巴什托油气田泥盆系低阻油气层测井评价

2015-07-02李清松

石油地质与工程 2015年3期

关键词：伽马泥质油层

李清松

(中国石化西北油田分公司勘探开发研究院，新疆乌鲁木齐 830011)

巴什托油气田泥盆系低阻油气层测井评价

李清松

(中国石化西北油田分公司勘探开发研究院，新疆乌鲁木齐 830011)

在岩心、核磁、地层水等资料分析的基础上，确定巴什托油气田泥盆系油藏低阻因素主要是高束缚水饱和度，同时油水矿化度差异及黏土类型差异也是重要影响因素。利用自然伽马与中子-密度交会法计算储层泥质含量的差值作为储层沥青相对含量，并对有效孔隙度进行了沥青含量校正。利用岩心、核磁资料回归标定了束缚水饱和度参数，利用可动水法进行了储层流体类型判别。通过对巴什托油田实际资料的计算，测井解释模型展示了较好应用效果。

巴什托油田；低阻油层；测井评价；可动水分析法

巴什托油气田构造上位于麦盖提斜坡西北部的巴什托-先巴扎背斜构造带的中段。该油气田泥盆系油藏电阻率低于邻近泥岩电阻率，与邻近水层电阻率接近，为低阻油藏，油气层和水层难以通过电阻率大小、差异识别。另外，储层普遍存在沥青，储层参数难以准确求取。这些给该地区砂岩油气层的准确识别、评价带来困难。本文对该地区低阻油气层测井解释方法进行了研究并建立低阻油气层测井解释模型油水识别标准。

1 储层特征

研究区泥盆系砂岩储层碎屑颗粒成分主要为石英、岩屑和长石。石英含量为55%～98%，平均含量为87.4%，长石和岩屑含量1%～35%，岩屑主要为酸性喷出岩、泥岩、白云母、千枚岩等。碎屑颗粒主要为细砂，其次为极细砂和中砂，再其次为粗砂和粗粉砂。储集空间以次生溶蚀孔隙为主，包括石英颗粒间溶孔和长石粒内溶孔、岩屑粒内溶孔，局部有白云石晶间孔。

根据实验分析的岩心样品统计分析，储层孔隙度0.5%～16.8%，平均6.67%；渗透率(0.007～71.3)×10-3μm2，平均2.53×10-3μm2，孔隙度和渗透率的分布范围较宽，反映了储层的非均质性较强，储层总体属于低孔低渗储层。X7井4 950～4 954 m油层孔隙度为12.9%，电阻率为6.61 Ω·m；4 989～4 992 m水层孔隙度为12.5%，电阻率为5.93 Ω·m，电阻率增大指数为1.11；X8井东河塘组油层4 951～4 955 m孔隙度为13.4%，电阻率为6.15 Ω·m；4 991～4 999 m水层孔隙度为13.2%，电阻率为5.23 Ω·m，电阻率增大指数仅为1.17，与围岩相比，东河塘组油层电阻率明显低于相邻泥岩的电阻率(30 Ω·.m)。因此，无论是从相对低阻的观点还是绝对低阻的观点出发，东河塘组油层都应属于低阻油层[1-2]。

沥青中含有较多的放射性元素，使得测井曲线特征上反映较高的自然伽马特征。同时，根据分析，沥青具有相对低的含氢指数与相对低的密度。如图1所示，X9井在4 951～4 980 m段多次出现高自然伽马对应密度降低的测井响应特征，薄片描述均有黑色沥青，这与该段中具有高自然伽马对应密度增高特征的泥质形成明显的差异。沥青的存在给储层物性和测井响应都造成了较大的影响，因此，必须正确识别沥青。

2 低阻油层成因分析

导致油层电阻率过低的原因有多种[2-4]，从测井角度认为主要有高束缚水饱和度、黏土矿物附加导电、微裂缝、导电矿物富集和泥浆滤液侵入等造成。

2.1 束缚水饱和度高

根据岩心描述和粒度分析，储层岩石颗粒整体偏细，主要为细砂岩，其次为极细砂和中砂岩。另一方面，储层中残余粒间孔、各种溶蚀孔及颗粒破裂微缝非常发育，造成孔隙结构复杂化，从而形成较高的束缚水饱和度。X8井东河塘组核磁共振分析的束缚水饱和度最低为31.39%，最高为74.89%，平均为48.6%，也充分证明了该区束缚水饱和度高。因此，这是引起东河塘组油层电阻率降低的主要原因。

图1 X9井东河塘组沥青测井响应特征

2.2 油水层矿化度差异

研究区地层的多期构造活动及断裂的发生使得油水分布多次调整，同时加上成岩作用的影响，使得各井所取得的地层水矿化度差异较大。地层水矿化度变化特征表现为上部储层的地层水矿化度明显高于下部储层。根据这一统计规律，推断地层水异常与油气运移有一定关系，油水层矿化度差异是储层低阻的一个因素。

2.3 黏土矿物类型及分布

根据研究区岩样X射线衍射检测的结果，含油储层的黏土成分以伊蒙混层为主，其次为伊利石。黏土矿物成分从上往下变化较大，顶部泥岩伊利石含量较高，向下逐渐减少，伊蒙混层含量增加。由于伊蒙混层其阳离子的交换特性介于蒙脱石与伊利石之间，黏土矿物一方面起到附加导电的作用，另一方面黏土矿物表面积大，黏土矿物在地层中以分散状充填孔隙空间时，往往增加孔隙结构的复杂性，使得地层的导电率降低[5]。

