葉宏江,孟麗春,董航程,王俊斌,丘彥平,保吉成

(1.中國(guó)石化河南石油勘探局地球物理測(cè)井公司,河南南陽(yáng)473132;2.中國(guó)石化河南油田分公司第一采油廠;3.中國(guó)石油青海油田公司采油一廠)

尕斯庫(kù)勒油田下干柴溝組灰?guī)r儲(chǔ)層巖石分類方法研究

葉宏江1,孟麗春1,董航程1,王俊斌1,丘彥平2,保吉成3

(1.中國(guó)石化河南石油勘探局地球物理測(cè)井公司,河南南陽(yáng)473132;2.中國(guó)石化河南油田分公司第一采油廠;3.中國(guó)石油青海油田公司采油一廠)

尕斯庫(kù)勒油田下干柴溝組灰?guī)r中主要產(chǎn)油儲(chǔ)層以藻灰?guī)r、泥晶灰?guī)r為主,非均質(zhì)嚴(yán)重,有效儲(chǔ)層劃分和識(shí)別困難。在收集了大量的巖心化驗(yàn)分析資料、錄井、測(cè)井新技術(shù)資料(成像、ECS測(cè)井等)、試油和地質(zhì)資料的基礎(chǔ)上,利用巖心分析資料、成像測(cè)井新技術(shù)、ECS元素測(cè)井新技術(shù)和常規(guī)測(cè)井資料對(duì)儲(chǔ)層進(jìn)行巖性識(shí)別,建立了儲(chǔ)層巖性分類的判斷標(biāo)準(zhǔn),為油田下一步的勘探開發(fā)提供了堅(jiān)實(shí)的基礎(chǔ)。

尕斯庫(kù)勒油田;干柴溝組;儲(chǔ)層;灰?guī)r;分類;成像;測(cè)井資料;標(biāo)準(zhǔn)

尕斯庫(kù)勒油田下干柴溝組目前大量地質(zhì)、錄井、測(cè)井和試油資料表明,灰?guī)r儲(chǔ)層中藻灰?guī)r、泥晶灰?guī)r是本地區(qū)的主要產(chǎn)油儲(chǔ)層,砂巖、泥巖幾乎不產(chǎn)油。目前勘探主要面臨的困難是儲(chǔ)層識(shí)別困難[1-2],儲(chǔ)層的巖性和主要儲(chǔ)集空間認(rèn)識(shí)不太清楚。鑒于這種情況,本文從測(cè)井資料入手,建立了各種識(shí)別儲(chǔ)層巖性的方法。

1 油藏概況

1.1 地質(zhì)特征

尕斯庫(kù)勒油田下干柴溝組油藏在構(gòu)造上為一西陡東緩的不對(duì)稱背斜,西邊被Ⅻ號(hào)斷層切割,北邊與Ⅺ號(hào)斷層相交,構(gòu)造面積55km2,長(zhǎng)軸12km,短軸4.6km,閉合度450m,背斜長(zhǎng)軸走向?yàn)槟媳毕?從構(gòu)造發(fā)育史分析,是一個(gè)同沉積構(gòu)造。從構(gòu)造受力分析,構(gòu)造北端由Ⅺ號(hào)斷層和Ⅻ號(hào)斷層控制,應(yīng)力集中,裂縫發(fā)育,屬于半深湖-深湖相環(huán)境,是油氣聚集的良好場(chǎng)所。

1.2 儲(chǔ)層特征

1.2.1 巖性

以碳酸鹽巖為主,地層厚度分布區(qū)間為550～600m。中上部巖性以灰、深灰色泥巖、鈣質(zhì)泥巖和砂質(zhì)泥巖為主,夾灰、淺灰、灰黃色泥灰?guī)r,少量灰、深灰色灰?guī)r和鈣質(zhì)粉砂巖。巖性自上而下變細(xì),顏色由淺變深,含鈣量逐漸增大。下部巖性以灰、深灰色泥巖、泥灰?guī)r和鈣質(zhì)泥巖為主,夾薄層砂質(zhì)泥巖等,灰?guī)r集中分布于 K9-K11標(biāo)準(zhǔn)層之間,砂巖類占少量,在平面上灰?guī)r沉積分布穩(wěn)定,縱向上較集中。

