致密油储层测井有效性评价方法

2017-12-21安纪星刘静罗安银中国石油集团测井有限公司河北任丘062552

长江大学学报(自科版) 2017年23期

关键词：泥灰岩通利砾岩

安纪星，刘静，罗安银 (中国石油集团测井有限公司，河北任丘 062552)

邢成婧玉 (长江大学计算机科学学院，湖北荆州 434100)

李阳，黄益，周强，沈萍，檀玉松 (中国石油集团测井有限公司，河北任丘 062552)

致密油储层测井有效性评价方法

安纪星，刘静，罗安银 (中国石油集团测井有限公司，河北任丘 062552)

邢成婧玉 (长江大学计算机科学学院，湖北荆州 434100)

李阳，黄益，周强，沈萍，檀玉松 (中国石油集团测井有限公司，河北任丘 062552)

华北油田束鹿凹陷泥灰岩致密油是一类岩性复杂、孔隙结构复杂的特殊致密油储层，岩性根据来源、支撑方式、颗粒大小、矿物含量可以分为4大类十几小类，复杂的岩性造成复杂的储层孔隙结构，既有基质孔隙发育，也有裂缝、孔洞发育。常规测井解释评价方法受岩性和孔隙结构双重影响，储层类别难以划分，储层有效性难以评价。通过深入挖掘成像测井系列参数，依据阵列声波渗透性指数，核磁孔隙结构指数，微电成像孔隙度谱主峰右侧宽度、面积等参数创建了储层分类图版和标准，实现了储层的有效性评价。

泥灰岩；致密油；成像测井；储层有效分类

随着油田进入勘探、开发的中后期，致密油储层已经成为能源接替的亮点。在华北油田束鹿凹陷沙河街组三段发育一类特殊的泥灰岩致密油储层，矿物组分主要为方解石和白云石，岩性分类达十几种之多，常规测井曲线受岩性影响，难以对储层物性进行评价。为此，笔者开展了束鹿凹陷泥灰岩致密油储层的测井解释评价方法研究，通过成像测井系列精细刻画，从中提取孔隙结构指数，阵列声波渗透性指数，微电成像孔隙度谱主峰右侧宽度、面积等参数，建立了解释图版，与实际油井产能结合，实现了对储层的有效性评价，解决了制约泥灰岩储层勘探开发的 “瓶颈”，为油田勘探开发提供了技术保障。

1 储层特征

1.1 岩性分类

束鹿凹陷泥灰岩致密油储层多为半深湖-深湖相的沉积产物，发育于沙河街组三段下亚段，岩性复杂。岩性根据成分、颗粒大小、沉积构造等特征，可划分为泥灰岩、砾岩、泥岩、砂岩(粉砂岩)4大类；依据矿物成分，可以分为白云质、灰质等；依据结构特征，又可以分为块状、纹层状等；砾岩依据来源可以划分陆源、混源、内源3种类型，砾岩依据支撑方式，可分为颗粒支撑、杂基支撑2类[1](见表1)。

1.2 储层特征

复杂的岩性，造成孔隙结构复杂。从压汞试验分析可知，岩性影响物性，研究区物性最好的储层岩性为纹层状泥灰岩和颗粒支撑砾岩，基质孔隙度一般大于3%；压汞资料显示为双峰特征，裂缝发育程度高(图1(a))；其次为块状泥灰岩、杂基支撑砾岩，基质孔隙度1%～3%，压汞资料显示为单峰到双峰特征，有裂缝发育(图1(b))；而含灰(含云)泥岩、岩屑(粉)细砂岩、含砾含云(云质)泥灰岩基质孔隙度小于1%，压汞资料显示为单峰细喉，裂缝发育程度较低(图1(c))。

表1 束鹿地区泥灰岩岩性识别表

图1 岩性与物性分析图

根据薄片和物性资料统计，岩心实测孔隙度主要在0.01%～4.1%，渗透率主要在0.01～3.78mD；有裂缝存在的样品，孔隙度相差不大，渗透率明显偏高，最高可达38.3mD。从岩心实物观察可见，裂缝、溶蚀孔均含油，基质孔隙度高的岩心含油性指示好(见图2)。

图2 岩心含油显示图

2 测井评价参数

束鹿凹陷泥灰岩致密油储层岩性复杂，各种不同的岩性交互沉积，而常规测井曲线受岩性影响较大，如电阻率在1～5000Ω·m范围变化。泥灰岩总体表现为低电阻率、高补偿中子孔隙度、高声波时差、低密度的特征；其中纹层状泥灰岩与块状泥灰岩结构相差较大，测井曲线的响应特征也有较大差别。砾岩总体表现为高电阻率、低补偿中子孔隙度、低声波时差、高密度的特征，由于砾岩来源(陆源、混源)不同、支撑方式(颗粒和杂基)不同、砾石含量(砾岩、含砾、砾状)不同，测井曲线测量值也不尽相同。

通常电阻率大于3000Ω·m的储层，物性差，含油性也差；而电阻率小于10Ω·m的储层，一般泥质含量多，物性、含油性也差，电阻率与储层含油性相关性差，孔隙度也不能表征储层物性。因此，需要探寻新的敏感参数，用以准确评价储层物性，才能实现储层的有效性评价。

