低孔隙度低渗透率储层测井分类及复杂油水层测井评价

2017-04-24刘炳玉

测井技术 2017年6期

刘炳玉

(中国石油天然气集团公司咨询中心, 北京 100724)

0 引言

昆北断阶带的A井成功钻探成功后,始新统E31、古新统E1+2陆续取得勘探进展。但是,由于储层以低孔隙度低渗透率储层为主,储层孔隙度渗透率关系较差,油、水层测井响应特征复杂,给测井解释评价带来了很大的困难[1-2]。针对Q区块的勘探难点开展了多学科结合的测井解释。通过以岩心储层地质、试油等为基础的四性关系、测井响应特征等岩石物理研究[1-4],分析了淡水泥浆对阵列感应和双侧向测井的不同影响,明确了阵列感应测井在油水层测井识别时明显优于双侧向测井,较好地完成了测井油层解释与评价工作,并解决了常规测井评价储层孔隙结构的难凝,应用阵列感应测井和孔隙结构分类参数建立了有效的油层识别图版,为储量提交提供了比较可靠的依据。

1 淡水钻井液侵入对电阻率测井的影响

在同一地层,受淡水钻井液侵入的影响,阵列感应测井和双侧向测井电阻率有较大的差异。由于在水层的侵入带内形成高侵入电阻率剖面,侧向测井值明显比地层实际电阻率成倍增高。阵列感应测井也反映高侵入,但深感应测井电阻率值增幅小,受高侵入带影响较小[5]。因此,油、水层阵列感应测井电阻率的差异往往比双侧向测井的差异大,更有利于流体性质判别。

以A井为例,储层孔隙度变化范围6%～20%,峰值集中在12%～15%;渗透率变化范围(0.01～160.0)×10 μm2,峰值集中在(10～50)×10 μm2。阵列感应测井在顶部(1 744～1 750 m段)油层测井电阻率20 Ω·m,随含油高度降低,电阻率逐渐下降,在油层底部(1 770～1 772 m段)降到6.5 Ω·m,水层(1 782 m以下)为3.5 Ω·m。顶部油层与下部水层测井电阻率差异明显,电阻率增大率达到近6倍。双侧向测井在油层顶部为20 Ω·m,水层为10 Ω·m,电阻率增大率仅为2倍。射开油层顶部6 m时10 mm油嘴日产油35 m3。

为定量分析淡水钻井液侵入对电阻率测井的影响,应用数值模拟方法对淡水钻井液侵入不同含油饱和度的油、水层时阵列感应测井深电阻率随浸泡时间的变化规律进行研究(见图1)。该区块地层水矿化度Cw约为30 000 mg/L,泥浆矿化度Cmf约8 000 mg/L,为淡水泥浆条件。根据实际观察阵列感应测井响应特征和数值模拟(经B井实际浸泡15 d测井标定)结果,完井测井时一般受泥浆浸泡7～10 d,较好油层(So=70%)的深感应仅测到原始的70%;稍差油层(So=60%)的深感应测到原始的90%;物性较好油水同层的深感应受泥浆侵入影响不大;水层的深感应为原始的1.8倍,而在水层深侧向则比阵列感应电阻率高2～3倍,油、水层差异明显变小,严重影响了油层的测井识别。

通过系统分析泥浆侵入不同油、水层对阵列感应、双侧向测井的不同影响可知,用阵列感应测井定性直观分析侵入性质和识别油层是可行的。由于低频电流的双侧向测井不同于阵列感应测井,它受低侵入带影响较小,完井时较好油层的侧向电阻率约降低10%。该区同时进行阵列感应测井与双侧向测井,在含油饱和度定量评价时,可对油层用深侧向测井,对油水同层与水层则用阵列感应测井分别计算饱和度[6]。阵列感应测井在油、水层测井识别时明显优于双侧向测井,因此,在测井识别油、水层时优先选用阵列感应测井。

图1 淡水泥浆侵入油、水层阵列感应深电阻率与浸泡时间关系数值模拟结果

2 孔隙结构常规测井分类[7-8]

在低孔隙度低渗透率储层中,孔隙结构对储层电性有较大的影响,进而直接影响油、水、干层的测井解释评价和产能预测,尤其是阵列感应测井电阻率无明显差异的油层、差油层和干层识别难度更大,需结合孔隙结构分类建立测井识别图版和标准[9]。图2为研究区2口井的测井曲线实例,可以看出,Q602井106号层和Q607井17号层测井电阻率和声波时差相近,但储层产能差异很大。岩心分析结果表明,Q602井106号层孔隙度11.3%,渗透率3.5×10 μm2,不等粒砂质结构,胶结类型为孔隙型,最大粒径5.08 μm,原生粒间孔隙发育为3%。压裂后日产21.7 t;而Q607井Ⅰ-7+8+9号层孔隙度7.5%,渗透率1.1×10 μm2,不等粒砂质结构,压嵌-孔隙型胶结,最大粒径3.06 μm,原生粒间孔不发育,占0.6%,少量的溶蚀孔和裂隙孔,孔隙连通性差,压裂后日产1.04 t。两者声波时差和电阻率测井值相近,试油产量差异明显,反映其孔隙结构差异较大,储层的产液性质和产能与孔隙结构好坏关系密切[10]。

