柴达木盆地西部地区复杂碳酸盐岩储层流体识别新方法

佘刚,魏莉,王高科,李兴文,韩世峰,杜伦皓

(1.中国石油集团测井有限公司长庆分公司,陕西西安710200;2.中国石油青海油田勘探开发研究院,甘肃敦煌736202;3.中国石油青海油田井下作业公司,甘肃敦煌736202)

0 引 言

柴达木盆地为典型的高原咸化湖盆,具备陆源碎屑与碳酸盐的混合沉积,使其陆源碎屑发育大量的碳酸盐岩,具有明显的混积特征[1]。近几年在柴达木盆地西部(简称“柴西”)地区勘探发现的干柴沟、英西、风西、南翼山等区域均为咸化的滨浅湖沉积,发育多套陆源混积碳酸盐岩[2]。英西及干柴沟地区广泛发育白云岩储层,且受强烈的构造运动影响,裂缝及溶蚀孔洞普遍发育[3];风西及南翼山地区湖水较浅,受构造影响较小,普遍发育藻灰岩及灰云岩储层,在有利相带发育少量含灰砂岩储层。柴西地区湖相碳酸盐岩具有沉积环境差异大、岩性复杂、储层致密、储集空间多样、非均质性强等特征。

经过多年研究,针对柴西地区复杂碳酸盐岩形成了基于电成像储层缝洞精细计算及刻画、基于阵列声波的斯通利波波场分离渗透性评价等一系列储层评价方法[4]。国内外碳酸盐岩储层流体识别主要方法:基于常规测井的交会图法和曲线重叠法、基于特殊测井的核磁共振T2谱及阵列声波特性参数流体识别等方法[5],这些方法对于岩性简单、物性较好的碎屑岩储层具有较好效果,但对于柴西地区碳酸盐岩储层效果较差;基于电成像测井的视地层水电阻率谱法[6],对柴西地区碳酸盐岩储层具有一定效果,但解释符合率仅为50%。为有效地提高流体识别准确率,基于岩性扫描、介电扫描、二维核磁共振等特殊测井技术,提出了热中子俘获截面、含油指示及介电常数等评价参数及多维度相结合的评价思路,提高了储层的解释符合率,也为复杂碳酸盐岩储层流体识别增添新的思路及手段。

1 基于岩性扫描测井的流体识别技术

1.1 利用热中子俘获截面进行流体识别

岩性扫描测井相比早期的元素俘获测井具较高的测量精度,可准确测量硅、钙、铁等18种地层主要元素的含量,特别是镁、钾、碳等元素相对产额[7]。目前岩性扫描测井主要应用在2个方面:①通过对各种元素的相对产额进行处理得到较为准确的连续矿物体积剖面,特别是可以求准白云石和方解石含量;②基于矿物含量得到可变的混合骨架值,再依据威利公式得到有效孔隙度,这也是目前复杂岩性储层孔隙度的最好计算方法。此外,岩性扫描测井测量地层总碳含量,可以计算得到有机碳含量,而有机碳能直接反应油气含量[8]。因此,可以避开复杂岩性储层电阻率及地层水矿化度选择不准的影响,为含油气饱和度计算提供了另一类方法。

岩性扫描测井不但可以测量地层元素相对产额,还可以得到热中子俘获截面数据,而不同矿物及流体的热中子俘获截面数值不同[9](见表1),其中油相对于矿物有较大的热中子俘获截面,与淡水基本接近,但与咸水差异明显,而柴达木盆地咸化湖盆地层水矿化度普遍在15×104mg/L以上,特别是英西地区盐岩发育,矿化度达2×105mg/L,这就为利用热中子俘获截面识别油层提供了可能。实验认为,在水的矿化度超过25×104mg/L时,其热中子俘获截面值大于120 c.u.(1)非法定计量单位,1 c.u.=1×10-3 cm-1,下同,如果油的体积超过2%,则热中子俘获截面值比纯水层小2 c.u.,这是其区分油水的物理基础。数值模拟表明,孔隙度越大,油层(含水饱和度SW<50%)与水层(SW=100%)区分越明显,误差也越小,即高矿化度钻井液对于热中子俘获截面测量是有利条件。