2.1 斯通利波渗透性指数

根据斯通利波传播理论，斯通利波是一种管波，它沿井壁传播，其衰减受储层孔隙连通性以及裂缝有效性影响。Hornby[2]提出利用斯通利波求地层渗透率的方法，伍先运等[3]提出在斯通利波反演渗透率时的井径与泥质含量校正，利用斯通利波衰减曲线反演渗透率的方法。结合前人研究成果，通过校正井眼和泥质的影响，使得斯通利波的衰减与裂缝的有效性、孔隙的连通性有关，从而指示储层的渗透性(斯通利波渗透性指数越大，渗透性越好)。其拟合公式为：

(1)

式中：IRSTB为斯通利波渗透性指数，1；RST,a、RST,max、RST,min分别为斯通利波幅度平均值、斯通利波幅度最大值、斯通利波幅度最小值，无量纲；φ(sh)为泥质体积分数，%；dh,s为微差井径(井径与钻头直径的差)，cm；100为拟合系数，cm。

2.2 核磁孔隙结构指数

研究表明，核磁共振横向弛豫时间(τ2)分布不仅与孔隙结构密切相关[4]，还与部分孔隙结构参数有很好的相关性，因此可以利用孔隙结构的特征参数来定量评价孔隙结构[5]。利用核磁共振10个bin的区间孔隙度和核磁有效孔隙度，建立核磁孔隙结构指数(核磁孔隙结构指数越大，储层孔隙结构越好)。其拟合公式为：

(2)

式中：IMRZ为核磁孔隙结构指数，1；aj为不同区间孔隙度的权重系数，1；bin,j为区间孔隙度(代表不同孔径大小)，%；φe,n为核磁有效孔隙度，%。

2.3 孔隙度谱主峰右侧宽度和面积

微电阻率成像测井，可以测量至少144条井壁附近的地层电阻率曲线，电扣测量值反映邻近域的电阻率变化，与电扣邻域内的孔隙、孔径变化有关。将众多微电阻率曲线以阿尔奇公式经浅侧向电阻率标定转换成孔隙度谱：孔隙度低时，为很窄的单峰；孔隙分布较均匀且孔径较大时，为后移单峰；当次生孔隙不均匀分布并具有高导缝时，为较宽的双峰，但孔隙度不一定很大；当分布多个尺度的孔洞时，为较宽的多峰。为了实现物理内涵的量化分析，从中提取反映储层裂缝、孔洞特征的2个参数——孔隙度谱主峰右侧宽度(φw)和面积(φa)，上述2个参数值越大，表明储层裂缝、孔洞越发育(见图3)。

图3 微电成像孔隙度谱主峰右侧宽度、面积示意图

3 储层类别有效划分

核磁共振测井、阵列声波测井、微电阻率扫描成像测井的深化处理研究，为泥灰岩储层有效性评价提供了丰富的技术手段。利用IRSTB、IMRZ、φw、φa等参数，建立了相应的交会图版，划分了Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ类共3类储层(图4、5)，并建立了多参数解释标准(见表2)。

图4 IRSTB-IMRZ交会图图5 φw-φa交会图

岩性储层类别电阻率/(Ω·m)ϕ/%IRSTB/1IMRZ/1ϕw/%ϕa/%砾岩Ⅰ类20～50≥6≥2≥25≥10≥3Ⅱ类150～5002～61.5～210～255～10≥2Ⅲ类900～1800<2<1.5<102～50.5～6泥灰岩Ⅰ类40～70≥5≥3≥15≥5≥2Ⅱ类40～3002～51～35～15≥3≥2Ⅲ类50～1000<2<1<52～30.5～6

4 应用效果

物性评价是泥灰岩致密油储层有效性评价的关键，在上述参数进行储层分类的基础上，增加了脆性、烃源岩特性、岩石机械特性等3方面的评价，建立了泥灰岩致密油储层“七性”关系评价柱状图，实现了对储层类别的有效划分。

图6为研究区A井泥灰岩致密油储层类别综合评价图，可以看出：

8号层，岩性为陆源颗粒支撑砾岩，电阻率平均20Ω·m，IMRZ平均6，IRSTB平均1.5，φw平均13%、φa平均5%，储层脆性好，破裂压力低，有机碳质量分数(w(TOC))较高，综合评价为Ⅰ类储层。

9号层，上部岩性为陆源颗粒支撑砾岩，中下部为块状泥灰岩和混源杂基支撑砾岩交互，电阻率800～1000Ω·m，IMRZ平均3，IRSTB0.5～1，φw平均6%、φa平均3.5%，储层脆性较好，破裂压力较高，w(TOC)较高，综合评价为Ⅱ类储层。

10号层，岩性为块状泥灰岩和混源杂基支撑砾岩交互，电阻率50～100Ω·m，IMRZ平均0.3，IRSTB0.1～0.7，φw平均4%、φa平均3%，储层脆性差，破裂压力较高，w(TOC)较低，综合评价为Ⅲ类储层。

图6 研究区A井泥灰岩致密油储层类别综合评价图

5 结语

泥灰岩致密油储层岩性复杂，孔隙结构复杂，不同岩性在常规测井曲线上的响应特征不同，难以表征储层的物性和含油性。核磁共振测井能反映储层孔隙结构，构建的斯通利波渗透性指数对储层渗透性有很好的指示作用，微电阻率成像测井处理得到的孔隙度谱主峰右侧宽度、面积参数能对储层缝洞特征进行定量评价。依据上述参数建立了解释图版和标准，结合脆性、烃源岩特性、岩石机械特性等参数，对研究区泥灰岩致密油储层进行了精细的储层类别划分，实现了储层的有效性评价。

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2016-07-25

中国石油天然气集团公司科技研究与技术开发项目(2014E-35-03)。