1.2.2 物性

油藏平均孔隙度7.81%,平均滲透率為0.59× 10-3μm2,為構(gòu)造控制裂縫,裂縫控制油氣富集的自生自儲(chǔ)式構(gòu)造巖性裂縫、溶蝕孔隙型油藏。

1.2.3 流體特征

根據(jù)試油資料分析,原油密度0.8481～0.8710 g/cm2,地面原油粘度20.1mPa·s。天然氣各組份含量如下:甲烷89.5%,乙烷1.37%,丙烷3.20%,氮?dú)?.47%,天然氣相對(duì)密度0.6447g/cm3。地層水密度平均為1.11g/cm3,氯離子含量平均為83598 mg/L,總礦化度平均為146902mg/L,pH值為6,水型為Na2SO4。

2 巖性定量描述參數(shù)模型的建立

地層元素俘獲譜(ECS)測(cè)井可定量測(cè)得鈣等多種元素的含量,通過(guò)計(jì)算得到巖石的碳酸鹽含量,進(jìn)而依據(jù)碳酸鹽含量和常規(guī)測(cè)井響應(yīng)(自然伽馬、聲波時(shí)差等)之間的關(guān)系,采用數(shù)理統(tǒng)計(jì)的方法,建立了儲(chǔ)層碳酸鹽含量和泥質(zhì)含量解釋模型[1-2]。式中:Vca——碳酸鹽含量,%;Vsh——泥質(zhì)含量,%;ΔGR——自然伽馬相對(duì)值,AC——縱波時(shí)差,μs/m;R——相關(guān)系數(shù);GR——自然伽馬測(cè)井值,API;GRmin——自 然 伽 馬 最 小 值,API;GRmax——自然伽馬最大值,API。

3 灰?guī)r儲(chǔ)層巖石分類方法研究

3.1 利用巖心資料分析儲(chǔ)層巖性分布變化規(guī)律

利用巖心實(shí)驗(yàn)分析的物性和巖石薄片資料,分析不同物性變化范圍內(nèi)儲(chǔ)層的巖性變化規(guī)律。從表1可以看出:在孔隙度小于10%的儲(chǔ)層中,巖石主要以泥晶灰?guī)r為主,其次是藻灰?guī)r含量為20%;孔隙度變化在10%～15%的儲(chǔ)層中,巖石主要是以泥晶灰?guī)r和藻灰?guī)r為主,含量都在44%以上;在孔隙度大于15%的儲(chǔ)層中,巖石只存在泥晶灰?guī)r及藻灰?guī)r。

說(shuō)明物性較好的儲(chǔ)層巖性主要是泥晶灰?guī)r和藻灰?guī)r,粉砂巖在巖石類型中幾乎沒(méi)有見到。

表1 根據(jù)不同孔隙度分布區(qū)間統(tǒng)計(jì)儲(chǔ)層巖性分布

3.2 利用微電阻率掃描成像測(cè)井識(shí)別巖性

根據(jù)取心井段的巖心資料進(jìn)行微電阻率掃描成像測(cè)井資料的關(guān)系模型分析,確定微電阻率掃描成像資料與取心資料的對(duì)比關(guān)系,建立巖性分析模型[3],可以區(qū)分灰?guī)r、泥灰?guī)r、藻灰?guī)r、粉砂巖等巖性。

3.2.1 藻灰?guī)r識(shí)別

藻灰?guī)r在微電阻率成像圖中顯示為拱丘狀、絮狀和云朵狀,個(gè)別表現(xiàn)為粗粒狀,電阻率較高,層理不明顯或無(wú)層理,邊緣較亂,圖像呈亮黃色-灰白色,圖像上呈現(xiàn)藻類的浸潤(rùn)生長(zhǎng)特征(見圖1)。

3.2.2 泥晶灰?guī)r、泥灰?guī)r的識(shí)別

泥晶灰?guī)r電阻率值高,圖像顏色成灰白色-亮白色顯示,且邊界清楚,指示泥晶灰?guī)r特征;泥灰?guī)r圖像中電阻率值低,圖像顏色呈暗黃色-灰黃色顯示,指示泥灰?guī)r地層特征。

