应用测井资料预测致密油有利区方法研究

钟淑敏, 谢鹏, 刘传平

(大庆油田有限责任公司勘探开发研究院, 黑龙江 大庆 163712)

0 引 言

致密油气已成为全球油气勘探开发的新目标,其规模巨大[1-2],作为常规油气的补充和接替具有举足轻重的地位。致密油藏类型按烃源岩与储层的关系可以分为源储一体和近源2类[3-5],致密油藏形成的重要条件是烃源岩要富含有机质(TOC>2%)且成熟度较高(Ro>0.7%);其次是烃源岩地层具有较高压力梯度(压力系数1.1～1.8),而且平面连续分布、纵向厚度较大。本文讨论的致密油有利区评价主要是在烃源岩和储层品质评价的基础上,寻找源、储配置关系好的有利区域,为勘探开发井位部署和提交致密油储量奠定基础。

1 烃源岩测井评价方法

1.1 烃源岩分布及特征参数

油气勘探实践表明[6-7],富含有机质的烃源岩是形成致密油藏的物质基础,一个盆地内部油藏分布与烃源岩的分布及其生排烃中心具有密切联系,主要油藏分布在烃源岩内部或周围。研究区位于齐家-古龙凹陷生油中心,青山口组沉积了一套半深湖-深湖相的厚层黑色泥岩,为富含有机质的烃源岩,其上部的高台子油层以三角洲前缘相带沉积为主,部分砂体呈指状插入烃源岩或者直接与烃源岩接触,源储匹配关系良好。

烃源岩的特性可以用有机碳含量(TOC)、镜质体反射率(Ro)、地层压力等参数以及其分布面积和厚度表征。烃源岩评价通常是通过地球化学分析完成的,但由于取心样品数量少、代表性差、分析费用高、分析周期长等因素影响,其应用受到一定的限制。测井资料不但信息丰富、费用低、时效高,且具有纵向上连续的特点,因此应用地球化学研究结果与测井技术相结合,开展了烃源岩测井评价研究。

1.2 特征参数测井评价方法

非烃源岩是由岩石骨架和孔隙的流体2部分组成。烃源岩与非烃源岩相比,在测井响应上具有高电阻率、高声波时差、低岩性密度和高自然伽马等特征,这为利用测井资料进行烃源岩评价提供了基础。

1.2.1 有机碳含量

利用核磁共振和岩性密度孔隙度法可以直接评价有机碳含量的变化。对于烃源岩而言,岩性密度测井信息是岩石骨架、干酪根(固体有机质)和孔隙流体的综合反映,由于固体有机质的密度与孔隙流体的密度值相近,因此,计算得到的密度孔隙度代表的是孔隙和固体有机质2部分。核磁共振测井得到的孔隙度仅反映了流体孔隙部分。密度孔隙度与核磁共振孔隙度之间的差值反映了固体有机质含量的多少[8],二者差值越大反映固体有机质含量越高,反之亦然(见图1)。

应用岩心分析TOC与电阻率、声波时差和岩性密度等敏感参数进行相关性分析,TOC与深侧向电阻率和声波时差测井曲线叠合面积具有较好相关性[9]。选用4口井292块岩心分析TOC与深侧向电阻率声波时差测井曲线,采用岩心刻度测井方法,建立TOC测井解释模型

TOC=3.1821 lgRLLd+0.0619374AC-6.4904

(1)

式中,TOC为有机碳含量,%;RLLd为深侧向电阻率,Ω·m;AC为声波时差,μs/ft*非法定计量单位,1 ft=12 in=0.304 8 m,下同;相关系数为0.87。应用4口井292块岩心分析的与测井计算的TOC对比平均绝对误差为0.29%。

1.2.2 镜质体反射率

镜质体反射率(Ro)反映有机质成熟度,它随着埋藏深度的增加而增大[10]。通过分析,Ro与深度和自然伽马值相关性较好(见图2)。应用8口井27层岩心分析Ro与深度和自然伽马测井参数,建立Ro解释模型

