阿姆河右岸区块石灰岩储层识别及流体性质判断

齐宝权 冉志兵 王学琴 苏孝勇

川庆钻探工程公司测井公司

阿姆河右岸区块石灰岩储层识别及流体性质判断

齐宝权 冉志兵 王学琴 苏孝勇

川庆钻探工程公司测井公司

齐宝权等.阿姆河右岸区块石灰岩储层识别及流体性质判断.天然气工业,2010,30(5):21-25.

土库曼斯坦阿姆河右岸地区勘探新区块的储层识别和流体性质判断,特别是对其气水界面的准确定论,一直是测井解释评价工作的一大难题。为此,根据前期区块的研究成果和5口井的试油测试资料,对储层评价进行了初步的归纳总结。在储层识别方面,对比分析了储层及非储层测井响应的差异特征,在储层流体性质识别方面,利用现有的测井测试资料,开展了流体性质判别方法的适应性探索。结果表明:区内石灰岩储层具有相对高的孔隙度、渗透率,溶孔或微细裂缝较发育;B区可选择ⅩⅤa2相对致密石灰岩层、A区选择ⅩⅤhp相对致密石灰岩层作为标准层;三孔隙度重叠法、纵横波速度比值法对判别气水界面具有较好的适应性。

阿姆河右岸区块 土库曼斯坦 石灰岩 储集层 流体 测井 三孔隙度重叠法 纵、横波速度比 识别

1 区内地质概况

土库曼斯坦阿姆河右岸区块的区域构造属阿姆河盆地查尔朱断阶桑迪克雷古隆起和别什肯特坳陷中构造带,有8个气田、7个含气构造(圈闭)。局部构造特征从西向东可分为:短轴背斜、断背斜和逆断层复杂化的背斜3种构造类型。中西部麦杰让以西地区,主要为宽缓、规模大的短轴背斜与堤礁带相叠置,有利于形成大型气田(如萨曼杰佩气田);东部霍贾姆巴斯逆掩断裂带以东地区主要呈北东—南西向展布,与堤礁带和点礁相结合,形成断块—岩性或构造—岩性圈闭;中部坦基库杜克至扬古伊地区分两种圈闭类型,一种是基底隆起背景上的小型断背斜构造圈闭带,另一种是基底隆起背景上的披覆构造与点礁带相结合所形成的断块—岩性或构造—岩性圈闭。

地层层序自上而下分为新近系、古近系、白垩系和侏罗系,其中卡洛夫—牛津阶是主要目的层。

2 流体分布特征

根据A区块萨曼杰佩构造老井资料及试油资料分析,该区块存在气水界面。气水界面通常分布于卡洛夫—牛津阶块状生物灰岩下部,但若气水界面在构造高部位,则分布在礁上层(ⅩⅤhp)石灰岩段上部。

该块状生物灰岩孔洞较发育,储层非均质性较强,横向上因所处构造位置差异和沉积相的变化,其厚度和孔洞的发育程度变化较大,气水界面深度也有相应的起伏变化。萨曼杰佩构造气藏含气范围内块状生物灰岩主要分布于构造高点附近的Sam-52→53→54→Sam-60和Sam-57→Sam-123井区,最大厚度在80～90m间,向外围区域储层逐步减薄。当块状灰岩厚度较厚时,气水界面位于相对均匀的块状灰岩内部,气水界面深度变化不大;而当块状灰岩厚度较薄时,气水界面深度常因礁上层和致密层石灰岩段的发育而出现较大变化。据以往研究成果,该区块气水界面的海拔深度自西向东逐渐加深,且所在层位也有所变化,平均气水界面海拔为-2317m。由于礁上层和Z层局部相对致密石灰岩段横向上厚度变化较大,有可能成为隔层,从而在剖面上形成不同的水动力系统[1]。

B区块气水界面变化较大,不仅各构造不具有统一气水界面,且同一构造内具多个气水界面的特征(可能断层分隔)。虽然气水界面变化大,气水关系复杂,但总体上具有西高东低、北高南低的特征[1](图1)。

3 储层与非储层的测井响应特征

根据A、B区块新井岩屑、岩心资料分析,卡洛夫—牛津阶储层岩性较单一,主要为石灰岩,储集空间有粒间孔、粒内孔、铸模孔、晶间孔、溶孔(洞)和裂缝,储集类型主要有孔隙(洞)型、裂缝—孔隙型。