3 储层参数评价模型

3.1 泥质含量计算模型

研究区自然伽马与泥质含量有较好的相关性，但曲线起伏变化较大，因此，采用分段曲线型模型计算泥质含量。

(1)

当ΔGR≤0.55时：

VSHGR=0.0006078×(100×ΔGR)1.5827

(2)

当0.55<ΔGR≤0.73时：

VSHGR=2.1212×ΔGR-0.81667

(3)

当ΔGR>0.73时：

VSHGR=ΔGR

(4)

式中：△GR——自然伽马相对值，小数；GR——自然伽马测井值，API；GRmin、GRmax——分段自然伽马测井值的最小值和最大值，API；VSHGR——自然伽马计算的泥质含量，小数。

由于东河塘组上部储层中普遍存在沥青，造成自然伽马增大，使计算的泥质含量偏高。为了消除沥青的影响，采用了中子-密度交会法，并借用斯伦贝谢公司推出的如下公式计算泥质含量：

(5)

X=(DENcl2-DENcl1)×(CNL-CNLcl1)-(DEN-DENcl1)×(CNLcl2-CNLcl1)

Y=(DENcl2-DENcl1)×(CNLclay-CNLcl1)-(DENclay-DENcl1)×(CNLcl2-CNLcl1)

式中：DENcl1——砂岩点1的密度值，g/cm3；CNLcl1——砂岩点1的中子值，pu.；DENcl2——砂岩点2的密度值，g/cm3；CNLcl2——砂岩点2的中子值，pu.；DENclay——泥岩点的密度值，g/cm3，CNLclay——泥岩点的中子值，pu.；DEN——密度测井值，g/cm3；CNL——中子测井值，pu.；VSHnd——中子-密度交会计算的泥质含量，小数。

由于沥青质的存在，中子含氢指数下降，由于其对密度的影响很小，故用该公式计算的泥质含量偏低。因此，以上述两种方法泥质含量计算的平均值作为地层泥质含量，基本可以消除沥青质的影响。

3.2 沥青相对含量模型

沥青质的存在破坏了储层的孔隙结构，使储层物性变差。由3.1可知，当储层中含有沥青时，用自然伽马计算的泥质含量将大于地层实际的泥质含量；而用中子-密度交会法计算的泥质含量将略小于地层实际的泥质含量。因此，两种方法计算的泥质含量的差异反映了储层中沥青含量的相对大小变化[6]。计算模型如下所示：

当VSHGR>VSHnd时：

Bitumen=VSHGR-VSHnd

(6)

当VSHGR≤VSHnd时：

Bitumen= 0

(7)

式中：Bitumen——沥青相对含量，小数；VSHGR——自然伽马计算的泥质含量，小数；VSHnd——中子-密度交会计算的泥质含量，小数。

3.3 有效孔隙度的沥青影响校正模型

研究区声波时差与岩心分析孔隙度具有良好的相关性，利用声波计算的孔隙度与岩心分析孔隙度相关性较好。由于沥青造成储层的有效孔隙度降低，用声波计算的有效孔隙度比实际孔隙度偏高，因此必须校正沥青影响。有效孔隙度校正模型为[6]：φec=φe-0.036×Bitumen

(8)

式中：φe,φec——有效孔隙度、有效孔隙度校正值，均为小数；Bitumen——沥青相对含量，小数。

3.4 饱和度模型

研究区储层孔隙空间主要为残余粒间孔、粒间溶孔及少量粒内溶孔。尽管孔隙结构比较复杂，但从孔隙度与地层因素的关系以及电阻率增大系数与含水饱和度的关系来看，线性相关系数高，因此，常规的阿尔奇模型仍然适用于有效含水饱和度和总含水饱和度的计算。

根据核磁共振实验资料分析得到的束缚水饱和度与泥质含量及孔隙度有较好的相关关系[7]，利用多元线性回归法，建立了储层束缚水饱和度模型：

Swir=0.363577×Vsh-2.4124φe+0.6600699

(相关系数R2=0.974)

(9)

当Swir>Swt时：Swir=Swt

式中：Swir，Swt——束缚水饱和度和总含水饱和度，小数；Vsh——泥质含量，小数。

3.5 储层流体类型判别模型

研究区储层流体类型复杂，受储层岩性与成岩作用的影响较大，再加上油层与水层的地层水矿化度存在差异，造成油水层测井对比度较低。通过资料对比分析，利用可动水分析法可以较好地判定储层流体类型[8](图2)。

图2 束缚水饱和度与含水饱和度交会图

当(Swt-Swir)<10%时，表明储层基本不含可动水，为油层或干层；

当10%≤(Swt-Swir)<25%时，储层含有较少可动水，为油水同层；

当(Swt-Swir)≥30%时，储层含较多的可动水，为水层。

4 实例分析

根据建立的参数模型对研究区测井资料进行了处理解释，岩心分析值与测井计算值对应较好，测井计算束缚水饱和度与核磁共振束缚水饱和度也基本一致，流体类型判别图版与生产测试资料基本吻合，这些均说明建立的测井模型是可靠的。

从图3中可看出，测井计算的孔隙度、渗透率与岩心分析结果对应很好，说明建立的测井模型是可靠的。测井解释4 950.5～4 960.5 m井段平均孔隙度为10.5%，平均渗透率为5.497×10-3μm2，束缚水饱和度顶部为4%，中下部与总含水饱和度大致相等，含少量水的为油气层，该井段经射孔测试日产油64.99～60.24 m3，日产水1.05～2.83 m3，含水率为5.8%～2.8%，与测井解释结论相符。