等特征。

經(jīng)過多年研究,針對柴西地區(qū)復(fù)雜碳酸鹽巖形成了基于電成像儲層縫洞精細(xì)計(jì)算及刻畫、基于陣列聲波的斯通利波波場分離滲透性評價等一系列儲層評價方法[4]。國內(nèi)外碳酸鹽巖儲層流體識別主要方法:基于常規(guī)測井的交會圖法和曲線重疊法、基于特殊測井的核磁共振T2譜及陣列聲波特性參數(shù)流體識別等方法[5],這些方法對于巖性簡單、物性較好的碎屑巖儲層具有較好效果,但對于柴西地區(qū)碳酸鹽巖儲層效果較差;基于電成像測井的視地層水電阻率譜法[6],對柴西地區(qū)碳酸鹽巖儲層具有一定效果,但解釋符合率僅為50%。為有效地提高流體識別準(zhǔn)確率,基于巖性掃描、介電掃描、二維核磁共振等特殊測井技術(shù),提出了熱中子俘獲截面、含油指示及介電常數(shù)等評價參數(shù)及多維度相結(jié)合的評價思路,提高了儲層的解釋符合率,也為復(fù)雜碳酸鹽巖儲層流體識別增添新的思路及手段。

1 基于巖性掃描測井的流體識別技術(shù)

1.1 利用熱中子俘獲截面進(jìn)行流體識別

巖性掃描測井相比早期的元素俘獲測井具較高的測量精度,可準(zhǔn)確測量硅、鈣、鐵等18種地層主要元素的含量,特別是鎂、鉀、碳等元素相對產(chǎn)額[7]。目前巖性掃描測井主要應(yīng)用在2個方面:①通過對各種元素的相對產(chǎn)額進(jìn)行處理得到較為準(zhǔn)確的連續(xù)礦物體積剖面,特別是可以求準(zhǔn)白云石和方解石含量;②基于礦物含量得到可變的混合骨架值,再依據(jù)威利公式得到有效孔隙度,這也是目前復(fù)雜巖性儲層孔隙度的最好計(jì)算方法。此外,巖性掃描測井測量地層總碳含量,可以計(jì)算得到有機(jī)碳含量,而有機(jī)碳能直接反應(yīng)油氣含量[8]。因此,可以避開復(fù)雜巖性儲層電阻率及地層水礦化度選擇不準(zhǔn)的影響,為含油氣飽和度計(jì)算提供了另一類方法。

巖性掃描測井不但可以測量地層元素相對產(chǎn)額,還可以得到熱中子俘獲截面數(shù)據(jù),而不同礦物及流體的熱中子俘獲截面數(shù)值不同[9](見表1),其中油相對于礦物有較大的熱中子俘獲截面,與淡水基本接近,但與咸水差異明顯,而柴達(dá)木盆地咸化湖盆地層水礦化度普遍在15×104mg/L以上,特別是英西地區(qū)鹽巖發(fā)育,礦化度達(dá)2×105mg/L,這就為利用熱中子俘獲截面識別油層提供了可能。實(shí)驗(yàn)認(rèn)為,在水的礦化度超過25×104mg/L時,其熱中子俘獲截面值大于120 c.u.(1)非法定計(jì)量單位,1 c.u.=1×10-3 cm-1,下同,如果油的體積超過2%,則熱中子俘獲截面值比純水層小2 c.u.,這是其區(qū)分油水的物理基礎(chǔ)。數(shù)值模擬表明,孔隙度越大,油層(含水飽和度SW<50%)與水層(SW=100%)區(qū)分越明顯,誤差也越小,即高礦化度鉆井液對于熱中子俘獲截面測量是有利條件。

表1 常規(guī)礦物及流體熱中子俘獲截面數(shù)值

為了明確表達(dá)含油性,首先假設(shè)地層完全含水,通過礦物剖面及孔隙度反演得到地層完全含水時熱中子俘獲截面,與測井實(shí)測熱中子俘獲截面對比,如果反演得到的熱中子俘獲截面值大于實(shí)測值,證明存在含油性,用含油指示表達(dá)

IO=(ΣC-ΣM)/CNL

ΣC=ΣwφSw+Σhφ(1-Sw)+Σm(1-φ-Vm)

(1)

式中,IO為含油指示;ΣC為反演熱中子俘獲截面值,c.u.;ΣM為實(shí)測熱中子俘獲截面值,c.u.;CNL為中子孔隙度,%;Σw、Σh、Σm分別為水、油氣及巖石骨架的熱中子俘獲截面值,c.u.;φ為孔隙度,小數(shù);Vm為骨架礦物體積,小數(shù)。