3.1 储层与非储层测井响应特征与统计对比分析

通过岩石物理研究卡洛夫—牛津阶储层与非储层的测井响应具有明显不同的特征[2-3](图2),储层(气层、气水层等)相对非储层表现出相对高的孔隙度(即高声波时差、高补偿中子和低补偿密度)、高渗透率;相对低的电阻率、伽马、含水饱和度、弹性模量等特征,成像测井资料反映储层段溶孔或微细裂缝较发育。

3.2 储层与非储层测井响应参数交会特征

通过对气井储层与非储层测井响应参数和数字处理参数交会图分析可以得出:声波时差与孔隙度、渗透率、电阻率之间,孔隙度与含水饱和度、渗透率、电阻率之间的储层与非储层测井响应特征具有较明显的差异,利用测井响应参数间的交会,能有效地识别储层与非储层(图3)。根据这些差异特征,归纳出储层孔隙度一般大于4%,纵波时差一般大于53μs/ft(注:1ft =0.3048m),浅侧向电阻率一般低于50Ω·m,自然伽马一般小于12API,渗透率一般大于0.3×10-3μm2。

4 储层流体性质判断

储层流体性质判别的关键是要根据区域上储层和流体分布的特征选取相应的判别方法。由于合同区块老井与新井资料的不匹配性,以及不同类储层的试油资料不全等原因,区块研究上未能建立流体性质定量识别图版,目前用如下方法进行探索。

4.1 电阻率高低识别法的误区

图2 B区14口井储层与非储层参数统计对比图

电阻率高低受孔隙内流体性质和物性好坏,溶孔和裂缝发育情况、钻井液或钻井滤液侵入的影响。从合同区储层特征来看,气层与部分水层的深浅电阻率均可表现为正差异特征,故不能简单地用径向电阻率正负差异变化来识别气水层;由于沉积相的差异,卡洛夫—牛津阶A区块从硬石膏与石灰岩互层(ⅩⅤac)到块状生物灰岩(ⅩⅤm)层,B区块从礁上层(ⅩⅤhp)到ⅩⅤa2层纵向上电阻率基本都呈台阶状降低趋势,该趋势主要反映了从上到下含气饱和度的降低,因此若单纯利用上部相对高阻下部相对低阻的特征来判断气水层,是一个误区。

图3 B区卡洛夫—牛津阶储层与非储层段测井响应参数交会特征图

图4 A区块Sam-44-1井生物礁灰岩储层图注:1in=25.4mm,下同

图4是A区块Sam-44-1井的卡洛夫—牛津阶生物礁灰岩储层,第一试油层电阻率表现为上部电阻率高,下部电阻率低的特征,成像图见溶孔较发育,该层处于区域上气水界面附近,若单纯从电阻率特征看,很易误判为气水层,而试油结果产气19.65×104m3/d、水0.7m3/d。

B区块Pir-21井卡洛夫—牛津阶生物灰岩储层,同样第一试油层电阻率表现为上部电阻率高,下部电阻率低的特征,成像图见针状溶孔和微细裂缝较发育,该层也处于区域上气水界面附近,易误判为气水层,而试油结果酸化后产气28.2×104m3/d、水4.23m3/d。

4.2 孔隙度—饱和度交会法

实验表明:如果地层只含束缚水,孔隙度(φ)与束缚水饱和度(Swi)的乘积趋于一个常数,在φ—Sw交会图中交会点呈单边双曲线分布;当储层含可动水时, Sw>Swi,意味着对应同一个孔隙度值,交会点必然跳离φ—Sw的双曲线点群。即:气层——地层只含束缚水,交会点的特征为单边双曲线特征;水层——地层中含可动水,交会点跳离φ—Sw的双曲线点群,由此可判别气水层。从图5可见,A区Sam-35-1H井2803～3222m交会点呈明显的单边双曲线分布特征,该井测试日产气108×104m3。

图5 Sam-35-1H井气层段φ—Sw交会图

4.3 三孔隙度曲线重叠法

由于“挖掘效应”,地层孔隙中含天然气时,纵波速度(vp)降低(声波时差增高)、补偿密度值降低(密度孔隙度增大),因此可利用孔隙中不同流体类型对中子和声波特性及补偿密度响应的影响来识别流体性质。

