超压油藏测井响应特征与储层评价方法

2019-05-28曹志锋黄卫东蔺敬旗王先虎张凯柴新辉

测井技术 2019年6期

曹志锋,黄卫东,蔺敬旗,王先虎,张凯,柴新辉

(1.中国石油集团测井有限公司新疆分公司,新疆克拉玛依834000;2.中国石油新疆油田公司勘探事业部,新疆克拉玛依834000)

0 引言

中国有30多个地区或盆地发育超压,并在超压层系中发现大量油气[1]。目前对各类含油气盆地及准噶尔盆地环玛湖凹陷二叠系上乌尔禾组地层超压测井响应特征及测井评价方法方面的研究较少[1-16]。

本文根据试油实测地层压力、岩石物理实验分析资料和测井资料,分析研究区超压的测井响应特征、成因机理、识别方法和超压对储层物性的影响及其储层油气赋存关系,研究超压砾岩储层测井评价方法,为试油选层、储层改造提供了重要的技术支撑,为此类油气藏的勘探评价提供了新的测井评价方法。

1 地质概况

玛湖凹陷位于准噶尔盆地西北部,西与西部隆起的山前断裂带相邻,东与陆梁隆起相接,整体呈北东—南西向展布,面积约6 800 km2,是准噶尔盆地增储上产的主要区块。二叠系上乌尔禾组纵向上分为3段,整体表现为水进超覆沉积,上乌尔禾组三段沉积时期,大规模水进,河道间、滨浅湖泥岩发育,为区域泥岩盖层。储层主要分布在乌一段、乌二段的扇三角洲前缘水下分流河道微相内,分布相对稳定,岩性主要为砂砾岩、砂质小砾岩和含砾中-细砂岩,夹灰色泥岩,为该区的主力油层段。油藏类型为构造-岩性油藏。根据邻井取心样品分析化验资料统计,二叠系上乌尔禾组孔隙度为7%～16.11%,平均10.26%;渗透率(0.11～42.4)×10-3μm2,平均2.16×10-3μm2,属于低孔隙度、特低渗透率储层。

2 异常压力纵向分布特征

实测地层压力是超压研究中直接反映超压现象的可靠证据[2]。根据100余口井不同深度、不同层位试油实测地层压力资料,通过分析该区地层压力与深度的关系,该区三叠系及下伏地层在3 000 m以下超压发育。该区正常地层压力系数在1.00～1.10,90%的井地层压力系数在1.10～1.65。玛湖凹陷侏罗系及上覆地层基本为常压,三叠系、二叠系发育异常高压,且随深度增加地层异常压力增高。横向受泥岩厚度影响,超压程度差异较大。

3 超压成因机理分析及识别方法

3.1 超压成因机理分析

前人提出10多种超压形成机制主要包括:机械压实;化学溶解与沉淀;流体热膨胀;有机质生烃和裂解;黏土矿物脱水;构造作用(如侧向挤压等);承压作用;古压力;流体注入;气水密度差。研究认为,流体热增压和矿物转化脱水作用很难成为异常高压形成的主要因素,构造挤压作用、快速沉积引起的欠压实作用和烃类的生成作用是全球典型超压盆地异常高压形成的主因,他源超高压传导作用可以改变某一地区中-浅部地层异常高压的分布。快速沉积的厚层泥岩内部压实与排水不平衡,孔隙水支撑一部分上覆岩石的重力,造成泥岩内部孔隙度和孔隙流体压力偏大,形成异常高压。由此可见,这种异常高压的形成条件是泥岩的沉积厚度大,沉积速率高[1]。

玛湖凹陷在二叠纪是沉降中心,三叠纪初的沉降中心南移,玛湖凹陷只是邻近沉降中心,凹陷内部沉积有厚层湖相泥岩。通过选取玛南斜坡区三叠系白碱滩组厚层泥岩(见图1中顶部蓝色部分)为正常压实基准,由上而下建立了三叠系白碱滩组、克拉玛依组、百口泉组及二叠系上乌尔禾组泥岩段声波随深度变化关系。从图1不同地层泥岩段声波时差曲线可知,地层的超压程度与泥岩的厚度有关,图1(a)显示的一口井泥岩厚度小,声波时差偏移小,反映了地层的欠压实程度低,实测地层压力系数1.05;图1(c)显示的一口井泥岩厚度大,声波时差异常增大,反映了地层超压程度高,实测地层压力系数1.55。因此,泥岩声波时差曲线存在异常偏大现象,说明玛湖凹陷二叠系上乌尔禾组泥岩(图1中黄色以下部分)存在欠压实现象。快速沉积欠压实作用是玛湖凹陷异常高压形成的主要因素。