圖1為柴西地區(qū)一口井的流體識別成果圖。巖性掃描結(jié)果表明,3 226.0～3 228.5 m井段發(fā)育一典型膏鹽層,鹽下為混積特征明顯的碳酸鹽巖儲層。區(qū)域研究認(rèn)為白云巖含量越高(大于40%)、泥質(zhì)含量越低(小于30%),則儲層基質(zhì)孔越發(fā)育,結(jié)合高分辨率電成像資料分析認(rèn)為3 232.0～3 252.0 m儲層基質(zhì)孔隙度在9%～24%,且高導(dǎo)裂縫發(fā)育,依據(jù)熱中子俘獲截面值計(jì)算的含油指示可以劃分多組油層。該段氣測全烴在頂部達(dá)100%,試油獲高產(chǎn)工業(yè)油氣流,證實(shí)了該方法的有效性。

1.2 利用氯離子含量進(jìn)行流體識別

巖性掃描測井在流體識別的另一個應(yīng)用,是利用氯離子含量計(jì)算含水孔隙度來評價儲層含油性[10]。巖性掃描測井可測量氯元素及總的氯離子含量,用總的氯離子含量減掉井筒中的氯離子含量得到地層中氯離子含量;當(dāng)?shù)貙铀V化度已知時,由氯離子含量可計(jì)算地層中水的體積,即含水孔隙度

(2)

式中,φw為計(jì)算的含水孔隙度,小數(shù);WCL為地層中氯離子含量,kg/kg;φT為總孔隙度,小數(shù);ρm為骨架密度,g/cm3;ρw為水的密度,g/cm3;Sa為地層水礦化度,mg/L。式(2)計(jì)算得到含水孔隙度后,用總孔隙度減去含水孔隙度則得到油的體積,可用氯離子含油指示表征。圖1中氯離子含油指示表明,3 232.0～3 244.5 m和3 249.5～3 254.5 m井段含油指示較高,可以劃分多組油層。在數(shù)值及形態(tài)上,氯離子含油指示與熱中子含油指示具有較好對應(yīng)性,成為巖性掃描測井識別流體的一種補(bǔ)充方法。

圖1 采用熱中子俘獲截面及氯離子含量進(jìn)行流體識別的成果圖*非法定計(jì)量單位,1 b/eV=6.241 46×10-10 m2/J,下同

2 基于介電測井的流體識別技術(shù)

電磁波在不同介質(zhì)中傳播時具有幅度衰減、相位移動的特征,不同的介質(zhì)其介電常數(shù)不同[11](見表2)。對于儲層而言,砂巖、灰?guī)r等常見巖石或礦物的介電常數(shù)相互間差別不大;天然氣的介電常數(shù)固定為1;而水的介電常數(shù)遠(yuǎn)大于油、氣介電常數(shù)。因此,介電掃描測井就是利用油、氣與水的介電常數(shù)差異進(jìn)行油氣識別并測量儲層的含水孔隙度。

表2 常規(guī)巖石、礦物及流體介電常數(shù)參考值

早期的介電測井儀測量精度較低,而新一代測井儀器如斯倫貝謝公司的ADT多頻介電掃描測井儀縱向分辨率較高,徑向探測深度大,具有較高的測量精度[12],采用4個不連續(xù)的工作頻率和2種極化方向來探測頻散信息,可以將這種頻散特征表達(dá)為

(3)

式中,ε為測量對象的總介電常數(shù);φT為總孔隙度,%;Sw為含水飽和度,%;εm為巖石骨架介電常數(shù);εoil為油或者氣的介電常數(shù);εw為水的介電常數(shù)。

通過對多種頻率下的數(shù)據(jù)進(jìn)行處理得到不同深度范圍內(nèi)的介電常數(shù)和電導(dǎo)率,可以根據(jù)不同頻率的介電常數(shù)利用模型反演得到地層含水孔隙度;再用核磁共振或常規(guī)測井計(jì)算的總孔隙度減去含水孔隙度得到含油孔隙體積,進(jìn)而得到含油飽和度[13],其飽和度可以由含油氣純巖石體積物理模型得到

(4)