表1 常规矿物及流体热中子俘获截面数值

为了明确表达含油性,首先假设地层完全含水,通过矿物剖面及孔隙度反演得到地层完全含水时热中子俘获截面,与测井实测热中子俘获截面对比,如果反演得到的热中子俘获截面值大于实测值,证明存在含油性,用含油指示表达

IO=(ΣC-ΣM)/CNL

ΣC=ΣwφSw+Σhφ(1-Sw)+Σm(1-φ-Vm)

(1)

式中,IO为含油指示;ΣC为反演热中子俘获截面值,c.u.;ΣM为实测热中子俘获截面值,c.u.;CNL为中子孔隙度,%;Σw、Σh、Σm分别为水、油气及岩石骨架的热中子俘获截面值,c.u.;φ为孔隙度,小数;Vm为骨架矿物体积,小数。

图1为柴西地区一口井的流体识别成果图。岩性扫描结果表明,3 226.0～3 228.5 m井段发育一典型膏盐层,盐下为混积特征明显的碳酸盐岩储层。区域研究认为白云岩含量越高(大于40%)、泥质含量越低(小于30%),则储层基质孔越发育,结合高分辨率电成像资料分析认为3 232.0～3 252.0 m储层基质孔隙度在9%～24%,且高导裂缝发育,依据热中子俘获截面值计算的含油指示可以划分多组油层。该段气测全烃在顶部达100%,试油获高产工业油气流,证实了该方法的有效性。

1.2 利用氯离子含量进行流体识别

岩性扫描测井在流体识别的另一个应用,是利用氯离子含量计算含水孔隙度来评价储层含油性[10]。岩性扫描测井可测量氯元素及总的氯离子含量,用总的氯离子含量减掉井筒中的氯离子含量得到地层中氯离子含量;当地层水矿化度已知时,由氯离子含量可计算地层中水的体积,即含水孔隙度

(2)

式中,φw为计算的含水孔隙度,小数;WCL为地层中氯离子含量,kg/kg;φT为总孔隙度,小数;ρm为骨架密度,g/cm3;ρw为水的密度,g/cm3;Sa为地层水矿化度,mg/L。式(2)计算得到含水孔隙度后,用总孔隙度减去含水孔隙度则得到油的体积,可用氯离子含油指示表征。图1中氯离子含油指示表明,3 232.0～3 244.5 m和3 249.5～3 254.5 m井段含油指示较高,可以划分多组油层。在数值及形态上,氯离子含油指示与热中子含油指示具有较好对应性,成为岩性扫描测井识别流体的一种补充方法。

图1 采用热中子俘获截面及氯离子含量进行流体识别的成果图*非法定计量单位,1 b/eV=6.241 46×10-10 m2/J,下同

2 基于介电测井的流体识别技术

电磁波在不同介质中传播时具有幅度衰减、相位移动的特征,不同的介质其介电常数不同[11](见表2)。对于储层而言,砂岩、灰岩等常见岩石或矿物的介电常数相互间差别不大;天然气的介电常数固定为1;而水的介电常数远大于油、气介电常数。因此,介电扫描测井就是利用油、气与水的介电常数差异进行油气识别并测量储层的含水孔隙度。

表2 常规岩石、矿物及流体介电常数参考值

早期的介电测井仪测量精度较低,而新一代测井仪器如斯伦贝谢公司的ADT多频介电扫描测井仪纵向分辨率较高,径向探测深度大,具有较高的测量精度[12],采用4个不连续的工作频率和2种极化方向来探测频散信息,可以将这种频散特征表达为

(3)

