加拿大油砂儲層測井評價關鍵技術

李冰,令狐松,包鑫,侯秋元,張莉莉,黃亮

(中國石油集團測井有限公司國際事業部,北京102206)

0 引 言

全球油砂資源極其豐富,廣布于89個含油砂盆地中,油砂總資源量達55 050×108桶。其資源分布非常不均勻,全球油砂可采儲量的85%集中在加拿大,其他主要國家包括俄羅斯、美國、中國、墨西哥、挪威、印度尼西亞等[2]。加拿大油砂資源主要分布在阿爾伯塔盆地東北部的Athabasca、Cold Lake和Peace River這3個礦區,油砂總面積達1.41×104km2[4]。目前,國內外對油砂礦的研究多注重于開采方面,通過測井方法對其進行系統評價的則較少[5-6]。

油砂儲層具有高密度、高孔隙度滲透率、高黏度、分布廣、厚度大的特點,采用常規儲層的測井評價方法得到的結果誤差較大,且相對常規儲層而言,其內部薄的非滲透泥質夾層的識別也是測井評價的重點。中國石油集團測井有限公司的EILog-06成套裝備[11]從2012年開始在加拿大Athabasca礦區進行測井服務,目前已有上百口井的油砂測井經驗。本文針對加拿大Athabasca油砂礦區的上McMurray組油砂儲層,使用EILog設備的測井曲線及巖心分析結果,從儲層四性關系入手,進行油砂含油性的主控因素及測井解釋模型的建立和方法研究,使用多礦物模型優化獲得更為準確的計算結果,進而建立儲層的分類標準,為儲層復算提供精確參數。使用更高分辨率的電成像資料進行巖相解釋,建立巖相分類圖版,識別薄(>3 cm)的非滲透泥質夾層,進而劃分有利SAGD區,為后期蒸汽注采[7]水平井井位設計提供測井依據。

1 油砂四性關系

Athabasca油砂是阿爾伯塔盆地內最大的油砂區,McMurray組是Athabasca的產層,整個組幾乎全部含油,該組平均厚度在40～60 m之間,巖性主要為未膠結的細粒至中粒石英砂,并有頁巖夾層,富油砂體的瀝青飽和度能達到90%,Clearwater組海相頁巖是全區的蓋層[4]。

研究區域內的產層為McMurray組上部,為曲流河河道點沙壩復合沉積[8],與下部的河流相席狀砂相比,滲透性和連續性稍低,泥巖在河道和點沙壩處以角礫巖填隙物的形式出現,在廢棄河道處以不連續的厚層形式出現[9]。

對該區2口特征油砂井M1及M13井目標層段進行全段取心,進行了巖心描述及相分析,按照不同深度均勻取樣的原則,對117件樣品進行了Dean-Stark蒸餾萃取實驗分析及常規巖石物理分析(氦孔隙度及空氣滲透率),選取M13井0.7 m內的14個樣品進行了粒度分析。

1.1 巖性特征

通過粒度分析資料(見圖1)認為,該區上McMurray儲層粒徑分布呈明顯三峰分布,分布范圍從0.375～100 μm,三峰標志值分別在1.4、6.2 μm和38 μm,根據自然粒級標準,分別代表泥(<0.005 mm),粉砂(0.05～0.005 mm),部分粒級達到細砂級別(0.25～0.05 mm)。

圖1 M13井目標層段粒度分析結果

1.2 物性特征

圖2 M13井目標層段巖心孔隙度直方圖(左)和巖心滲透率直方圖(右)

物性分析結果統計表明,上McMurray儲層孔隙度主要為34%～38%,平均為34.64%(見圖2左),滲透率分布在2～13 D(2)非法定計量單位,1 D=0.987 μm2下同,橫向滲透率平均為4.36 D,縱向滲透率平均為3.95 D,橫向滲透率大于縱向滲透率(見圖2右),存在一定的非均質性(泥質夾層的存在為主要影響因素),屬于高孔隙度、高滲透率儲層[9],儲層埋藏較淺,均分布在埋藏深度小于200 m的地層中,因此固結較弱,膠結疏松,是其物性較好的主要原因。

輿論能反映出公眾的意愿，從而提供目標。“當對某一具體的物質生存條件抑或精神發展狀態達成某種程度的共識，某種意見成為一個社會人群具有代表性的顯性意見時，可以說，民意或者說輿論就該問題設置了社會目標，也就是，其所代表的社會群體的主體共同希望達到的理想狀態”[3]48。隨著生活的提高，公眾在滿足了物質需求之后進而提出了精神需求。根據自己的意愿，找到理想的生活伴侶，已經成為高于物質需求的精神需求。江蘇衛視《非誠勿擾》為適齡男女青年提供了這樣一個追求更高精神生活水平的舞臺。