式中,指數(shù)c為介電膠結(jié)因子,可據(jù)地區(qū)情況進(jìn)行調(diào)整,一般為0.5。

圖2為柴西地區(qū)一口井的流體識別成果圖。巖性掃描結(jié)果表明巖性整體以灰云巖為主,其中3 445.0～3 452.0 m、3 467.0～3 474.0 m井段基質(zhì)孔隙度均在8.5%左右,并有裂縫發(fā)育,計(jì)算的裂縫孔隙度為0.02%～0.07%。ADT多頻介電掃描測井儀測量的介電常數(shù)及介電電導(dǎo)率在3 445.0～3 452.0 m、3 467.0～3 474.0 m均出現(xiàn)了相對較低值(見圖2第12和13道),處理得到的總孔隙度與含水孔隙度具有明顯差異,用介電參數(shù)計(jì)算的含水飽和度約為40%(見圖2第11道)?？梢娺@2層均具有較好的含油性,巖性掃描測井計(jì)算的含油指示明顯,氣測全烴為75%,綜合解釋為油層,建議對上部儲層試油求產(chǎn),壓裂后日產(chǎn)油20 m3以上。

圖2 介電掃描測井流體識別成果圖

3 基于二維核磁共振測井的流體識別技術(shù)

對于復(fù)雜巖性儲層,傳統(tǒng)的一維核磁共振T2譜受擴(kuò)散系數(shù)影響,儲層孔隙中油、氣、水多種流體共存時,原油黏度變化范圍大,所測得T2譜是流體組分各種信號的重疊,無法有效地區(qū)分流體性質(zhì)。斯倫貝謝公司的MRX及哈里伯頓公司MRIL-XL二維核磁共振測井儀器曾分別在南海西部低飽和度氣藏和柴達(dá)木盆地高泥質(zhì)束縛水儲層及致密混積巖儲層流體識別中發(fā)揮了一定作用[14],但是對于部分微小孔隙流體識別精度仍不夠。近年來,斯倫貝謝公司推出了新一代核磁共振測井儀器CMR-NG[15],其最小回波間隔為0.2 ms,具有6個不同等待時間脈沖序列,提高了低孔隙度地層測量精度;其最大特征是T1、T2譜能連續(xù)測量,很大程度提高了T1在1～100 ms間的譜精度,對于微小孔隙流體區(qū)分能力較強(qiáng)。

CMR-NG核磁共振測井生成的T1—T2譜交會圖對于疑難油、水層具有明顯區(qū)分效果。主要因?yàn)橹旅苡偷腡2譜值在10～100 ms,水的T2譜值在50 ms左右,油與水的T2譜信號會部分重疊;而油具有較大的T1譜值,水的T1譜值較小,即油與水的T1譜信號無明顯重疊,一般認(rèn)為水的T1/T2為1～2,油T1/T2為1～4。在T1—T2譜交會圖上輕質(zhì)油、可動水及束縛水三者的位置各有不同,輕質(zhì)油位于交會圖右上部,可動水位于中部,束縛水位于左下部。因此,可以通過連續(xù)測量的T1、T2譜逐點(diǎn)交會,據(jù)其能量集中位置區(qū)分油層與水層。

圖3為柴西地區(qū)一口井的流體識別成果圖。由圖3可見,常規(guī)測井很難有效地進(jìn)行儲層劃分及流體識別,特別是陣列側(cè)向電阻率(見圖3第4道)及陣列感應(yīng)電阻率聯(lián)測仍無法有效地識別油層,故采用核磁共振測井儀器CMR-NG進(jìn)行測井并解釋。巖性掃描表明4 153.0～4 173.0 m井段巖性均為含泥灰云巖,基質(zhì)孔隙度為4%～10%,采用SDR及Coates這2種模型計(jì)算的滲透率值均在0.1～1 mD。核磁共振時域孔隙度指示中大孔發(fā)育,自由流體孔隙度較大,含油指示大于40%;圖4表明能量主要集中于T1/T2為1～3的區(qū)域,共同點(diǎn)是右上部能量明顯且集中,即存在可動油,左下部也具有一定的束縛水信號。如圖4(a)能量最強(qiáng),對應(yīng)4 163.4 m的T1譜信號明顯且靠后,儲層含油性最好;圖4(c)中部具有較強(qiáng)的可動水信號。4 153.0～4 173.0 m全烴最大值為100%,碳組分齊全,槽池面見15%針孔狀氣泡及10%條帶狀油花,綜合解釋出3層油層,合層壓裂后獲日產(chǎn)油30 m3、水5.25 m3,分析認(rèn)為水來自4 169.5～4 172.7 m的儲層,印證了二維核磁共振識別流體的準(zhǔn)確性。

