基于巖性分析的復雜氣水識別方法

羅少成,趙偉波,林偉川,劉燕,周麗艷,楊超超

(1.中國石油集團測井有限公司測井應用研究院,陜西西安710077；2.中國石油長慶油田分公司勘探開發研究院,陜西西安710018)

0 引 言

A氣田B段儲層砂體規模小,成藏比較分散,但局部地區單井產量高,資源潛力較大,是油田近年來儲量提交的一個重要層系,受盆地北部物源控制,主要發育三角洲—潮坪—瀉湖沉積體系[1]。儲層巖性以石英砂巖和巖屑石英砂巖為主,含少量的巖屑砂巖。不同砂巖類型的氣層電阻率下限值不同,以電阻率為主的常用交會圖版很容易漏掉表現為中低電阻率的巖屑石英砂巖儲層,或在石英砂巖儲層中解釋偏高,導致測井解釋符合偏低。

隨著勘探程度的不斷提高對于復雜巖性,以電阻率-聲波時差,電阻率-密度為主的常用交會圖版適應性越來越差。本文結合測井、巖心化驗分析、試氣等資料,闡述了不同砂巖類型的測井響應特征,優選了反映儲層巖性的敏感性測井曲線,采用模糊綜合評價法[2]建立了補償密度、光電吸收截面指數和深側向電阻率等3條測井曲線與石英相對百分含量之間的非線性映射關系,實現了巖性識別快速定量評價;在準確識別巖性的前提下,分巖性建立了電阻率和聲波時差氣水識別圖版,提高了氣水識別準確率,取得了良好的應用效果。

1 儲層特征

錄井和取心化驗分析資料表明,A氣田B段儲層巖性以石英砂巖和巖屑石英砂巖為主,含少量的巖屑砂巖,填隙物主要為伊利石、高嶺石、硅質,并含有一定量的鐵白云石和鐵方解石;孔隙類型以粒間孔、溶孔和高嶺石晶間孔為主,分選中等好,磨圓度以次圓、次圓次棱和次棱為主,物性較差,孔隙度主要分布在4.0%～10.0%,滲透率主要分布在(0.01～10.0)×10-3μm2,屬低孔隙度低滲透率儲層。

分析了A氣田B段儲層巖性與物性、物性與含氣性之間的關系,不同砂巖類型由于石英類組分含量的不同,直接影響儲集層的物性和含氣性:隨著石英含量的增加,巖石物性逐漸變好,巖性對物性具有明顯的控制作用;隨著巖石物性變好,試氣產量變大,含氣性變高。物性的變化制約著含氣性。因此,巖性、物性和含氣性在研究區所表現的規律:巖性控制著物性,物性控制含氣性。這一微觀巖石物理機理得出的規律符合研究區低滲透巖性氣藏的宏觀控氣特征[3]。

2 不同巖性測井響應特征

圖1為1號井在B段鉆遇了26.4 m灰色粗粒巖屑石英砂巖,取心描述為灰色粗粒巖屑石英砂巖,巖性較致密,斷面干燥,咸味淡,密閉試驗呈霧狀有水珠,浸水試驗氣泡呈斷續狀冒出。測井解釋為氣層,層厚3.4 m,深側向電阻率為23.57 Ω·m,聲波時差為227.7 μs/m,密度為2.48 g/cm3,自然伽馬為43.14 API,光電吸收截面指數為2.49 b/eV。在井段2 805～2 809 m進行試氣,試氣產量2.169 1×104m3/d。圖2為2號井在B段鉆遇了7.4 m的灰褐色石英砂巖,取心描述為灰褐色石英砂巖,巖性較疏松,斷面有潮感,無咸味,浸水試驗氣泡呈斷續狀-串珠狀冒出,薄片顯示為粒間孔發育。54號層測井解釋為氣層,層厚5.8 m,深側向電阻率為741.8 Ω·m,聲波時差為228.5 μs/m,密度為2.46 g/cm3,自然伽馬為14 API,光電吸收截面指數為2.01 b/eV,在井段2 751～2 755 m進行試氣,試氣產量31.446 1×104m3/d。

圖2 2號井的測井響應特征(石英砂巖)

通過研究區關鍵井的取心錄井、巖礦分析等資料,結合實際測井資料,統計了不同砂巖類型的測井響應特征值范圍,石英砂巖儲層測井響應總體呈現“一高五低”的特征:高電阻率、中-低聲波時差、低密度、低中子、低自然伽馬、低光電吸收截面指數。隨巖石中石英含量的增加,孔隙度增大,滲透率升高,物性變好,電阻率增大,自然伽馬小于45 API,光電吸收截面指數小于2.15 b/eV;相反,巖屑石英砂巖和巖屑砂巖的自然伽馬值大于40 API,光電吸收截面指數介于2.15～3.0 b/e(見表1)。

表1 不同砂巖類型測井響應特征

3 巖性識別

上述分析表明,A氣田B段儲層巖性控制著物性、電性和含氣性,不同巖性的儲層,氣層的電阻率下限值不同,石英砂巖儲層氣層電阻率下限值較高,巖屑石英砂巖和巖屑砂巖儲層的氣層電阻率下限值較低,故巖性識別是儲層流體性質判識的基礎。

巖性識別方法一般采取定性和定量2種手段[4-5],定性識別方法常用交會圖版法、重疊法等;定量識別是依據統計數據建立數學模型,并用數學模型計算出分析對象的指標及其數值的識別方法,諸如BP神經網絡法、模式識別法等。本文采用模糊綜合評價法,通過模糊數學對受到多種因素制約的對象作出一個總體的評價,是一種能夠對復雜問題進行定量評價的方法。它具有結果清晰,系統性強的特點,能較好地解決模糊而難以量化的問題[4]。基于實驗室的巖礦分析資料以及測井響應特征,通過對比不同測井參數與石英相對百分含量的相關程度,光電吸收截面指數、體積密度測井同石英相對百分含量的負相關性較高,深側向電阻率同石英相對百分含量呈唯一正相關。因此,優選反映儲層巖性的敏感性測井曲線(DEN、Pe和Rt)與石英相對百分含量建立非線性映射關系,石英相對百分量計算模型公式為

