常规测井曲线在镇北-环江地区录井综合解释中的应用研究

0 引 言

镇北-环江地区位于鄂尔多斯盆地南部,该地区中生界三叠系延长组储集层为低孔隙度、低渗透率储集层,岩石比较致密^[1]。这类储集层具有岩石孔隙结构复杂、物性非均质性强以及油、气、水分布不规律等特征,这些特征会引起复杂多变的测录井响应,单一应用测井或录井资料进行储集层流体性质识别难度较大^[2,3]。提高致密砂岩油气层解释精度的关键是做好“三个识别”和“四个评价”:“三个识别”是指有效储集层识别、油气层识别、含水识别;“四个评价”是指储集层物性评价、流体丰度/饱和度评价、流体特性评价、油气产能评价^[4]。在钻井取心情况下,通过岩心分析化验并结合测录井资料能够做好“三个识别”和“四个评价”工作。但在缺少岩心资料的情况下,致密砂岩油气层解释的关键就是做好有效储集层识别、油气层识别、含水识别及物性评价工作,这样才能有效提高致密砂岩油气层的解释精度。

测井、录井各有优势,测井在有效储集层识别和储集层物性评价方面优于录井,而录井在油气识别和含水识别方面优于测井^[2,5]。镇北-环江地区中生界三叠系延长组储集层存在低电阻率油层(主要分布在长3段)、高电阻率水层(主要分布在长8段),目前行业所用的气测全烃与电阻率、孔隙度与电阻率等测录井交会图板已不能有效识别延长组储集层流体性质^[2-3,5]。如何利用常规测井曲线做好有效储集层识别和储集层物性评价工作,是提高镇北-环江地区中生界三叠系延长组致密砂岩油气层录井综合解释精度的关键。

1 常规测井曲线类别及特征

1.1 常规测井曲线类别

测井技术是应用物理学原理解决地质和工程问题的边缘性技术学科。按照研究的原理,测井技术分为电法测井、声波测井、放射性测井和其他测井四大类^[6,7]。

电法测井是研究地层电学性质和电化学性质的各种测井方法的总称,包括研究地层导电性质的各种电阻率测井、研究地层极化性质的各种高频电磁波测井、研究地层电化学性质的自然电位测井和人工电位测井等方法;声波测井是研究地层声学性质的各种测井方法的总称,包括研究纵波速度的声速测井、研究纵波幅度的声幅测井、研究声波多波列相应成分的阵列声波测井、研究声波全波列各成分的全波列测井、研究纵波反射的井下电视测井等方法;放射性测井是研究地层核物理性质的各种测井方法的总称,包括研究地层天然放射性的自然伽马测井、自然伽马能谱测井,研究伽马射线与介质相互作用的密度测井,岩性-密度测井,研究中子与介质相互作用的中子孔隙度测井、中子寿命测井、次生伽马能谱测井等方法;其他测井包括测量地层温度的井温测井、测量地层压力的地层测试器、测量井眼几何形态的井径测井等方法^[7]。

针对储集层划分和油气水层解释,镇北-环江地区主要应用自然电位、阵列感应、声波时差、密度、自然伽马、补偿中子、井径等测井方法。自然电位测井主要用于划分储集层、判断岩性、判断油气水层、地层对比和沉积相研究,但致密储集层自然电位异常不明显,自然电位不能有效识别致密储集层及油气水层;阵列感应测井主要用于油气水层判断、油层对比和油层非均质性研究,油气层阵列感应电阻率普遍较高,水层阵列感应电阻率较低;密度和声波时差测井主要用于计算地层孔隙度,对储集层物性进行评价,物性较好的储集层,密度偏低、声波时差偏高;自然伽马测井主要用于划分岩性、储集层,计算地层泥质含量和地层对比,泥岩、碳质泥岩自然伽马较高,砂岩自然伽马较低,随着储集层中泥质含量增加,自然伽马相应升高^[6,7,8]。