圖3 二維核磁共振測井流體識別成果圖*非法定計(jì)量單位,1 mD=9.87×10-4 μm2,下同

圖4 重點(diǎn)層核磁共振T1—T2譜交會圖

4 多維度相結(jié)合的流體識別思路

特殊測井技術(shù)在柴達(dá)木盆地碳酸鹽巖儲層流體識別中發(fā)揮了較好的作用,解釋符合率有所提高,但是每種方法都有其局限性。如熱中子俘獲截面法對于物性較好的地層且鉆井液侵入不深時應(yīng)用效果較好,二維核磁共振測井同樣也受到井眼的影響,加之柴西地區(qū)碳酸鹽巖巖性及儲集空間的復(fù)雜性,各種方法嘗試后,認(rèn)為沒有哪種單一的方法能夠取得十分理想的解釋效果。

結(jié)合生產(chǎn)情況及試油產(chǎn)量等因素,深度挖掘測井及錄井等有效信息,以英西地區(qū)碳酸鹽巖儲層為代表,將電法與非電法測井結(jié)合、測井與錄井信息相結(jié)合,開展了多種流體識別方法研究,提出了“逐步分離”的流體識別思路:①利用氣測組分比值法,即輕烴含量與中烴含量比值[VC1/(VC2+VC3)]和輕烴含量與重?zé)N含量比值[(VC1+VC2)/(VC4+VC5)]二者交會將水層有效分離;②利用熱中子俘獲截面法計(jì)算的含油指示IO將含油水層區(qū)分出來;③利用含油指示IO和[側(cè)向電阻率/(感應(yīng)電阻率×中子孔隙度)]交會將油水同層區(qū)分,從而只保留油層的信息?！爸鸩椒蛛x”的思路將英西地區(qū)解釋符合率由60%提高到85%,具有向其它區(qū)域推廣應(yīng)用的意義。

對于柴西地區(qū)復(fù)雜碳酸鹽巖儲層,還提出了基于電成像圖像特征的有效儲層流體識別思路,將儲層劃分為塊狀、暗斑狀、弱層狀等多種圖像結(jié)構(gòu)(見圖1～圖3中成像結(jié)構(gòu)道),暗斑狀圖像均對應(yīng)為高產(chǎn)層,弱層狀產(chǎn)量中等,強(qiáng)層狀和塊狀基本不產(chǎn)液。風(fēng)西及南翼山油田巖性復(fù)雜,通過電成像測井與巖性掃描相結(jié)合,認(rèn)為該區(qū)存在6種不同圖像結(jié)構(gòu),其中藻疊層、藻紋層及藻團(tuán)塊3類藻灰?guī)r結(jié)構(gòu)均是其優(yōu)勢儲層結(jié)構(gòu)(見圖5),該類儲層試油后均具有較高的產(chǎn)能。此外,對于薄互層發(fā)育的層段或地區(qū),借助“源儲一體”的頁巖油思路進(jìn)行評價,認(rèn)為薄層砂體為儲層,而在砂體上下或附近的非儲層可以充當(dāng)源巖,當(dāng)儲層物性及源巖品質(zhì)均較好時則形成最佳的源儲配置,有利于發(fā)育油層。因此,解釋時綜合地質(zhì)認(rèn)識對流體識別起到了較好的輔助作用。

圖5 藻灰?guī)r電成像圖像結(jié)構(gòu)特征*非法定計(jì)量單位,1 in=2.54 cm,下同

5 結(jié)論與認(rèn)識

(1)柴達(dá)木盆地碳酸鹽巖巖性混積,巖石礦物及儲層空間復(fù)雜,利用常規(guī)方法或思路難以進(jìn)行有效的流體判識。有必要利用巖性掃描測井、電成像測井及介電測井等特殊測井技術(shù)進(jìn)行流體識別。

(2)基于巖性掃描測井的熱中子俘獲截面、氯離子含量可以定性及定量地對流體進(jìn)行判識;最新的介電掃描測井測量精度高,可以定量計(jì)算含水孔隙度及含油氣飽和度;二維核磁共振測井T1譜對油層與水層有較強(qiáng)的區(qū)分能力,T1—T2譜交會圖可以直觀地反映流體性質(zhì)。巖性掃描、介電測井及二維核磁共振測井均在流體識別方面取得了較好效果。

(3)對于復(fù)雜碳酸鹽巖儲層,單一的測井技術(shù)和方法在流體識別方面均有局限性。深度挖掘測井及錄井等有效信息,將電法與非電法測井結(jié)合、測井與錄井信息結(jié)合,多維度相結(jié)合的思路進(jìn)行流體識別可以較大地提升解釋符合率。“逐步分離”“電成像圖像結(jié)構(gòu)”“源儲一體”等結(jié)合地質(zhì)認(rèn)識的手段是流體識別的一種新思路。