裂缝-孔洞型储层测井流体识别新方法

蒋云箭

(中国石化胜利油田油气勘探管理中心, 山东 东营 257200)

0 引 言

胜利油田沙四滨浅湖相发育大量礁灰岩储层,岩性主要为生物灰岩和灰岩,储层基质孔隙、溶蚀孔洞和裂缝发育,主要为裂缝-孔洞型储层。由于钻井液的侵入,孔洞段储层表现为低电阻率特征,储层含油性在电性上的响应弱化,常规测井解释结论与试油结论符合率低。针对该类储层采用了核磁共振、声电成像和阵列感应等测井新技术,在解决储层有效性评价方面见到了好的效果,但储层含油性的识别效果不明显。本文探索一种新的利用声波和自然伽马交会图法识别储层流体的方法,较好地解决了研究区储层流体识别难题。

1 储层特征与测井评价难点

胜利油田沙四段滨浅湖相储层天然裂缝和溶蚀孔洞发育,为裂缝-孔洞型结构。成像测井资料指示储层裂缝和裂缝型溶蚀孔发育。钻井过程中溶蚀孔洞易发生井漏现象。

在溶蚀孔洞处,相比基质孔隙,测井曲线表现为3种孔隙度增大、电阻率值减小、井径增大、自然电位和自然伽马异常等特征。对于较大孔洞,由于钻井滤液的侵入,电阻率值急剧变小,主要反映了溶洞内钻井流体的电性特征。由于无法确定孔洞段流体性质,储层的含油性评价困难,解释结论与试油结果吻合率低。

以BX315井和D312-1井为例,BX315井沙四段1 886.0～1 915.0 m井段录井为灰色油斑灰岩,岩屑中微细裂缝发育。层内1 907.0～1 909.0 m段(红色框内)为大井眼,钻井过程中发生井漏,指示储层孔洞发育。由于钻井滤液的驱替作用,电阻率仅为1.0 Ω·m,无法反映原状地层的含油性,原解释为含油水层。筛管测试,产油29.53 m3/d,产气5 263 m3/d,不含水(见图1)。

图1 BX315井测井曲线综合评价图*非法定计量单位,1 ft=12 in=0.304 8 m,下同

D312-1井沙四段20号层录井见微裂缝,井壁取心见荧光、油斑显示,计算含油饱和度为35%,综合解释为油层。其中,层内1 796.0～1 798.0 m段(红色框内)为高孔隙度、低GR值、低电阻率特征,常规测井资料初步分析为风化黏土层,解释过程中作泥质校正后定为干层。经测试,储层产水22.3 m3/d,不含油(见图2)。重新分析1 796.0～1 798.0 m段储层应存在溶蚀孔洞发育,应为主要供液层。

图2 D312-1井测井曲线综合评价图

2口井测井解释与试油结果的不一致表明该类储层层内孔洞段流体识别难度大。由于层内裂缝型溶蚀孔发育,钻井泥浆滤液的侵入造成电阻率值减小,电阻率资料已无法准确反映原状地层的含油性,是造成该类储层流体评价困难的主要原因。

2 裂缝孔洞型储层流体评价方法

2.1 D312-1井与BX315井差异性分析

结合试油资料,进一步分析D312-1井与BX315井测井曲线的差异。2口井试油段均发育基质孔隙和溶蚀孔洞(红色框内),为裂缝-孔洞型储层。在基质孔隙发育段,表现为低声波与低自然伽马值特征。在孔洞发育段,2口井声波和自然伽马组合表现了完全不同的测井特性。D312-1井孔洞发育段(红色框内)为高孔隙度、高声波值和低自然伽马值特征,测试为水层。BX315井孔洞发育段(红色框内)为高孔隙度、高声波值和高自然伽马值特征,测试为油层。试油结果表明,该区溶蚀孔洞处自然伽马异常与储层流体类型存在一定的关系,水层为低自然伽马值特征,油层为高自然伽马特征。

在油气成藏过程中,有机质分解形成的还原环境有利于吸附铀的有机质沉淀。在还原条件下,吸附铀的有机质沉淀于裂缝或洞或缝合线中,使铀含量增加[1]。有机质对铀的吸附作用,在自然伽马曲线上表现为高值[2],铀曲线与储层裂缝和油气具有较为密切的关系[3-5],利用铀曲线异常判断水淹级别见到了好的效果[6-7]。

铀曲线异常可以指示裂缝和裂缝性溶蚀孔洞,同时还可以指示裂缝段储层的流体性质。裂缝性储层为油层时,铀元素富集,自然伽马值高;裂缝性储层为水层时,铀元素不易沉淀富集,自然伽马值一般为低值。由于研究区井缺少自然伽马能谱资料,本文采用自然伽马开展裂缝段储层流体性质分析。