1.3 電性特征

研究區域內油砂儲層電性特征較明顯,優質儲層電阻率測值大于100 Ω·m,油砂在儲層溫度下黏度較大,無流動滲透性,因此,各探測深度電阻率測值無較大區別,由于側向展布泥質夾層的存在[10],儲層垂向非均質性較強,反映垂向電阻率的側向曲線較感應曲線變化大。

1.4 含油性特征

對樣品的含油性分析結果統計表明,上McMurray凈產層含油飽和度為74.6%～91.6%,平均為85.9%。含油飽和度與巖心孔隙度呈明顯的正相關關系,即孔隙度越高,油砂含油飽和度越高,孔隙度和含油飽和度受泥質含量影響明顯。推斷為該處泥質束縛水含量較高所致,即該區油砂具有巖性控制物性、物性控制含油性的規律。含油飽和度同孔隙度有明顯正相關關系,孔隙度和含油飽和度較低處受泥質含量影響明顯。

2 測井解釋模型研究

2.1 巖石物理體積模型

采用中國石油集團測井有限公司的EILog-06成套裝備[12]對研究區內的油砂井均作了常規9條及電阻率成像測井。由于儀器系列相同,測井時間相近,故各井測井數據穩定,無需再進行標準化處理或采用伽馬相對值等方法進行均一化處理。

該區油砂儲層主要巖性為砂巖,儲層中的部分組分來自下覆泥盆系碳酸鹽巖母巖的剝蝕及再沉積[11],從礦物角度應歸類為鈣質。根據模型骨架選擇主要性和重要性的原則,巖石骨架為砂巖,將來自碳酸鹽巖的組分(鈣質)作為膠結物引入物理體積模型。砂巖密度骨架值采用理論值,鈣質骨架密度參數參照下覆泥盆系白云巖,密度值2.85 g/cm3;中子骨架值根據儀器類型,具體使用交會圖技術確定(使用中國石油集團測井有限公司的EILog-06的補償中子儀[12]),本文中子骨架值為0.06,泥巖骨架值設定密度2.3 g/cm3,中子0.45。儲集空間中的流體為瀝青質,而非輕質油,因此將流體設定為重密度油(1 g/cm3)和常規水。

2.2 飽和度模型

根據生產需要,分別使用阿爾奇公式及西門杜公式進行含水飽和度的計算,使用通用經驗參數,并不能滿足該區內生產井的解釋需要,通過巖心數據對巖電參數進行刻度,使用Pickett Plot方法優化了該區的飽和度計算參數。為了驗證該套參數在該區的適用性,使用M13井的巖心數據進行巖電參數的刻度,而在相距較遠的M1井目的層段進行試算,可以看到參數刻度后,其同巖心符合率更高,平均相對誤差低于1%。

2.3 滲透率模型

巖心分析結果顯示,盡管滲透率同孔隙度存在明顯的正相關關系[見圖3(a)],但對應性并不好,直接使用孔隙度計算滲透率可能會造成比較大的誤差。研究發現,滲透率同粒度中值D50[見圖3(b),圖例中MGS為粒度中值]存在良好對應關系,為此引入粒度中值模型,用歸一化后的伽馬GRI[見式(1)]計算粒度中值[見圖3(c)]。滲透率同GRI存在良好對應關系,建立滲透率同GRI以及孔隙度的模型[見式(2)],計算結果同巖心分析數據吻合。

圖3 巖心滲透率和孔隙度及粒度中值交會圖

GRI=(GR-GRmin)/(GRmax-GRmin)

(1)

(2)

式中,K為模型計算滲透率;GRI為歸一化后的GR;φe為測井計算儲層有效孔隙度。

為驗證模型及模型參數的適用性,對該井使用巖心多元線性擬合、神經網絡以及本征滲透率公式[13]、LAMBDA公式[14]等方法計算滲透率,該模型計算結果能滿足實際生產精度需要,同巖心分析相對誤差低于25%,明顯優于其他滲透率預測方法。

2.4 多礦物優化模型

以巖石物理體積模型為基礎,將各物性參數模型加入非線性聯立方程組,并將地區經驗作為限制條件引入模型,通過最優化算法,得到各組分的體積含量,從而求得孔隙度、滲透率、飽和度等物性參數,通過與巖心數據比對,效果良好。

