基于岩性分析的复杂气水识别方法

罗少成,赵伟波,林伟川,刘燕,周丽艳,杨超超

(1.中国石油集团测井有限公司测井应用研究院,陕西西安710077；2.中国石油长庆油田分公司勘探开发研究院,陕西西安710018)

0 引 言

A气田B段储层砂体规模小,成藏比较分散,但局部地区单井产量高,资源潜力较大,是油田近年来储量提交的一个重要层系,受盆地北部物源控制,主要发育三角洲—潮坪—泻湖沉积体系[1]。储层岩性以石英砂岩和岩屑石英砂岩为主,含少量的岩屑砂岩。不同砂岩类型的气层电阻率下限值不同,以电阻率为主的常用交会图版很容易漏掉表现为中低电阻率的岩屑石英砂岩储层,或在石英砂岩储层中解释偏高,导致测井解释符合偏低。

随着勘探程度的不断提高对于复杂岩性,以电阻率-声波时差,电阻率-密度为主的常用交会图版适应性越来越差。本文结合测井、岩心化验分析、试气等资料,阐述了不同砂岩类型的测井响应特征,优选了反映储层岩性的敏感性测井曲线,采用模糊综合评价法[2]建立了补偿密度、光电吸收截面指数和深侧向电阻率等3条测井曲线与石英相对百分含量之间的非线性映射关系,实现了岩性识别快速定量评价;在准确识别岩性的前提下,分岩性建立了电阻率和声波时差气水识别图版,提高了气水识别准确率,取得了良好的应用效果。

1 储层特征

录井和取心化验分析资料表明,A气田B段储层岩性以石英砂岩和岩屑石英砂岩为主,含少量的岩屑砂岩,填隙物主要为伊利石、高岭石、硅质,并含有一定量的铁白云石和铁方解石;孔隙类型以粒间孔、溶孔和高岭石晶间孔为主,分选中等好,磨圆度以次圆、次圆次棱和次棱为主,物性较差,孔隙度主要分布在4.0%～10.0%,渗透率主要分布在(0.01～10.0)×10-3μm2,属低孔隙度低渗透率储层。

分析了A气田B段储层岩性与物性、物性与含气性之间的关系,不同砂岩类型由于石英类组分含量的不同,直接影响储集层的物性和含气性:随着石英含量的增加,岩石物性逐渐变好,岩性对物性具有明显的控制作用;随着岩石物性变好,试气产量变大,含气性变高。物性的变化制约着含气性。因此,岩性、物性和含气性在研究区所表现的规律:岩性控制着物性,物性控制含气性。这一微观岩石物理机理得出的规律符合研究区低渗透岩性气藏的宏观控气特征[3]。

2 不同岩性测井响应特征

图1为1号井在B段钻遇了26.4 m灰色粗粒岩屑石英砂岩,取心描述为灰色粗粒岩屑石英砂岩,岩性较致密,断面干燥,咸味淡,密闭试验呈雾状有水珠,浸水试验气泡呈断续状冒出。测井解释为气层,层厚3.4 m,深侧向电阻率为23.57 Ω·m,声波时差为227.7 μs/m,密度为2.48 g/cm3,自然伽马为43.14 API,光电吸收截面指数为2.49 b/eV。在井段2 805～2 809 m进行试气,试气产量2.169 1×104m3/d。图2为2号井在B段钻遇了7.4 m的灰褐色石英砂岩,取心描述为灰褐色石英砂岩,岩性较疏松,断面有潮感,无咸味,浸水试验气泡呈断续状-串珠状冒出,薄片显示为粒间孔发育。54号层测井解释为气层,层厚5.8 m,深侧向电阻率为741.8 Ω·m,声波时差为228.5 μs/m,密度为2.46 g/cm3,自然伽马为14 API,光电吸收截面指数为2.01 b/eV,在井段2 751～2 755 m进行试气,试气产量31.446 1×104m3/d。

图2 2号井的测井响应特征(石英砂岩)

通过研究区关键井的取心录井、岩矿分析等资料,结合实际测井资料,统计了不同砂岩类型的测井响应特征值范围,石英砂岩储层测井响应总体呈现“一高五低”的特征:高电阻率、中-低声波时差、低密度、低中子、低自然伽马、低光电吸收截面指数。随岩石中石英含量的增加,孔隙度增大,渗透率升高,物性变好,电阻率增大,自然伽马小于45 API,光电吸收截面指数小于2.15 b/eV;相反,岩屑石英砂岩和岩屑砂岩的自然伽马值大于40 API,光电吸收截面指数介于2.15～3.0 b/e(见表1)。

表1 不同砂岩类型测井响应特征

3 岩性识别

上述分析表明,A气田B段储层岩性控制着物性、电性和含气性,不同岩性的储层,气层的电阻率下限值不同,石英砂岩储层气层电阻率下限值较高,岩屑石英砂岩和岩屑砂岩储层的气层电阻率下限值较低,故岩性识别是储层流体性质判识的基础。