3.2 超压层的测井响应特征分析及识别方法

图1 不同泥岩层段声波时差与深度的关系图

超压带中泥岩异常高的声波时差和低电阻率在解释由欠压实引起的异常高压现象时符合了人们对这种物理现象因果关系的一般理解,因为泥岩压实不平衡意味着对应高孔隙度、低岩石密度和高地层水含量。早在20世纪七八十年代,许多学者利用测井响应成功地解释了由欠压实导致的异常高压现象。指出超压泥岩中的声波时差和视电阻率可能反映了超压引起的泥岩本身的结构变化,并可能是流体超压的直接响应,而不是高孔隙度异常的响应,并解释了压实地层超压带出现高声波时差(低纵波速度)和低电阻率响应的原因:①超压带中泥岩的高声波时差可能是由于超压泥岩中含气和水的微裂隙降低了声波的传播能力;②超压带中泥岩的低电阻率可能是因为超压导致泥岩中形成大量的微裂隙,从而增加了超压泥岩中束缚水的相互联系而致使电阻率降低[2]。

研究区二叠系上乌尔禾组的超压带中的泥岩、砂砾岩均具有高声波时差的特征,其中,砂砾岩的异常幅度相对较小,何生等[2]研究认为低声速异常可能主要是孔隙流体超压导致颗粒间有效应力减小直接引起的。

超压地层首先是由于泥岩的欠压实造成的,声波时差增大,泥岩电阻率降低,表现为地层压力升高。由表1可见,地层压力系数与声波时差呈正向关系,超压越强,地层压力越高,声波时差越大。地层压力系数与泥岩的电阻率呈逆向关系,地层压力越高,泥岩的电阻率越低。因此,可以通过泥岩的电阻率和声波时差来识别储层的超压程度。

表1 测井项目与地层压力系数统计表

*非法定计量单位,1 ft=12 in=0.304 8 m,下同

4 超压对储层物性的影响及储层分类方法

4.1 超压对储层的影响

超压对储层的影响主要表现在3方面:①超压滞缓孔隙流体运动,减缓或抑制成岩作用,保留大量原生孔隙;②超压支撑部分上覆岩体的负荷,减少地层有效应力,减缓超压层的压实作用,保留原始储集空间;③超压使上覆封隔层和围岩发生破裂,形成微裂缝,增加储集空间,改善储集层连通性,提高储集层的渗透性能[1]。

玛湖凹陷二叠系上乌尔禾组超压发育,超压层内部的砂砾岩明显具有高渗透率特征。从图2(右)铸体薄片分析,支撑砾岩保留了储层粒间孔隙,超压使砾面孔“撑开”,储层孔隙结构发生了变化,地层“存储孔”与“连通孔”大于正常压实地层[3],增强了储层的连通性,渗透率提高数百倍。储层砾面孔隙发育,具有孔隙和微细裂缝的双重孔隙结构特征,储层的连通性好,毛细管阻力小,在核磁共振测井曲线上表现为大孔隙的结构特征,毛细管孔隙小,形成了高渗透性储层。

图2(左)为玛湖凹陷乌尔禾组3口井不同超压储层孔隙度渗透率对比。由于超压地层快速堆积,储层泥质含量高,有效孔隙度低,平均在6%左右,正常压实的储层孔隙度平均在9%,但渗透性比正常压实的储层高得多。从正常压实的储层孔隙度、渗透率关系的斜率比超压储层的孔隙度、渗透率关系的斜率小,超压越强,储层的渗透性越好。说明储层的孔隙结构与储层的渗透性受超压的控制,超压越强,自由流体孔隙越大,含油性越好,储层的渗透性越好。

4.2 超压物性指数构建

图2 上乌尔禾组不同超压储层孔隙度渗透率分析对比图*非法定计量单位,1 mD=9.87×10-4 μm2,下同

欠压实成因超压下,地层存储孔与连通孔大于正常压实地层,超压增加了储层空间,改善了储集层的渗流能力[15]。因此,超压强度是油气形成和储层产能的主控因素。据此提出了并构建了超压储层声波时差与超压泥岩之比的超压物性指数关系[见式(1)]。通过分析,发现超压储层物性指数与地层压力系数具有较好的关系(见表2),构建了超压物性指数与地层压力关系[见式(2)]。超压物性指数与储层的产能呈正相关(见图3左下图),储层压力越高,储层物性越好。即

pi=Δt/Rsh

(1)

pi=aρ-b

(2)

