基于核磁共振测井孔喉的低渗透率储层有效性评价方法

2014-05-10周明顺殷洁潘景丽任书莲杨少欣刘百舟

测井技术 2014年4期

周明顺, 殷洁, 潘景丽, 任书莲, 杨少欣, 刘百舟

(1.中国石油华北油田公司勘探开发研究院, 河北任丘 062552;2.中国石油集团测井有限公司华北事业部, 河北任丘 062552)

0 引言

阿尔凹陷是华北油田快速、高效勘探开发的整装低孔隙度低渗透率复杂孔隙结构油田。2013年实现勘探—评价—建产30×104t产能建设。针对储层评价的难点,加大了核磁共振测井规模应用力度(有14口井进行核磁共振测井)。为了提高核磁共振测井评价渗透率及孔隙结构的精度,研究建立了基于孔喉的渗透率计算方法,实际应用中渗透率的评价精度明显提高。储层有效性评价方面,应用试油资料建立自然产能层、压裂产能层、压裂无效层评价标准,通过软件处理,实现储层有效性的快速评价,生产应用中取得了良好的应用效果,为阿尔凹陷的高效勘探开发提供有效的测井技术支持。

1 区域地质背景

阿尔凹陷结构特征与区域构造背景一致,凹陷北东走向,结构开阔。凹陷早期在主洼槽区表现为双断结构,中后期表现为东南断西北超结构。与邻近的巴音都兰凹陷、乌里雅斯太凹陷形成期一致,阿尔凹陷开始于燕山运动中期的张裂作用,同沉积北东走向的边界断层性质决定了凹陷东西分带、南北分区的构造格局。根据凹陷的结构、沉积构造发育特点,该凹陷自东向西依次可以划分为东部陡带、中央背斜带、中央洼槽带和西部斜坡带[1]。

阿尔凹陷地层自上而下依次为第四系+第三系,下白垩系赛汉组、腾格尔组(包括腾二段、腾一段)、阿尔善组(包括阿四段、阿三段),侏罗系以及古生界二叠系。由于沉积母岩不同,纵向自下而上其母岩成分为凝灰岩—凝灰岩+花岗岩—花岗岩,储层岩性多样,储层岩性由腾一上段的细砂岩、腾一下段的砂砾岩、阿四段的凝灰质砂岩和古生界的火山岩等不同岩性组成,岩性识别难度大。

不同岩性的储集性能差异大,孔隙结构复杂,渗透率计算难度大。在孔隙度相当的情况下岩性较纯的砂砾岩渗透率较高;自生高岭石的出现或凝灰质含量增加,渗透率降低明显,孔隙结构复杂。根据物性分析资料,阿尔3区块腾一下段砂砾岩分为K1bt1下Ⅲ1和K1bt1下Ⅲ2油组;K1bt1下Ⅲ1油组孔隙度平均12.1%,渗透率平均8.4 mD*非法定计量单位,1 mD=9.87×10-4 μm2,下同,属于低孔隙度低渗透率储层;K1bt1下Ⅲ2油组孔隙度平均12.1%,渗透率平均64.3 mD,属于低孔隙度中等渗透率储层;腾一下段阿尔2井区,由于胶结物中含有自生高岭土(2%～12%),孔隙度平均10.9%,渗透率平均0.5 mD,属低孔隙度特低渗透率储层;阿四段凝灰质砂岩孔隙度平均11.5%,渗透率小于1 mD,属于低孔隙度低渗透率储层;二叠系裂缝性火山岩孔隙度平均6.5%～8.3%,渗透率平均62～65.0 mD,属于低孔隙度中等渗透率储层。

由于不同层位、不同井区储层岩性、储层胶结物

的差异,在储层孔隙度差异不大的情况下其渗透率差异很大,常规测井很难进行储层渗透率的有效评价。图1为阿尔凹陷岩心分析孔隙度与渗透率关系图。

图1 阿尔凹陷岩心分析孔隙度与渗透度关系图

储层渗透率是影响储层孔隙结构的重要因素,孔隙结构复杂程度的不同对试油产量的影响十分明显,储层有效性评价对阿尔凹陷的高效勘探开发起到很大的制约作用,是储层测井评价的技术瓶颈。

2 核磁共振测井计算渗透率

核磁共振测井资料处理解释软件中利用Timur-Coates公式和SDR公式计算渗透率存在很大局限性,一般适用于中孔隙度中高渗透率储层。对低孔隙度低渗透率储层,尤其是类似阿尔凹陷孔隙结构复杂的低孔隙度低渗透率储层,利用Timur-Coates公式和SDR公式计算渗透率误差可达到数量级,主要原因是渗透率与孔隙度的关系十分复杂(见图1)。

