延长组致密油储层流体性质测井识别方法

2017-05-08吕斯端夏宏泉文晓峰

测井技术 2017年2期

吕斯端, 夏宏泉, 文晓峰

(1.油气藏地质及开发工程国家重点实验室,西南石油大学, 四川成都 610500;2.中国石油集团测井有限公司长庆事业部, 陕西西安 710200)

0 引言

陇东地区致密油储层具有的层间、层内非均质复杂的孔隙结构及低孔隙度低渗透率低压力特征,导致具有一定的隐蔽性和复杂的测井响应,带来储层非储层识别困难、产层非产层识别困难和油层水层解释困难等多方面的储层测井评价问题,影响了致密油高效勘探与开发工作的深入开展[1]。本文从测井系列优选、响应特征分析和敏感性参数提取等方面进行探索研究,构建反映储层含油性的识别致密油参数IOD(Oil Discerning Index),用于该地区延长组致密油特征的测井判识储层流体性质的新方法。

1 致密油储层地质特征

1.1 岩性特征

陇东地区位于Ordos盆地西南部,其延长组长6段最大厚度145 m左右,以绿灰、灰绿色粉-细砂岩夹暗色泥岩、泥质粉砂岩、薄层凝灰岩为主;长7段最大厚度120 m左右,以暗色泥岩、油页岩夹薄层粉-细砂岩为主;长8段最大厚度120 m左右,以暗色泥岩、砂质泥岩夹灰色粉-细砂岩为主[2]。

1.2 物性特征

陇东地区长6、长7、长8段为典型的致密油储层。对工区内65口井280个层段的物性数据进行统计后发现,其孔隙度介于5.88%～17.17%,平均值为8.85%,渗透率介于0.08～5.7 mD*非法定计量单位,1 mD=9.87×10-4 μm2; 1 ft=12 in=0.304 8 m,下同,平均值为0.097 mD。储层具有明显的低孔隙度超低渗透率特征。

2 致密油储层测井系列优选

陇东地区长6、长7和8段致密油测井响应复杂[3],准确识别该区低孔隙度、低渗透率、低压力储层的流体性质,进行测井系列的优选评价显得尤为重要,需优选出与工区致密油特征相适应相匹配的测井系列[4]。

2.1 岩性测井系列优选

图1显示,从油层到水层,油层、差油层与油水层、水层的自然电位减小系数差别明显,显示出自然电位测井响应在划分致密储层、评价储层含油气性上都有明显效果;自然伽马减小系数在各类岩性储层虽有不同程度显示,但总体存在高低参差变化无序现象,识别与划分致密油储层效果不够明显。相对于伽马测井和井径测井,自然电位测井更适用于陇东地区致密油储层流体性质的识别,效果明显。

2.2 孔隙度测井系列优选

图2显示,同一储层不同流体类型,其密度测井减小值、中子测井减小值和声波时差测井减小值差别明显,从油层到水层随着含油性变差,密度值、中子值增大趋势明显,声波时差降低趋势明显,表明声波时差、密度和中子孔隙度测井在划分致密储层与评价储层含油气性上都有明显响应,适用于致密油储层流体性质的识别。

2.3 电阻率测井系列优选

工区一般采用阵列感应测井和双感应测井2种系列,不同的电阻率测井系列评价油水层的能力和效果有较大差别。图3显示,从油层到水层随着含油性变差,阵列感应测井电阻率值呈现下降趋势,不同流体性质的储层阵列感应测井电阻率值差异明显;感应测井电阻率值基本呈现下降趋势,但是不同流体性质的储层感应测井电阻率差别并不大。由此可见,阵列感应测井系列更适用于陇东地区致密油储层流体性质识别。

图1 致密油储层岩性测井响应对比图

图2 致密油储层孔隙度测井响应对比图

图4 长6、7、8段电阻率—声波时差测井值交会识别储层流体性质图版

3 致密油储层流体性质测井识别方法

3.1 油水层测井响应特征分析

致密油储层储集空间小,使得来自流体的测井响应贡献较小,限制了测井信息响应油气的能力;同时,致密油储层复杂的孔隙结构以及近井地带钻井液的侵入污染限制了电阻率测井响应油气的能力[5-7]。

根据陇东地区65口生产井的长6、长7、长8段储层试油资料和测井资料[8],分析其油水层的测井响应特征,发现油层与水层差异明显,而与差油层、油水同层差异不大。

(1) 油层:自然伽马72～120 API,声波时差62.9～74.8 μs/ft,密度2.25～2.36 g/cm3,中子孔隙度介于16.1%～18.2%,阵列感应深电阻率20～200 Ω·m。

(2) 水层:自然伽马66～115 API,声波时差59.1～65.6 μs/ft,密度2.32～2.62 g/cm3,中子孔隙度17.8%～21.3%,阵列感应深电阻率6～15.7 Ω·m。

3.2 传统交会图识别法

利用陇东地区试油资料和测井资料,建立阵列感应深电阻率—声波时差交会图版(见图4)。可以看出,随着含油性变差,阵列感应深电阻率曲线值RAT90呈现下降趋势,但是不同含油性地层之间电阻率界限并不清晰。利用电阻率—声波时差测井值交会图识别储层流体性质,符合率只有72%。

3.3 孔隙度电阻率组合新参数IOD指标识别法

测井解释可通过分析常规测井曲线的响应特征及组合关系判别储层含流体性质[9]。由工区内多口井测井曲线特征发现,随着含油性变差,Δt减小、ρ增大、CNL增大、RAT90降低(见图5、图6)。

根据三孔隙度测井曲线和电阻率测井曲线在致密油储层的响应特征,构建出识别致密油新参数IOD(Oil Discerning Index)的计算公式

(1)

式中,Δt为声波时差测井值,μs/ft;ρ为密度测井值,g/cm3;CNL为中子测井值,%;RAT90为阵列感应深探测电阻率测井值,Ω·m。

油层的Δt值、RAT90值分别高于水层的Δt值、RAT90值;ρ值和CNL值低于水层值。将Δt值与电阻率对数值logRAT90相乘作为分子,ρ值与CNL值相乘作为分母,进一步放大油层与水层的测井响应值的差异,即通过式(1)计算出的IOD参数,可以明显反映储层的含油性,用于识别油层、差油层、油水同层和含油水层及水层。陇东地区长6、长7、长8段致密油的IOD参数判释标准,以及用该方法判释油层、差油层、油水同层和含油水层及水层符合率见表1。

图5 Y262井长6油层测井曲线特征及解释成果图

图6 Y471井长6水层测井曲线特征及解释成果图

表1 陇东地区延长组长6、长7、长8储层含流体性质的IOD参数测井解释标准及其符合率

4 应用实例分析

基于上述方法编程处理了工区多口井的测井资料,重点计算了IOD曲线,用IOD曲线形态及幅值的变化识别储层段的含流体性质。图7为H500井2 695～2 810 m段储层含流体性质测井解释成果图。其长8段2 699.1～2 704.9 m岩性为灰色粉-细砂岩,利用交会图法判定为油层,利用孔隙度电阻率组合参数法(IOD>2.4)判定为油层,试油8.71 t/d油;长8段2 764.3～2 767.4 m岩性为油页岩夹薄层粉-细砂岩,利用交会图法判定为水层,利用孔隙度电阻率组合参数法(1.22.4)判定为油层,试油6.55 t/d油。证实了致密油的孔隙度电阻率组合参数法识别结果与现场试油结果、测井中心二次解释结论符合率高,相对于常规交会图法,判识储层流体性质效果明显。