图1 ×58井测井资料处理解释成果图

图2 ×地区烃源岩地层岩心分析Ro与测井参数关系图

Ro=0.008D+0.0018GR-0.8386

(2)

式中,Ro为镜质体反射率,%;D为井深,m;GR为自然伽马测井值,API;相关系数为0.95。应用8口井27层岩心分析与测井计算的Ro进行对比,平均绝对误差为0.04%。

1.2.3 生烃潜量

岩石热解生烃潜量(S1+S2)指标值越大,越有利于油气生成。经分析S1+S2与有机碳含量成正比,应用4口井292个层岩心分析资料,建立了S1+S2解释模型。

S1+S2=13.28 lgRLLd+0.26AC-26.96

(3)

式中,S1+S2为生烃潜量,mg/g;相关系数为0.88。经292块岩心分析与测井计算S1+S2结果对比模型绝对误差0.95 mg/g。

1.2.4 地层压力

勘探实践证实,优质烃源岩生烃增压形成的异常压力是油气运移成藏的主动力,由于受异常压力控制,运移驱动压力大,油气充注强,对于近源致密储层易形成致密油藏[11-12]。研究区烃源岩为下部的青一段地层,该地层岩性以大段暗色泥岩为主,局部夹粉砂质泥岩。利用声波时差测井资料在岩性变化较小的青一段地层就可以很好地反映孔隙度的变化,而泥岩孔隙度随上覆净压力呈规律性变化。因此,在确定声波时差与上覆净压力的关系之后,就可以计算出青一段为烃源岩地层压力,确定其压力系数,采用伊顿法求地层压力公式

pp=(po-pw)(AC″/AC)C

(4)

po=[(1-φ)ρma+φρf]gH

(5)

pw=0.0137D-6.51

(6)

lnAC″=-0.0004H+5.128

(7)

式中,pp为目的层压力,MPa;po为上覆地层压力,MPa;pw为地层水静液柱压力,MPa;AC″为预测声波时差,μs/ft;C为压实指数,常取0.914;D为井深,m;φ为平均有效孔隙度,f;ρma为骨架岩性密度,mg/g;ρf为流体岩性密度,mg/g;g为重力加速度,m/s2;H为地层厚度,m。经过19口井27个深度点求取的地层压力与实测地层压力对比,平均绝对误差为1.06 MPa。

应用上述解释模型对研究区135口井烃源岩地层进行评价,为全区烃源岩有利区预测奠定了基础。

2 致密油层有效性评价

研究区致密油层有效孔隙度主要变化在3.5%～11%,平均值为7.3%,渗透率主要变化在0.02～0.5 mD*非法定计量单位,1 mD=9.87×10-4 μm2,下同,平均值为0.2 mD。应用压汞资料开展储层微观孔隙结构特征分析,样品排驱压力均较高,一般在2～32 MPa。从孔隙分布情况统计分析,小于0.1 μm的孔隙占总孔隙的81%,多数样品主要以小孔隙为主,属于典型致密油层。

致密油层评价重点是致密油物性下限确定,以及厚度划分方法和有效孔隙度解释。

2.1 致密油层物性下限确定

确定储层有效厚度物性下限最直接的方法是试油法,即对取心井段进行岩心分析,针对物性较差的储层进行单层试油,这样可以直接确定物性下限。但是,致密油层在以往评价中多为非目的层段,取心资料少而且没有单层试油,因此无法用试油法确定储层物性下限。此次以渗流力学理论为依据,选取样品进行岩电实验和核磁共振实验设计,通过对比分析法确定致密油层物性下限。