式中,ε为测量对象的总介电常数;φT为总孔隙度,%;Sw为含水饱和度,%;εm为岩石骨架介电常数;εoil为油或者气的介电常数;εw为水的介电常数。

通过对多种频率下的数据进行处理得到不同深度范围内的介电常数和电导率,可以根据不同频率的介电常数利用模型反演得到地层含水孔隙度;再用核磁共振或常规测井计算的总孔隙度减去含水孔隙度得到含油孔隙体积,进而得到含油饱和度[13],其饱和度可以由含油气纯岩石体积物理模型得到

(4)

式中,指数c为介电胶结因子,可据地区情况进行调整,一般为0.5。

图2为柴西地区一口井的流体识别成果图。岩性扫描结果表明岩性整体以灰云岩为主,其中3 445.0～3 452.0 m、3 467.0～3 474.0 m井段基质孔隙度均在8.5%左右,并有裂缝发育,计算的裂缝孔隙度为0.02%～0.07%。ADT多频介电扫描测井仪测量的介电常数及介电电导率在3 445.0～3 452.0 m、3 467.0～3 474.0 m均出现了相对较低值(见图2第12和13道),处理得到的总孔隙度与含水孔隙度具有明显差异,用介电参数计算的含水饱和度约为40%(见图2第11道)。可见这2层均具有较好的含油性,岩性扫描测井计算的含油指示明显,气测全烃为75%,综合解释为油层,建议对上部储层试油求产,压裂后日产油20 m3以上。

图2 介电扫描测井流体识别成果图

3 基于二维核磁共振测井的流体识别技术

对于复杂岩性储层,传统的一维核磁共振T2谱受扩散系数影响,储层孔隙中油、气、水多种流体共存时,原油黏度变化范围大,所测得T2谱是流体组分各种信号的重叠,无法有效地区分流体性质。斯伦贝谢公司的MRX及哈里伯顿公司MRIL-XL二维核磁共振测井仪器曾分别在南海西部低饱和度气藏和柴达木盆地高泥质束缚水储层及致密混积岩储层流体识别中发挥了一定作用[14],但是对于部分微小孔隙流体识别精度仍不够。近年来,斯伦贝谢公司推出了新一代核磁共振测井仪器CMR-NG[15],其最小回波间隔为0.2 ms,具有6个不同等待时间脉冲序列,提高了低孔隙度地层测量精度;其最大特征是T1、T2谱能连续测量,很大程度提高了T1在1～100 ms间的谱精度,对于微小孔隙流体区分能力较强。

CMR-NG核磁共振测井生成的T1—T2谱交会图对于疑难油、水层具有明显区分效果。主要因为致密油的T2谱值在10～100 ms,水的T2谱值在50 ms左右,油与水的T2谱信号会部分重叠;而油具有较大的T1谱值,水的T1谱值较小,即油与水的T1谱信号无明显重叠,一般认为水的T1/T2为1～2,油T1/T2为1～4。在T1—T2谱交会图上轻质油、可动水及束缚水三者的位置各有不同,轻质油位于交会图右上部,可动水位于中部,束缚水位于左下部。因此,可以通过连续测量的T1、T2谱逐点交会,据其能量集中位置区分油层与水层。

图3为柴西地区一口井的流体识别成果图。由图3可见,常规测井很难有效地进行储层划分及流体识别,特别是阵列侧向电阻率(见图3第4道)及阵列感应电阻率联测仍无法有效地识别油层,故采用核磁共振测井仪器CMR-NG进行测井并解释。岩性扫描表明4 153.0～4 173.0 m井段岩性均为含泥灰云岩,基质孔隙度为4%～10%,采用SDR及Coates这2种模型计算的渗透率值均在0.1～1 mD。核磁共振时域孔隙度指示中大孔发育,自由流体孔隙度较大,含油指示大于40%;图4表明能量主要集中于T1/T2为1～3的区域,共同点是右上部能量明显且集中,即存在可动油,左下部也具有一定的束缚水信号。如图4(a)能量最强,对应4 163.4 m的T1谱信号明显且靠后,储层含油性最好;图4(c)中部具有较强的可动水信号。4 153.0～4 173.0 m全烃最大值为100%,碳组分齐全,槽池面见15%针孔状气泡及10%条带状油花,综合解释出3层油层,合层压裂后获日产油30 m3、水5.25 m3,分析认为水来自4 169.5～4 172.7 m的储层,印证了二维核磁共振识别流体的准确性。