1.2 常规测井曲线特征

1.2.1 常规测井曲线整体特征

通过对镇北-环江地区48口井延长组储集层测井曲线统计分析,镇北-环江地区延长组储集层平均电阻率中值为16.87 Ω·m,主要分布在8.22~35.15 Ω·m之间;自然伽马中值为64.62 API,主要分布在40.96~91.88 API之间;声波时差中值为228.36 μs/m,主要分布在208.47~247.03 μs/m之间;自然电位中值为51.18 mV,主要分布在30.22~69.98 mV之间;密度中值为2.46 g/cm³,主要分布在2.33~2.59 g/cm³之间(表1)。

1.2.2 不同流体性质常规测井曲线特征

通过对镇北-环江地区48口井延长组试油资料及相应测井曲线统计分析,识别储集层不同流体性质的自然电位、电阻率参数差异性不明显, 识别储集层物性的声波时差、密度参数差异性明显(表2),说明测井参数不能有效识别镇北-环江地区延长组储集层流体性质,但能有效识别该地区储集层物性。

2 气测录井参数特征

镇北-环江地区地化、核磁、轻烃等录井技术使用较少,气测录井技术目前是使用程度最高的常规录井技术,除部分普通开发井外,其他所有井都使用气测录井技术,而核磁录井只能直接分析岩心获取储集层物性、流体可动性等参数。因此,本文主要对使用频次较高的气测录井参数进行分析研究。通过对镇北-环江地区48口井延长组试油资料及相应气测录井资料统计分析发现,油层、油水同层、含油水层与水层的全烃、峰基比、湿度比等气测参数差异性相对比较明显,但油层、油水同层与差油层、干层之间的气测参数差异性不明显(表3)。说明气测录井能有效识别该地区延长组储集层含油性、含水性。因为影响储集层流体产液量的三个主要因素是储集层的含油性、含水性和物性,气测录井不能有效判识镇北-环江地区延长组储集层物性,所以气测录井不能有效判识储集层流体产液量。

3 常规测井曲线应用研究

3.1 有效储集层识别

根据镇北-环江地区近几年的试油数据及岩心化验数据统计分析,延长组出液量大于或等于1 m³的储集层孔隙度主要分布区间下限是5.00%,渗透率主要分布区间下限是0.02 mD(表4)。所以,镇北-环江地区延长组有效储集层孔隙度下限值为5.00%,渗透率下限值为0.02 mD,孔隙度小于5.00%或渗透率小于0.02 mD的储集层出液量非常低,视为无效储集层。

3.2 测井参数优选

通过测井参数和气测录井参数特征统计分析得出,录井在油气识别和含水识别方面优于测井,而测井在储集层物性识别方面优于录井。据此对测井参数进行深入研究,并建立该地区物性评价标准。

根据岩心物性分析所测孔隙度、渗透率与测井参数相关性统计分析发现:孔隙度、渗透率都与密度和声波时差参数相关性较好,但是与孔隙度相比,渗透率与测井参数相关性相对较差(表5)。其中,声波时差与孔隙度、渗透率呈正相关,即声波时差越高,孔隙度、渗透率越大,反之则孔隙度、渗透率越小;密度与孔隙度、渗透率呈负相关,即密度越大,孔隙度、渗透率越小,反之则孔隙度、渗透率越大。

3.3 储集层物性评价

因为储集层孔隙度、渗透率与测井密度、声波时差曲线相关性较好,并且孔隙度与测井密度、声波时差曲线之间的相关性高于渗透率与测井密度、声波时差之间的相关性,所以本文将采用测井密度曲线和声波时差曲线拟合储集层孔隙度,并对储集层物性进行评价,同时建立该地区延长组储集层物性评价标准。

采用最小二乘法对测井密度、声波时差曲线与岩心物性分析所测孔隙度进行拟合,得出孔隙度拟合公式为:

ϕ_DS=-31.7572ρ+0.0993AC+67.9022

式中:ϕ_DS为密度与声波时差交会计算孔隙度,%;ρ为岩石密度,g/cm³;AC为声波时差,μs/m。

由于孔隙度数值为单点数据,不能直观反映不同储集层类型的厚度,不利于储集层物性评价,而且镇北-环江地区延长组有效储集层孔隙度主要分布在5.00%13.80%之间,本文根据15.00%、10.00%、7.00%、5.00%几个孔隙度分界点,将储集层划分为Ⅰ类、Ⅱ类、Ⅲ类a、Ⅲ类b、Ⅳ类五个级别,从Ⅰ类至Ⅳ类,代表储集层物性越来越差。Ⅰ类储集层级别最高,孔隙度大于等于15.00%,代表储集层物性最好;Ⅳ类储集层级别最低,孔隙度小于5.00%,代表储集层物性最差。经过试油验证,延长组储集层产液量与储集层级别呈正相关,储集层级别高,其产液量相对较高,Ⅳ类储集层产液量最低,基本无产能,为无效储集层(表6)。