图2为阿尔3井核磁共振测井计算渗透率与岩心分析渗透率对比结果。图2中第6道粉色点线为Timur-Coates公式计算的渗透率值,与岩心分析渗透率(圆点)对比,核磁共振Timur-Coates公式计算渗透率值偏低1个数量级。

图2 阿尔3井核磁共振测井计算渗透率与岩心分析渗透率对比图

3 基于孔喉的渗透率计算方法

核磁共振测井提供了纵向连续的横向弛豫时间T2谱。通过对T2谱的分析,能有效反映储层孔隙度、渗透率、孔隙喉道大小及孔隙结构特征[2-3]。

3.1 孔喉大小评价方法

对孔喉大小的研究通常采用实验室方法,如压汞、铸体薄片、电镜扫描、CT成像等。实验室方法具有成本高、难以大量采样等缺点[4]。

利用压汞资料研究岩石的喉道大小,通常把孔喉半径小于1 μm的喉道称为微喉,1～5 μm的喉道称为细喉,5～10 μm的喉道称为较细喉,10～50 μm的喉道称为中喉,大于50 μm的喉道称为粗喉。图3为压汞实验资料划分喉道大小的标准图。

图3 压汞资料划分喉道大小标准图

应用核磁共振测井可以较好地进行喉道大小分析,通过与压汞资料对比具有良好的一致性。应用核磁共振测井解释处理孔喉大小通常把T2谱时间范围分成8个区间,以反映不同孔隙喉道大小,在核磁共振测井处理成果中可以得到8种孔喉大小分布特征,即8个bin。通过对比分析,压汞孔喉半径与与核磁共振孔喉及T2谱时间范围对应关系如表1所示。

但是,的T2谱时间范围过多,而反映细喉、较细喉的特征的T2谱时间范围不够明显,其结果是核磁共振测井处理结果的孔喉大小与压汞实验结果的孔径大小对应不明显。通过分析研究,重新确定反映不同孔喉大小的T2谱的时间范围,主要是相应减少反映微喉的T2谱时间数量,增加反映细喉、较细喉的T2谱的时间范围数量。测井解释软件中设定的T2谱时间范围一般为0.3、1、3、10、33、100、 300、 1 000、3 000 ms,改变后的T2谱时间范围变为0.3、6、33、100、200、300、500、1 000、3 000 ms。

核磁共振测井解释软件中反映微喉部分

通过改变T2谱的时间区间范围,核磁共振测井重新处理解释的孔喉分布特征与压汞实验的孔喉分布特征具有很好的一致性。图4为阿尔3井39号层(1 783～1 796 m井段)改变T2谱前后的核磁共振测井平均孔喉分布图。通过与压汞实验资料对比,可以明显看出,改变T2谱时间范围后的孔喉大小与压汞实验结果具有很好的对应关系。阿尔3井39号层及阿尔4井12号层对比统计结果见表2。

图4 改变T2谱时间范围前后核磁共振测井孔喉大小分布图

井名井深/m项目不同喉道大小所占比例/%微喉细喉较细喉中喉阿尔31791.41压汞实验34.3322.6210.228.81783～1796改变T2谱前核磁共振37.3121931.8改变T2谱后核磁共振36.824.37.632.1阿尔41877.73压汞实验37.4817.48.732.041875～1883改变T2谱前核磁共振39.89.412.538.4改变T2谱后核磁共振39.816.75.238.4

3.2 渗透率计算方法

根据核磁共振测井计算的喉道大小结果,通过对物性分析资料研究,阿尔凹陷储层渗透率的贡献主要来自中喉道(根据压汞实验资料,阿尔凹陷基本没有孔喉半径大于50 μm的粗喉道),较细喉道及细喉道贡献相对较少,而微喉道一般对储层的渗透率没有贡献。

根据不同喉道所占比例与渗透率的关系,以及对储层渗透率的贡献大小,参照一般经验,中喉道对渗透率的贡献率为100%,较细喉道对渗透率的贡献率为50%,细喉道对渗透率的贡献率为20%,可以计算出储层不同喉道大小所占比例对渗透率的贡献经验指数S

S=S4+S3×50%+S2×20%

(1)

式中,S为渗透率贡献指数;S4为中喉道所占比例;S3为较细喉道所占比例;S2为细喉道所占比例。

通过与物性分析渗透率值建立关系可以得出渗透率计算图版(见图5),有

K=0.0236e19.795S

(2)