式中,a为相关系数;b为常数;pi为超压物性指数;Δt为储层声波时差值,μs/ft;Rsh为相邻的泥岩电阻率值,Ω·m;ρ为地层压力系数。

超压物性指数反映了储层的物性好坏,同时也反映了储层超压程度。储层具有超压越强,储层的物性越好、含油性越高特征。

4.3 储层分类方法

基于对超压储层的认识,提出了超压物性指数与孔隙结构指数的储层分类方法。图3为超压储层产能主控因素分析图。超压泥岩电阻率的大小与储层产能具有较好相关性(见图3左上),泥岩电阻率越低,超压越强,产能越高;超压储层声波时差的大小与储层产能具有较好相关性(见图3左中),声波时差越大,超压越强,产能越高;超压储层物性指数的大小与储层产能具有较好相关性(见图3左下),超压物性指数越大,超压越强,产能越高。据此,通过核磁共振测井的可动流体孔隙度与有效孔隙度之比构建的孔隙结构指数与储层超压物性指数建立了储层分类方法,依据产能大小,将储层分为4类,构建的储层分类图版符合率100%(见图3右)。

表2 超压物性指数与地层压力系数关系统计表

5 应用效果

研究成果在老井重新处理、新井的测井解释评价中发挥了重要作用。老井恢复试油中,19口井24层获工业油流,其中12口井14层获油率高达74%。地质认识的提高和评价技术的突破,为勘探试油选层、储量计算、勘探评价等方面提供了技术支撑;储层流体性质解释绝对符合率由38%提高到75%,研究成果获得良好的地质应用效果。

图4(a)为该区二叠系上乌尔禾组砾岩储层常规方法电阻率与密度交会图,该方法不能有效识别油层,符合率只有58.6%。图4(b)引入电阻率与超压物性指数交会图,能有效识别油层,符合率100%,提高了超压砾岩储层的有层识别能力。

A井为该区一口评价井(见图5),地层为二叠系上乌尔禾组,储层岩性为砾岩,该层进行了2层试油,试油结论与常规方法解释结论不符合。第1层试油井段3 631.0～3 565.5 m,储层电阻率为25 Ω·m,密度为2.47 g/cm3,录井气测异常明显,常规电阻率与密度交会图①点为油层[见图4(a)];通过地层超压分析,第1层的泥岩电阻率为3 Ω·m,为正常压实地层,应用超压物性指数与电阻率建立的交会图①点为油层[见图4(b)],试油为低产油层,与新方法结论一致。第2层试油井段3 563.0～3 568.0 m电阻率为11 Ω·m,密度为2.52 g/cm3,气测无油气显示,常规电阻率与密度交会图③点为非油层[见图4(a)];通过地层超压分析,第2层的泥岩电阻率为2 Ω·m,具有泥岩欠压实形成的地层超压,应用超压物性指数与电阻率建立的交会图③点为油层[见图4(b)],试油为高产油层,与新方法结论一致。

图5 A井上乌尔禾组试油成果测井图

B井为该区一口预探井(见图6),地层为二叠系上乌尔禾组,储层岩性为砾岩。该层进行了2层试油,第1层试油井段3 342～3 350 m,试油获产油10.26 t/d,气0.753×104m3/d,水10.28 m3/d,结论为油水同层。第2层井段3 281～3 286 m试油获产油120.57 t/d,气4.473×104m3/d,水34.49 m3/d,结论为油水同层。试油结论表明,第1层的核磁共振有效孔隙度4.9%,可动流体2.1%,气测异常明显,油气显示活跃,有效厚度大,产能不高。而第2层的核磁共振有效孔隙度2.9%,可动流体1.6%,气测异常较小,有效厚度薄,但产能很高。分析原因,第2层顶部的泥岩电阻低、声波时差大,明显具有超压地层的特征。第1层试油井段上部的泥岩层薄,主要为致密隔层,未能形成超压油藏。应用上乌尔禾组储层产能分析与储层分类标准,第1层为Ⅱ类储层(见图3右图中的①号点);第2层为Ⅰ类储层(见图3右图中的②号点),符合实际产能。