3.4 综合解释应用方法

根据镇北-环江地区延长组储集层物性评价标准及有效储集层识别标准,Ⅳ类储集层为非产层,其他级别储集层为产层。录井综合解释过程中,采用地质录井、气测录井、地化录井、核磁录井、轻烃录井等录井技术进行油气识别及含水识别,并结合岩石密度、声波时差测井参数划分的储集层级别,对镇北-环江地区延长组储集层进行综合评价。其中,Ⅰ类、Ⅱ类、Ⅲ类a储集层分别解释为油层、油水同层、含油水层和水层,Ⅲ类b储集层解释为差油层,Ⅳ类储集层解释为干层,所有厚度小于1.0 m的储集层均解释为差油层或干层。在制定试油方案过程中,应选择含油性较好、储集层级别较高的井段作为压裂井段,Ⅳ类储集层不建议试油。

4 应用效果及实例

2018年,在镇北-环江地区76口井录井解释过程中,通过结合常规测井曲线储集层物性评价标准及有效储集层识别标准的应用,该地区延长组录井综合解释符合率从2016-2017年的66.35%提高到76.79%,效果明显。

4.1 A 1井

该井层位长3段,井段2 242.00~2 245.00 m,岩性为褐灰色油斑细砂岩,气测峰值为1.43%,峰基比为11.9,气测组分全,重烃中等,峰形饱满,含油性较好,气测参数为油层特征,该层底部岩心为无显示细砂岩(图1)。根据测井声波时差和密度曲线划分的储集层类别为Ⅱ类,储集层物性较好,底部无显示细砂岩为水层。虽然阵列感应平均电阻率为8.58 Ω·m,在正常水层电阻率区间范围内,测井解释为含油水层,但是该层录井参数显示含油性较好,底部储集层为水层。因此,录井综合解释坚持油水同层的结论。经试油验证,该层产油6.85 t/d,产水3.53 m³/d,试油结论为油水同层,录井综合解释结论与试油结论一致。

4.2 A 2井

A 2井层位长7段,井段2 712.50~2 715.00 m、2 720.002 721.00 m,岩性为灰色油迹细砂岩,气测峰值为88.30%,峰基比为101.5,气测异常值非常高,组分全,重烃较高,峰形饱满,含油性好,气测参数为油层特征(图2)。根据测井声波时差和密度曲线划分的储集层类别为Ⅰ类和Ⅲ类a,储集层物性好。因该层密度曲线出现局部异常低值,表示储集层存在缝宽较大的裂缝,测井解释为可疑油层和干层;但是该层气测异常值非常高,持续高值井段10.00 m左右,钻穿该层后的气测基值从揭开前的0.87%升高至5.00%左右,一直保持到井底,说明该层虽然属于裂缝性含油,但是含油性较好。

因此,录井综合解释坚持油层的结论。经试油验证,该层产油10.63 t/d,产水0.00 m³/d,试油结论为油层,录井综合解释结论与试油结论一致。

5 结 论

通过对镇北-环江地区延长组测井、录井参数特征分析可知,测井参数不能有效识别该地区延长组储集层流体性质,但能有效识别储集层物性;录井参数能有效识别储集层含油性、含水性,但不能有效识别该地区延长组储集层物性。充分利用常规测井曲线划分储集层级别,大幅提高了镇北-环江地区延长组录井综合解释符合率。综上所述,得出以下两点结论:

(1)依靠单一的测井或录井资料很难准确识别镇北-环江地区延长组致密砂岩储集层流体性质。

(2)充分利用测井优势,根据密度曲线、声波时差曲线划分储集层级别,进行物性评价,测井、录井资料优势互补、有效结合,能够有效提高镇北-环江地区致密砂岩油气层的录井综合解释精度。

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参考文献

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