岩性识别方法一般采取定性和定量2种手段[4-5],定性识别方法常用交会图版法、重叠法等;定量识别是依据统计数据建立数学模型,并用数学模型计算出分析对象的指标及其数值的识别方法,诸如BP神经网络法、模式识别法等。本文采用模糊综合评价法,通过模糊数学对受到多种因素制约的对象作出一个总体的评价,是一种能够对复杂问题进行定量评价的方法。它具有结果清晰,系统性强的特点,能较好地解决模糊而难以量化的问题[4]。基于实验室的岩矿分析资料以及测井响应特征,通过对比不同测井参数与石英相对百分含量的相关程度,光电吸收截面指数、体积密度测井同石英相对百分含量的负相关性较高,深侧向电阻率同石英相对百分含量呈唯一正相关。因此,优选反映储层岩性的敏感性测井曲线(DEN、Pe和Rt)与石英相对百分含量建立非线性映射关系,石英相对百分量计算模型公式为

Y=8.8463H+70.7391R=0.9424

(1)

最优模糊聚类中心矩阵S*和变量权重W*

(2)

(3)

将上述方法挂接在LEAD或Forward常用测井软件平台下,实现了岩性识别的测井快速定量评价。图3为2口井测井岩性识别成果图。图3中第5道的红色杆状条为薄片分析石英相对百分含量,蓝色线为模糊综合评价法计算的石英相对百分含量。从2口井处理的对比图上看,模糊综合评价法计算的石英相对百分含量与岩心分析测量值有很好的一致性。依据岩石薄片鉴定的砂岩分类的行业标准[6]:石英相对百分含量大于90%为石英砂岩,介于75%～90%为岩屑石英砂岩,小于75%为岩屑砂岩,从而利用计算的石英相对百分含量曲线,就可以快速进行岩性识别。图3中左图的54号层岩性为石英砂岩,55号为岩屑石英砂岩;图3中右图中47号层为石英砂岩,48号层为岩屑石英砂岩,49号层上部为岩屑石英砂岩,下部为石英砂岩。

对研究区具有岩石鉴定薄片的107块样品资料点采用上述模型进行了检验,检验结果表明:计算石英相对百分含量与岩心分析测量值有很好的一致性,平均绝对误差为3.66%,岩性识别回判符合率达到了90.32%,满足了实际生产需求。

4 基于岩性分析的气水识别图版方法

基于岩性分析的气水识别方法以单层试气结果为依据,在岩性分析基础上建立电阻率与声波时差流体识别交会图版,利用该图版进行气水识别的一种测井解释方法。该方法利用不同的测井曲线对于不同砂岩类型有不同的区分度,通过优选反映储层岩性的敏感性测井曲线,采用模糊综合评价法建立了补偿密度、光电吸收截面指数和深侧向电阻率等3条测井曲线与石英相对百分含量之间的非线性映射关系,实现了岩性的快速识别,最后,分不同的岩性建立电阻率和声波时差的气水识别测井解释图版。

图3 测井岩性识别成果图

图4 声波时差与电阻率交会的气水识别解释图版

研究区储层岩性以石英砂岩和岩屑石英砂岩为主,含少量的岩屑砂岩。为此,将岩屑石英砂岩和岩屑砂岩归为一类,分岩性建立了声波时差与电阻率气水识别解释图版(见图4)。对比图4(a)和图4(b),不同类型砂岩的声波时差和电阻率下限值存在很大的差异,石英砂岩气层下限:AC>198 μs/m,Rt>55 Ω·m,Rt>-3.16AC+873.99;岩屑石英砂岩气层下限:AC>207 μs/m,Rt>25 Ω·m,Rt>-10.56AC+2305。石英砂岩声波时差下限值低于岩屑石英砂岩和岩屑砂岩,电阻率下限值高于岩屑石英砂岩和岩屑砂岩,如解释图版未分岩性,很容易造成解释人员在石英砂岩储层中解释偏高,在岩屑石英砂岩储层中解释偏低。

5 应用效果评价

图5为3号井的测井解释综合图,该井在B段钻遇砂岩20.5 m,测井解释含气层13.4 m,其中60号层厚度为8.0 m,电阻率为45.30 Ω·m,声波时差为217.41 μs/m,密度为2.51 g/cm3,测井资料显示储层岩性纯、物性好,全烃显示高值,综合解释为气层。在2 401.5～2 403.5 m井段进行射孔,日产气4.24×104m3,试气结论为气水同层,与试气结果对比,解释结论偏高。通过二次精细解释,61号层计算的石英相对百分含量为93.61%,岩性解释为石英砂岩,利用图4(a)石英砂岩解释图版,综合解释为气水同层,与试气结论吻合。

应用该方法对新井进行了跟踪,累计处理42口,其中有13口井进行了试气,其识别符合率达到84.62%。应用表明,该方法对研究区的应用效果良好,具有一定的推广应用前景。

6 结 论

(1)A气田B段属低渗透岩性气藏,以石英砂岩和岩屑石英砂岩为主,少量岩屑砂岩。岩性控制物性,物性制约含气性的作用明显。因此,岩性是控制储层特征和流体类型的主要因素,岩性识别是正确判别储层流体性质的基础。

(2)基于实验室的岩矿分析资料以及测井响应特征,优选反映储层岩性的敏感性测井曲线,采用模糊综合评价方法建立补偿密度、光电吸收截面指数和电阻率这3条曲线与石英相对百分含量之间的非线性映射关系,与岩心薄片分析对比,平均绝对误差为3.66%,岩性识别回判符合率达到了90.32%,实现了岩性识别的快速定量评价。

(3)在岩性识别的基础上,分不同岩性建立了声波时差和电阻率交会的气水识别解释图版并给出了不同砂岩类型的气层下限。对42口新井进行流体识别,其中13个层位试气验证,解释符合率达到了84.62%,取得了较好的应用效果,具有一定的推广应用前景。