图5 渗透率与经验指数关系图

3.3 渗透率计算结果分析

应用核磁共振测井资料计算储层的孔喉大小,进而利用孔喉大小计算储层渗透率的计算结果更加精确[5],尤其是类似含凝灰质造成渗透率降低的储层应用效果更好。如阿尔6井阿四段的凝灰质砂岩层渗透率计算结果与岩心分析结果十分吻合。但是,对自生高岭石含量引起的渗透率降低的砂砾岩层,核磁共振测井反映的储层中喉所占比例仍相对较高,核磁共振测井计算的渗透率偏高,如阿尔2井腾一下段。总体上,应用核磁共振测井资料,通过计算孔喉大小然后计算渗透率的方法计算渗透率结果与物性对一致性较好(见图6),核磁共振常规方法计算的渗透率值精度更高。在阿尔3井处理解释中,渗透率计算精度同样得到明显提高,图2中第6道蓝色线基于核磁共振孔喉的渗透率值计算结果。

图6 核磁共振计算与物性分析渗透率对比

4 储层有效性评价方法

阿尔凹陷不同类型储层的孔隙度差异不大,但试油产量差异很大,有自然产能、压裂产能、压裂无效等不同的类型。通过分析研究,试油产量差异大主要与储层的喉道大小、储层渗透率等因素有关。储层的孔隙结构则直接受到喉道及渗透率的控制,储层的孔隙结构的复杂程度是影响试油产量的主要因素。

4.1 储层分类

根据阿尔凹陷的试油结果,可把该地区储层简单地分为3种类型:Ⅰ类储层为自然产能型;Ⅱ类储层为压裂产能型;Ⅲ类储层为致密储层型(储层通过压裂改造仍然不能达到工业油流)。

4.1.1 Ⅰ类储层

该类储层虽然孔隙度不高(10%～14%),但是中喉道所占比例相对较高,渗透率值较高,常规测井反映在微电极存在幅度差,自然电位存在负异常,阵列侧向电阻率呈明显的减阻侵入特征。如阿尔3井39号层,中喉占22.5%,孔隙度13%,渗透率28.9 mD,自然产能47.1 t/d。

4.1.2 Ⅱ类储层

该类储层孔隙度相对较低,中喉道所占比例相对较低,渗透率值较低,常规测井反映在微电极存在一定幅度差,自然电位存在负异常或负异常不明显,阵列侧向电阻率呈明显的减阻侵入特征。如阿尔4井19、20号层,中喉所占比例分别为8.7%和10.8%,孔隙度分别为8.1%和8.4%,渗透率分别为0.56和1.219 mD,常规试油结果为日产油0.017 t,压裂后日产油为7.52 t。

4.1.3 Ⅲ类储层

该类储层的孔隙度与Ⅱ类储层相差不大,但中喉道所占比例更低,渗透率更差,常规测井反映在微电极没有幅度差,自然电位负异常不明显,阵列侧向

电阻率没有明显的侵入特征。如阿尔22井53～56号层,中喉所占比例分别为0.9%～3.2%,孔隙度分别为7.7%～9.1%,渗透率分别为0.07～0.09 mD,常规试油结果为干层,压裂后日产油为0.25 t。

4.2 储层有效性评价图版及评价标准

应用有核磁共振测井资料的阿尔3井等5口井15个层的试油资料分别建立了中喉道所占比例与核磁共振计算孔隙度、不同喉道大小对渗透率贡献指数S与阵列侧向电阻率增大率A1、孔隙结构指数与渗透率等进行产能评价图版。图7为孔隙结构指数与计算渗透率评价产能图版。根据各类图版得出了储层分类及产能评价标准(见表3)。

图7 孔隙结构指数与计算渗透率评价产能图

储层类型储层有效性评价标准孔隙度/%渗透率/mD中喉比例/%渗透率贡献指数孔隙结构指数电阻率增大率自然产能>10>10>18>30>1>1压裂产能7～16>0.2>5>8>0.15>1压裂低产7～10<0.2<5<8<0.15

图8 阿尔4井储层分类处理解释成果图

4.3 储层有效性评价结果

根据核磁共振测井提供的孔喉大小、渗透率、孔隙结构精确的计算结果,并在储层分类标准研究的基础上,通过连续处理解释可以得到储层分类连续的处理剖面。图8为阿尔4井储层分类处理解释成果图,从图8中储层分类剖面中可以明显看出,12、14号层(1 874～1 886 m段)为Ⅰ类自然产能层(数值高、充填红色),试油结果证实,常规试油日产油24.8 m3;16～22号层(1 894～1 930 m段)为Ⅱ类压裂产能层(数值低、充填蓝色),19、20号层常规试油结果为日产油0.017 t,压裂后日产油为7.52 t;24号层(1 944～1 962 m段)为Ⅲ类压裂低产层(数值更低、充填绿色)。