2.1.1 驱替样品的饱和度分析法

选取研究区11块低孔隙度低渗透率样品,其中有效孔隙度变化范围7.3%～14.9%,渗透率变化范围是0.03～0.35 mD,模拟地层条件,温度为75 ℃,地层上覆压力为47 MPa,孔隙压力18 MPa。实验方式是油驱替饱和水样品,分析样品驱替饱和度变化小于5%时的情况,注入最大压力变化范围3.1～22.0 MPa,物性差样品的注入最大压力较大。实验结果分析表明,渗透率为0.02 mD时,样品驱替过程中饱和度变化为4.2%,岩心分析饱和度误差一般在5%以内,可见样品几乎无可动流体可以流动;当渗透率为0.04 mD时,有30%左右的水可以驱出,由此确定渗透率下限为0.04 mD。

2.1.2 离心前后T2谱对比法

采用离心机与核磁共振实验相结合,对不同离心后样品进行核磁共振T2测量,离心前和离心后T2谱有变化说明有可动流体流动。根据渗流力学理论可知,具有这样孔隙度渗透率条件的储层具有渗透能力,可以产油。选19块低孔隙度低渗透率样品开展了不同离心力下的核磁共振T2谱测量。将样品饱含水后进行T2谱测量,施加不同离心力后再进行核磁共振T2谱测量,不同离心力下T2谱变化结果表明,当渗透率为0.02 mD时,离心前和离心后T2谱基本重合(见图3),说明无可动流体流出;当渗透率为0.04 mD时,离心前和离心后T2谱有一定变化(见图3),说明有可动水流出。

图3 ×地区高台子油层样品不同离心力后的T2谱

2.1.3 压汞资料法

研究区油气成藏研究认为,其成藏压力在4～7 MPa。应用12口井59块样品压汞分析资料,选取5.5 MPa时对应的汞饱和度(Sg)与样品的孔隙度渗透率建立关系图。从大庆已开发油田取心资料可知,当含油饱和度小于20%时的储层压裂试油均为干层。由图4可知以汞饱和度20%为下限值,确定有效孔隙度下限为6.2%,空气渗透率下限为0.05 mD。

图4 ×地区高台子油层压汞资料确定储层物性下限

在实验分析确定储层物性基础上,采用流度类比方法分析下限的合理性。分析了大庆已开发的低渗透油田流度下限,三肇和葡南地区的扶余油层有效厚度渗透率下限均为0.1 mD,2个地区的地下原油黏度分别为5.3、5.2 mPa·s,对应的流度下限为0.02 mD/mPa·s。若以流度0.02 mD/mPa·s为下限,高台子油层地下原油黏度2.2 mPa·s,反推高台子油层渗透率下限为0.044 mD。

综合上述研究,确定齐家地区高台子致密油层物性下限空气渗透率为0.04 mD,由研究区孔隙度渗透率关系可以得出当渗透率为0.04 mD时,对应有效孔隙度为6%。

2.2 致密油层厚度测井划分方法

对于85口取心井的取心段,应用上述物性下限标准进行厚度划分,以岩心为依据刻度测井参数,选用深侧向电阻率和声波时差测井资料建立了致密油层划分标准。

当AC≥65时,RLLd≥8 Ω·m

当45≤AC<65时,RLLd≥409205 e-0.1694 AC

2.3 有效孔隙度解释模型建立

应用岩心刻度测井方法,选用12口井75个层岩心分析孔隙度和声波时差、岩性密度、自然伽马等测井参数,分别建立了泥质含量、钙质含量和有效孔隙度解释模型。

Vsh=43.361 ΔGR+5.664

(8)

VCa=15.236Rxo/AC-2.7646

(9)

当ΔGR<25%时,

φ=74.42+0.19AC-30.52DEN-

0.06VCca-0.04Vsh

(10)

当ΔGR≥25%时,

φ=66.05-22.64DEN-4.60 ΔGR

(11)

应用上述解释模型对研究区135口井进行了参数解释,为储层储集能力评价奠定了基础。

3 致密油有利区预测方法

应用上述烃源岩和储层评价方法和解释模型,对全区135口井烃源岩特征参数、储层厚度和孔隙度进行了重新处理解释,形成了单井综合解释成果图,应用结果对烃源岩有利区和储层集能力进行了评价。