对于卡洛夫—牛津阶石灰岩储层,当地层含气时,声波时差增大但未产生明显的周波跳跃现象,中子孔隙度高于相对致密的石灰岩层,且与补偿声波曲线呈“同向变化”,气层段未出现所谓的“镜像对称”现象。

卡洛夫—牛津阶石灰岩的声波时差(A Cmax)骨架值为47.5μs/ft,中子骨架值(CNLma)为0。以47.5～90μs/ft(φ·A C=0～30%)为横向比例,计算出CNL的横向比例为0～30%。同样,D EN横向比例为1.95～2.95g/cm3,则对应的 CNL横向比例为45%～-15%、如A C>CNL或D EN>CNL则判别为气层;如A C≤CNL或D EN≤CNL则判别为水或气水同层[4](图6)。

图6 声波孔隙度计算图

由于岩心反映A、B区石灰岩储层岩石组分、结构及胶结物存在差异,储层电性、物性特征也不一样,故需要选择标准层(井眼规则和致密的石灰岩段)对A C、CNL、D EN进行归一化。B区选择ⅩⅤa2层相对致密石灰岩层,A区选择ⅩⅤhp相对致密石灰岩层。

图7 Yan-21井流体性质判别图

图7是B区Yan-21井经过标准层刻度后的三孔隙度重叠图,从图上看第一试油层表现为明显的气水层特征,试油结果:气48.95×104m3/d,凝析油10.62m3/d,水85.98m3/d,渗透率0.45×10-3μm2。第二试油层为明显的气层特征,试油结果:气112.8×104m3/d,水6.48m3/d,凝析油22.68m3/d。

4.4 纵横波时差比法

当地层孔隙中含气时,纵波速度(vp)降低,但对横波速度(vs)影响却很小,因此,在岩石孔隙度一定的情况下,随含气饱和度增大,纵横波速度比(vp/vs)降低。

纵横波速度比骨架值:白云岩为1.83,石灰岩为1.92,砂岩为1.67。故应用该法时要充分考虑到岩性和孔隙度的影响,特别是在多矿物组成的储层中岩性的影响。由于纵横波速度比随着孔隙的增大会下降,孔隙越大,纵横波速度比越小。相关研究结论校正图版见图8。

图8 不同岩性vp/vs与孔隙度的关系图注:l psi=6.89476kPa

由于卡洛夫—牛津阶石灰岩储层泥质含量极低(基本上小于5%),对地层孔隙度的贡献极小,可以忽略。因此可将中子孔隙度直接带入,计算各种矿物在地层体积含量为100%时的纵横波速度比;用实测的纵横波速度比曲线与拟合的纵横波速度比曲线进行比较,低于理论值的部分为气层,高于或者等于理论值的部分为水层或干层[5-6]。

从图7中分析第一试油层纵横波时差比实测值基本等于理论值,表现为气水层特征,与三孔隙度重叠法判断结论一致;第二试油段底部层纵横波时差比实测值略小于理论值,上部层明显小于理论值表现为气层特征,与三孔隙度重叠法判断结论及试油结论相符合。

5 结论

1)合同区石灰岩储层具有相对高的孔隙度(高声波时差、高补偿中子和低补偿密度)、渗透率与相对低的电阻率、伽马、含水饱和度、弹性模量等特征,储层段成像测井资料见溶孔或微细裂缝较发育。

2)利用测井响应参数的交会,能有效地识别储层与非储层。储层孔隙度一般大于4%,纵波时差一般大于53μs/ft,浅侧向电阻率一般低于50Ω·m,自然伽马一般小于12API,渗透率一般大于0.3×10-3μm2。

3)利用三孔隙度重叠法判断流体性质时,B区选择ⅩⅤa2相对致密石灰岩层,A区选择ⅩⅤhp相对致密石灰岩层作为标准层。

4)电阻率高低特征判别气水界面是一大误区,三孔隙度重叠法、vp/vs比值法具有较好的适应性。

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[3]胡振平,罗利,谢刚.碳酸盐岩地层测井精细处理方法[J].天然气工业,2008,28(10):46-48.

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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 编辑 韩晓渝)

齐宝权,1966年生,高级工程师;已发表测井解释相关论文及学术交流会文章20余篇,现主要从事石油天然气测井解释工作。地址:(400021)重庆市江北区大石坝大庆村400号。电话:(023)67352039。E-mail:qbq66@163.com

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