图2 Q6区块E1+2油藏不同孔隙类型储层测井实例*非法定计量单位,1 mD=0.987×10-3 μm2,下同

储层孔隙结构测井评价通常采用核磁共振测井资料,但由于其测量成本高,不是每口井均测,应用常规测井评价储层孔隙结构一直是测井评价遇到的难题,缺乏有效的评价手段[11-12]。研究通过28口井84层的测井观察(其中试油47层),结合储层地质研究与试油成果,建立了常规测井对复杂孔隙结构储层的评价方法和标准(见表1),在此基础上构建孔隙结构分类参数β,从而实现了储层孔隙结构的分类。

β=∑klogi=

kDEN+kAC+kGR+kPN-PD+kSP+kCAL

(1)

式中,klog为与孔隙结构关系较好的各种常规测井相应的权系数。

基于孔隙结构分类参数β的测井综合分类标准。Ⅰ类:β>25;Ⅱ类:20<β<25;Ⅲ类:10<β<20;Ⅳ类:β<10。不同类型储层在孔隙度渗透率关系交会图中的位置见图3。

Ⅰ类油层:中细砂岩为主,孔隙类型-粒间孔,孔隙度>12%,渗透率K>5×10 μm2,自然高产油流。

图3 Q区块岩心分析孔隙度—渗透率交会分类图

储层类别测井响应ΔGR/APIDEN/(g·cm-3)AC/(μs·m-1)ϕDEN-ϕCN/%ΔSP/mV电阻率/(Ω·m)仅限油层Ⅰ<0.15<2.5>245<3>25>11Ⅱ0.15～0.252.50～2.55230～2453～515～257～11Ⅲ>0.252.55～2.60220～2305～79～15Ⅳ>0.25>2.60<220>7<9

Ⅱ类油层:砾状砂岩为主,孔隙类型-粒间孔与溶孔,孔隙度9%～12%,K=(0.5～5)×10 μm2,有自然工业产能,压裂可达中高产油流。

Ⅲ类油层:中粗砂为主,孔隙类型-溶孔与微孔,孔隙度7%～9%,K=(0.1～0.5)×10 μm2,自然无产能,压裂低产油流,少数为中高产油流。

Ⅳ类储层:泥灰质粉砂为主,孔隙度<7%,K<0.1×10 μm2,干层。

图4为测井储层分类实例,根据式(1)测井评价储层孔隙结构综合分类参数,Q6-325井E1+2层组Ⅰ-8+9号层β=28,测井评价为Ⅰ类储层;以此类推,Q6-347井E1+2层组Ⅰ-7、Ⅰ-8号层β=24,测井评价为Ⅱ类储层;Q6-211井E1+2层组67号层β=15,测井评价为Ⅲ类储层;Q6井E1+2层组60-1号层β=8,测井评价为Ⅳ类储层。试油结果与测井储层评价一致。

图4 Q区块E1+2层组测井孔隙结构分类实例[(a)、(b)]

图4 Q区块E1+2层组测井孔隙结构分类实例[(c)、(d)]

3 测井识别评价方法与应用

图5 基于泥浆侵入影响的RILd-RLLd/RILd交会图

由前述讨论可知,阵列感应测井在淡水钻井液侵入时对油、水层的识别能力明显优于双侧向测井,因此,在识别物性相对较好的储层流体性质(油层和水层)时采用阵列感应测井电阻率。在淡水泥浆条件下,对于水层,受侵入影响不同,侧向测井值比感应测井值升高更多,其比值(RLLd/RILd)应大于油层的二者比值,故可以用侧向测井和感应测井联合解释,以识别受泥浆侵入影响的部分高电阻率水层与低电阻率油层(见图5)[13]。

图6 声波—深探测电阻率测井识别图版

对于复杂孔隙结构储层,孔隙结构对储层的流体性质以及产液能力具有较强的控制作用,一般仅凭电阻率—声波图版难以进行储层识别评价,突出表现为油层、差油层、干层物性界限难以准确区分(见图6)。因此,为区分储层产液能力高低,采用孔隙结构综合参数对难以识别的油层、差油层和干层进行识别评价,建立基于阵列感应和孔隙结构分类的测井识别评价图版(见图7),根据该图版可较好地对油层、差油层、干层、水层进行分类,识别效果好,测井解释符合率可达92%以上,有效提高了复杂低孔隙度低渗透率储层流体性质识别评价能力。