3.1 烃源岩有利区预测

应用单井烃源岩评价结果看,纵向上TOC在高四油层组下部和青一段较高,一般在2.0%～3.5%,地层压力系数在1.2～1.4,Ro在0.7%～1.1%,厚度在60～120 m变化,总体发育连续分布的烃源岩。烃源岩的优劣应用单一参数难以准确评价,为综合评价烃源岩好坏,构建了一个综合评价指数。将烃源岩有机碳含量、地层压力系数(p)、镜质体反射率和厚度4个参数进行归一化处理,应用这4个特征参数构建了评价综合指数(PI),根据其大小对烃源岩进行了分类评价(见表1)。Ⅰ、Ⅱ类为优质烃源岩,主要分布在研究区北部和两侧构造高部位,中央凹陷区烃源岩品质较差。

PI=f(TOC,p,Ro,H)

表1 ×地区烃源岩综合评价及分类

3.2 储层有利区预测

应用135口井储层解释结果,总结了致密砂岩厚度和孔隙度平面分布规律,即致密油研究区北部砂岩发育,孔隙度较高,而南部砂岩厚度薄,孔隙度相对较低。砂岩厚度和有效孔隙度的乘积反映了砂岩储集能力,按其储集能力大小进行了储层分类(见表2)。根据单井评价结果编制了平面分布图,北部砂体的储集能力好于南部。

表2 ×地区高台子油层储集能力分类

3.3 致密油有利区块优选

在上述烃源岩和储层平面分布特征分析基础上,进行了致密油有利区优选。将烃源岩综合指数平面分布图与储层储集能力平面分布图进行叠合,预测致密油有利区,将烃源岩和储集能力均为Ⅰ类的区域定义为致密油Ⅰ类有利区,烃源岩为Ⅱ类而储集能力为Ⅰ类的区域为致密油Ⅱ类有利区,烃源岩为Ⅱ类而储集能力为Ⅱ类的区域为致密油Ⅲ类有利区,其余为致密油Ⅳ类有利区。

从叠合后的分布图看,研究区北地区埋藏相对较浅,烃源岩综合评价指数一般在5%以上,砂岩厚度大于80 m,储层物性相对较好,为致密油有利分布区(见图5)。

图5 ×地区高台子油层致密油有利区分布图

经过单井分析认为烃源岩和储集能力匹配关系良好区域单井采油强度较高。×94井青一段地层烃源岩的综合指数为4.35,储层储集能力为Ⅲ类,致密油层采油强度为0.021 t/(d·m);×27井青一段地层烃源岩的综合指数为7.04,储层储集能力为Ⅰ类,致密油层采油强度为0.81 t/(d·m),可见优质烃源岩是形成致密油有利区必要条件。

4 应用效果

近2年在预测为致密油有利区内部署了5口直井和3口水平井,已经完钻的×303和×304这2口直井(见图5)。利用以往标准解释有效厚度分别为6.8 m和2.8 m,有效孔隙度主要在10.4%～11.4%,预测试油达不到工业产能;应用新标准划分致密油厚度54.5 m和49.8 m,有效孔隙度主要在6.8%～11.4%,经缝网压裂改造试油,分别获得9.04 t/d和5.12 t/d的高产工业油流。完钻的××2和××3这2口水平井经缝网压裂改造试油,分别获得31.96 t/d和 16.08 t/d高产工业油流,见到了较好的效果,而且成果已应用于近2年1亿多吨石油地质储量评价中。

5 结 论

(1) 核磁共振测井与岩性密度测井资料组合可以较好评价烃源岩的有机碳含量。

(2) 采用岩石物理实验分析资料与压汞资料相结合,可以合理确定致密油层物性下限,为致密油物性下限确定探索了一种可行的方法。

(3) 对于近源致密油藏,烃源岩的有机碳含量越高、厚度越大,越有利于形成致密油区,可见优质烃源岩是形成致密油有利区的必要条件。

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