Y=8.8463H+70.7391R=0.9424

(1)

最優模糊聚類中心矩陣S*和變量權重W*

(2)

(3)

將上述方法掛接在LEAD或Forward常用測井軟件平臺下,實現了巖性識別的測井快速定量評價。圖3為2口井測井巖性識別成果圖。圖3中第5道的紅色桿狀條為薄片分析石英相對百分含量,藍色線為模糊綜合評價法計算的石英相對百分含量。從2口井處理的對比圖上看,模糊綜合評價法計算的石英相對百分含量與巖心分析測量值有很好的一致性。依據巖石薄片鑒定的砂巖分類的行業標準[6]:石英相對百分含量大于90%為石英砂巖,介于75%～90%為巖屑石英砂巖,小于75%為巖屑砂巖,從而利用計算的石英相對百分含量曲線,就可以快速進行巖性識別。圖3中左圖的54號層巖性為石英砂巖,55號為巖屑石英砂巖;圖3中右圖中47號層為石英砂巖,48號層為巖屑石英砂巖,49號層上部為巖屑石英砂巖,下部為石英砂巖。

對研究區具有巖石鑒定薄片的107塊樣品資料點采用上述模型進行了檢驗,檢驗結果表明:計算石英相對百分含量與巖心分析測量值有很好的一致性,平均絕對誤差為3.66%,巖性識別回判符合率達到了90.32%,滿足了實際生產需求。

4 基于巖性分析的氣水識別圖版方法

基于巖性分析的氣水識別方法以單層試氣結果為依據,在巖性分析基礎上建立電阻率與聲波時差流體識別交會圖版,利用該圖版進行氣水識別的一種測井解釋方法。該方法利用不同的測井曲線對于不同砂巖類型有不同的區分度,通過優選反映儲層巖性的敏感性測井曲線,采用模糊綜合評價法建立了補償密度、光電吸收截面指數和深側向電阻率等3條測井曲線與石英相對百分含量之間的非線性映射關系,實現了巖性的快速識別,最后,分不同的巖性建立電阻率和聲波時差的氣水識別測井解釋圖版。

圖3 測井巖性識別成果圖

圖4 聲波時差與電阻率交會的氣水識別解釋圖版

研究區儲層巖性以石英砂巖和巖屑石英砂巖為主,含少量的巖屑砂巖。為此,將巖屑石英砂巖和巖屑砂巖歸為一類,分巖性建立了聲波時差與電阻率氣水識別解釋圖版(見圖4)。對比圖4(a)和圖4(b),不同類型砂巖的聲波時差和電阻率下限值存在很大的差異,石英砂巖氣層下限:AC>198 μs/m,Rt>55 Ω·m,Rt>-3.16AC+873.99;巖屑石英砂巖氣層下限:AC>207 μs/m,Rt>25 Ω·m,Rt>-10.56AC+2305。石英砂巖聲波時差下限值低于巖屑石英砂巖和巖屑砂巖,電阻率下限值高于巖屑石英砂巖和巖屑砂巖,如解釋圖版未分巖性,很容易造成解釋人員在石英砂巖儲層中解釋偏高,在巖屑石英砂巖儲層中解釋偏低。

5 應用效果評價

圖5為3號井的測井解釋綜合圖,該井在B段鉆遇砂巖20.5 m,測井解釋含氣層13.4 m,其中60號層厚度為8.0 m,電阻率為45.30 Ω·m,聲波時差為217.41 μs/m,密度為2.51 g/cm3,測井資料顯示儲層巖性純、物性好,全烴顯示高值,綜合解釋為氣層。在2 401.5～2 403.5 m井段進行射孔,日產氣4.24×104m3,試氣結論為氣水同層,與試氣結果對比,解釋結論偏高。通過二次精細解釋,61號層計算的石英相對百分含量為93.61%,巖性解釋為石英砂巖,利用圖4(a)石英砂巖解釋圖版,綜合解釋為氣水同層,與試氣結論吻合。

應用該方法對新井進行了跟蹤,累計處理42口,其中有13口井進行了試氣,其識別符合率達到84.62%。應用表明,該方法對研究區的應用效果良好,具有一定的推廣應用前景。

6 結 論

(1)A氣田B段屬低滲透巖性氣藏,以石英砂巖和巖屑石英砂巖為主,少量巖屑砂巖。巖性控制物性,物性制約含氣性的作用明顯。因此,巖性是控制儲層特征和流體類型的主要因素,巖性識別是正確判別儲層流體性質的基礎。

(2)基于實驗室的巖礦分析資料以及測井響應特征,優選反映儲層巖性的敏感性測井曲線,采用模糊綜合評價方法建立補償密度、光電吸收截面指數和電阻率這3條曲線與石英相對百分含量之間的非線性映射關系,與巖心薄片分析對比,平均絕對誤差為3.66%,巖性識別回判符合率達到了90.32%,實現了巖性識別的快速定量評價。

(3)在巖性識別的基礎上,分不同巖性建立了聲波時差和電阻率交會的氣水識別解釋圖版并給出了不同砂巖類型的氣層下限。對42口新井進行流體識別,其中13個層位試氣驗證,解釋符合率達到了84.62%,取得了較好的應用效果,具有一定的推廣應用前景。