图3 二维核磁共振测井流体识别成果图*非法定计量单位,1 mD=9.87×10-4 μm2,下同

图4 重点层核磁共振T1—T2谱交会图

4 多维度相结合的流体识别思路

特殊测井技术在柴达木盆地碳酸盐岩储层流体识别中发挥了较好的作用,解释符合率有所提高,但是每种方法都有其局限性。如热中子俘获截面法对于物性较好的地层且钻井液侵入不深时应用效果较好,二维核磁共振测井同样也受到井眼的影响,加之柴西地区碳酸盐岩岩性及储集空间的复杂性,各种方法尝试后,认为没有哪种单一的方法能够取得十分理想的解释效果。

结合生产情况及试油产量等因素,深度挖掘测井及录井等有效信息,以英西地区碳酸盐岩储层为代表,将电法与非电法测井结合、测井与录井信息相结合,开展了多种流体识别方法研究,提出了“逐步分离”的流体识别思路:①利用气测组分比值法,即轻烃含量与中烃含量比值[VC1/(VC2+VC3)]和轻烃含量与重烃含量比值[(VC1+VC2)/(VC4+VC5)]二者交会将水层有效分离;②利用热中子俘获截面法计算的含油指示IO将含油水层区分出来;③利用含油指示IO和[侧向电阻率/(感应电阻率×中子孔隙度)]交会将油水同层区分,从而只保留油层的信息。“逐步分离”的思路将英西地区解释符合率由60%提高到85%,具有向其它区域推广应用的意义。

对于柴西地区复杂碳酸盐岩储层,还提出了基于电成像图像特征的有效储层流体识别思路,将储层划分为块状、暗斑状、弱层状等多种图像结构(见图1～图3中成像结构道),暗斑状图像均对应为高产层,弱层状产量中等,强层状和块状基本不产液。风西及南翼山油田岩性复杂,通过电成像测井与岩性扫描相结合,认为该区存在6种不同图像结构,其中藻叠层、藻纹层及藻团块3类藻灰岩结构均是其优势储层结构(见图5),该类储层试油后均具有较高的产能。此外,对于薄互层发育的层段或地区,借助“源储一体”的页岩油思路进行评价,认为薄层砂体为储层,而在砂体上下或附近的非储层可以充当源岩,当储层物性及源岩品质均较好时则形成最佳的源储配置,有利于发育油层。因此,解释时综合地质认识对流体识别起到了较好的辅助作用。

图5 藻灰岩电成像图像结构特征*非法定计量单位,1 in=2.54 cm,下同

5 结论与认识

(1)柴达木盆地碳酸盐岩岩性混积,岩石矿物及储层空间复杂,利用常规方法或思路难以进行有效的流体判识。有必要利用岩性扫描测井、电成像测井及介电测井等特殊测井技术进行流体识别。

(2)基于岩性扫描测井的热中子俘获截面、氯离子含量可以定性及定量地对流体进行判识;最新的介电扫描测井测量精度高,可以定量计算含水孔隙度及含油气饱和度;二维核磁共振测井T1谱对油层与水层有较强的区分能力,T1—T2谱交会图可以直观地反映流体性质。岩性扫描、介电测井及二维核磁共振测井均在流体识别方面取得了较好效果。

(3)对于复杂碳酸盐岩储层,单一的测井技术和方法在流体识别方面均有局限性。深度挖掘测井及录井等有效信息,将电法与非电法测井结合、测井与录井信息结合,多维度相结合的思路进行流体识别可以较大地提升解释符合率。“逐步分离”“电成像图像结构”“源储一体”等结合地质认识的手段是流体识别的一种新思路。