2.2 建立流体识别交会图版

D312-1井与BX315井自然伽马值的差异以及不同的试油结果初步表明,裂缝-孔洞段不同的自然伽马值可以指示不同的流体性质。裂缝-孔洞段在测井曲线上表现为声波值增大、中子孔隙度增大、密度值减小和井径值增大、电阻率值减小等特征。由于声波时差对于低角度和网状裂缝的反应灵敏[8],应用声波测井曲线确定储层裂缝-孔洞发育段。结合试采资料,利用油水层自然伽马的差异,建立了声波和自然伽马储层流体识别交会图。

岩心分析表明,储层裂缝较发育,局部含溶蚀性孔洞,储层基质孔隙度一般小于6%,声波时差小于68 μs/ft;溶蚀孔洞孔隙度大于6%,声波时差大于68 μs/ft。依据钻井取心标定,给定研究区裂缝-溶蚀孔洞段声波时差范围大致为68～98 μs/ft(见图3)。在裂缝段,D312-1井为低自然伽马值,一般小于43 API。BX315井自然伽马值分布范围广,为20.0～95.0 API。

图3 声波时差—自然伽马流体识别交会图

依据自然伽马和声波时差并结合试油结果,将图3裂缝发育段分为Ⅰ区和Ⅱ区,分别定义Ⅰ区为含油区,Ⅱ区为含水区。储层交会点仅落在Ⅱ区,评价储层为水层。如储层段交会点不完全落在Ⅱ区,同时还有部分点落在Ⅰ区,则评价储层为含油层。

D312-1井试油层交会点全部落在Ⅱ区,指示裂缝段自然伽马值低,含油性差,应为水层。BX315井试油层交会点分别落在Ⅰ区和Ⅱ区,依据试油情况,取Ⅰ区和Ⅱ区自然伽马截止值为43 API。

3 应用效果分析

应用流体识别图对2口试油不符井进行再评价,确认了该方法的有效性。同时采用该方法对近期完钻井B305-X1进行了评价并得到试油验证。

DX313井沙四段目的层15号层井壁取心为油斑、荧光砂质灰岩。1 922.0～1 923.0 m段(红色框内)声波时差值大,电阻率下滑明显,认为底部可能含水,解释为上油层下油水同层。试油结果为油层,不含水。由于储层底部裂缝-孔洞发育,钻井滤液的侵入造成储层电阻率减小,增加了储层评价难度(见图4)。在流体识别图上,目的层交会点分别落在Ⅱ区和Ⅰ区,其中红色框内交会点全落在Ⅰ区,指示储层裂缝-孔洞段含油性好,应重新评价为油层,不含水(见图5)。

图4 DX313井测井曲线综合评价图

图5 声波时差—自然伽马流体识别交会图

D314井沙四段2 274.0～2 295.0 m段录井为灰岩、荧光泥灰岩,取心见油斑,2 274.0～2 280.0 m段(红色框内)电性特征与DX313井相似,表现为大孔隙低电阻率值,常规测井很难评价储层的含油性,结合录井和取心资料,综合解释为油干层,经测试为水层,见油花(见图5)。在流体识别图上,D314井试油段交会点全部落在Ⅱ区,指示裂缝段含油性差,为水层特征,应重新评价为水层(见图6)。

图6 D314测井曲线综合评价

图7 B305-X1测井曲线综合评价图

B305-X1井为近期完钻的勘探评价井(见图7)。22号层顶部1 919.0～1 923.0 m段(红色框内)测井曲线表现声波时差值增大、中子孔隙度增大、密度值减小和井径值增大、电阻率值减小等特征,指示储层存在孔洞。由于孔洞储层电阻率值降低,储层流体性质很难评价。在流体识别图上,红色框内交会点全部落在Ⅱ区,指示孔洞段含油性差,为水层特征。由于孔洞段位于22号层高部位不含油,因此,综合解释22号层为含油水层。经测试见油花,为含油水层,与试油结论吻合。

4 结 论

(1) 研究区储层段岩性单一、泥质含量低,为利用自然伽马替代自然伽马能谱分析储层流体性质提供了条件。

(2) 在流体识别交会图中,存在部分较大的基质孔隙,表现为高声波、低自然伽马值,这部分交会点落在了Ⅱ区。落在Ⅱ区交会点的含油性可以采用常规测井解释方法进行流体评价。

(3) 采用声波和自然伽马交会图法识别裂缝-孔洞型储层含油性弥补了该类储层常规解释方法的不足,提高了该类储层试油符合率。

(4) 利用自然伽马替代铀曲线进行流体分析,存在一定的局限性。在裂缝和孔洞发育段,部分泥质充填也会造成自然伽马值增加。因此,有待加强该区自然伽马能谱资料的采集,进一步提高该类储层流体识别的准确性。

参考文献:

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