2.5 分類標準研究

由于含水飽和度與孔隙度均是油砂儲層評價的關鍵參數,通過將二者交會后發現對油砂儲層具有較好的識別分類效果(見圖4),能夠將凈產層從油砂儲層中區分開來[15]。

圖4 孔隙度—含水飽和度解釋圖版

非凈產層:孔隙度小于35%,含水飽和度大于50%,這些層在進行蒸汽注采的過程中可能會導致熱量的散失,在進行水平井井位設計,設計水平井的著地深度時,應盡量避開這些層。

3 電阻率成像測井資料巖相解釋

常規測井資料縱向分辨率較低,在識別對SAGD有影響的非滲透夾層(>3 cm)方面效果較差,電阻率成像高分辨率的優點可以有效彌補這一缺陷。研究發現,油砂的巖相對于SAGD分級具有良好的指示效果,因此,有必要進行利用電阻率成像測井資料進行油砂巖相的研究,建立常規測井解釋成果及巖相同SAGD分級的對應關系,進而對區域內開發井進行SAGD快速分級,指導后期水平井布井。

3.1 巖相圖版建立

建立油砂儲層電阻率成像資料巖相解釋標準,從電阻率成像解釋成果圖中提取盡量多的地質信息,分別從生物擾動程度、巖相及沉積構造等3個方面入手,首次系統地建立了巖相識別[見圖5(a)]及構造解釋圖版庫[見圖5(b)],并成功地應用到該區成像井的解釋評價過程中,取得了良好的效果。圖6為采用該圖版解釋的成果圖。

3.2 有利SAGD帶劃分

根據電阻率成像的巖相解釋結果,將油砂儲層劃分為3類,分別為有利SAGD開發帶,普通SAGD開發帶和不利SAGD開發帶[16]。建立SAGD分區同巖相及常規解釋結果的對應關系(見表1),并對實際井進行SAGD劃分,為后期開發方案的制定提供了測井依據,在水平井井位設計確定著落點時應盡量避開不利SAGD開發帶[16]。

從表1可見,影響該區凈產層SAGD分級的因素主要為泥質含量,滲透率各向異性以及巖相模式。圖7為SAGD的劃分實例,綠色陰影代表有利SAGD區,橙色陰影代表普通SAGD區,紅色陰影代表不利SAGD區。表2為儲層SAGD劃分統計成果表,表中N/G代表某分級厚度對凈產層的貢獻,是后期SAGD開發方案制定的重要數據。使用單井SAGD統計結果對蒸汽注采擬布井區成圖,可有效指導后期水平井布井。

圖5 油砂儲層巖相識別和構造解釋圖版庫(部分)

圖6 油砂儲層的巖相識別及構造解釋成果圖

表1 有利SAGD區同巖相對應關系表

*參數A為巖心分析縱向滲透率同橫向滲透率的差值絕對值同縱向滲透率的比值,用以表征滲透率各向異性。

表2 M13井SAGD分級統計結果

4 應用效果分析

應用所建立的模型對上McMurray油砂儲層進行精細解釋,計算結果同實驗分析結果更為吻合。目前該評價方法已經在研究區內應用井上百口,為儲量復算提供了精確的儲層參數,為下步的勘探開發方案決策提供數據支撐。

由于電阻率成像具有高分辨率的特點,可以區分常規測井解釋無法區分的低滲透率或者泥質夾層,通過建立油砂儲層不同巖相的識別圖版,對礦區內主產層進行巖相帶的劃分,進而劃分有利SAGD帶(見圖7),并對其劃分結果進行統計(見表2),對蒸汽注采水平井井位設計有較好的指導作用。

中國油砂資源也非常豐富,據文獻[17]對中國24個含油砂盆地的評價結果,全國油砂地質資源量59.7×108t,可采資源量22.58×108t,下一步將積極探索該評價方法在中國各沉積盆地的適應性。

5 結 論

(1)研究區油砂儲層具有巖性控制物性,物性控制含油性的特點。孔隙度和含油飽和度較差段受泥質含量影響明顯。

(2)研究區油砂儲層品質除受儲集物性控制外,還受內部結構(使用滲透率各向異性表征)以及構造(巖相)影響。

(3)利用電阻率成像高分辨率的特點,建立巖相及常規解釋參數同SAGD分級的對應關系,可用于區域內生產井的SAGD快速分級。