3.2.3 粉砂巖識(shí)別

地層中砂巖是最高粒度級(jí)別[4],粉砂巖主要有兩種產(chǎn)出狀態(tài),一種為紋層狀,另一種為條帶狀或薄層狀,水平層理發(fā)育,較厚粉砂巖中可見塊狀層理,微電阻率成像靜態(tài)圖像多為褐色,含鈣高時(shí)為黃色。

圖1 藻灰?guī)r成像圖像與含油巖心巖性特征對(duì)比圖(躍新×××井)

3.2.4 泥巖識(shí)別

純泥巖微電阻率成像靜態(tài)圖像為暗褐色-黑色,高自然伽馬、低電阻率,水平層理極其發(fā)育,井徑往往擴(kuò)大,粉砂質(zhì)泥巖和灰質(zhì)泥巖電阻率有所增大,微電阻率成像靜態(tài)圖像為亮黃色,水平層理表現(xiàn)得更為清楚。

3.3 常規(guī)測(cè)井曲線交繪圖法定性識(shí)別巖性

利用常規(guī)測(cè)井資料:電阻率、聲波、中子、密度、自然伽馬等曲線,采用交繪圖的方法或曲線重疊的方法進(jìn)行巖性識(shí)別[4],具體方法如下。

根據(jù)的巖心分析資料結(jié)合測(cè)井資料做出不同巖性地層自然伽馬與聲波時(shí)差交會(huì)圖(圖2)和聲波時(shí)差與密度交繪圖(圖3),建立巖性識(shí)別標(biāo)準(zhǔn)如下:

圖2 聲波時(shí)差與自然伽馬交繪圖

圖3 聲波時(shí)差與密度交繪圖

鈣質(zhì)泥巖:聲波時(shí)差(AC)>247μs/m,自然伽馬(GR)>120API。

灰?guī)r:聲波時(shí)差(AC)<247μs/m,自然伽馬(GR)<120API。

3.4 儲(chǔ)層巖石分類標(biāo)準(zhǔn)

利用巖心分析資料、模型解釋、成像解釋結(jié)合ECS測(cè)井定量計(jì)算建立了尕斯油田巖石分類標(biāo)準(zhǔn),見表2。

表2 尕斯油田儲(chǔ)層巖石分類標(biāo)準(zhǔn)統(tǒng)計(jì)

總體上,尕斯油田灰?guī)r地層巖石類型以第3類為主,占50%,第2類和第4類巖石次之,含量為20%左右,第1類和第5類巖石不發(fā)育。表明尕斯油田地層巖石碳酸鹽含量多在30%～40%,較純的泥質(zhì)巖和灰?guī)r所占比例較小。

4 結(jié)論與建議

(1)成像測(cè)井經(jīng)巖心刻度后能直觀、清晰和定性識(shí)別巖性圖像。

(2)ECS測(cè)井技術(shù)能定量識(shí)別儲(chǔ)層各種原素含量和巖石礦物成份的含量。

(3)測(cè)井交會(huì)圖技術(shù)可以定量識(shí)別巖性。

(4)利用測(cè)井資料進(jìn)行儲(chǔ)層巖性識(shí)別是一種成本低和有效的手段。

(5)建議在尕斯灰?guī)r儲(chǔ)層測(cè)井項(xiàng)目中增加測(cè)成像和ECS元素測(cè)井技術(shù)措施。

[1] 石油測(cè)井情報(bào)協(xié)作組編.測(cè)井新技術(shù)應(yīng)用[M].北京:石油工業(yè)出版社,1998:51-113

[2] Schlunberger公司與勝利油田編斯倫貝謝新一代測(cè)井技術(shù)[M].北京:石油工業(yè)出版社,1997:30-40

[3] 金毓蓀.采油地質(zhì)工程[M].北京:石油工業(yè)出版社, 1985:102-131

[4] 張盛宗,王為民.低滲透油藏開發(fā)與裂隙孔隙度[J].大慶石油地質(zhì)與開發(fā),1999,18(2):7-9

P631.842

A

1673-8217(2010)01-0034-03

2009-09-17

葉宏江,測(cè)井工程師,1963年生,1989年畢業(yè)于江漢石油學(xué)院地球物理測(cè)井專業(yè),現(xiàn)從事測(cè)井科研工作。

編輯:彭 剛