辽河油田超稠油储层精细测井评价

2015-05-10程晓波孙金浩牟牮王业博荐鹏李厚霖

测井技术 2015年6期

程晓波, 孙金浩, 牟牮, 王业博, 荐鹏, 李厚霖

(1.中国石油集团长城钻探工程有限公司测井公司, 辽宁盘锦 124011; 2.中国石油辽河油田分公司勘探开发研究院, 辽宁盘锦 124010; 3.长江大学地球物理与石油资源学院, 湖北武汉 430100)

0 引言

辽河油田[1]曙采×块厚层块状超稠油油藏采用了SAGD(蒸汽辅助重力泄油)[2]等开采技术。在生产过程中,发现局部区域蒸汽腔扩展速度慢且连通性差,而基于现有测井解释成果建立的油藏评价地质模型无法揭示储层的非均质性与蒸汽腔扩展之间的关系。为使SAGD等开采技术达到最佳效果,开展超稠油储层精细评价技术研究,进而制定相应的开发措施具有非常重要的意义。

本文以曙采×块馆陶油层为研究对象,结合岩心化验分析、测井资料等数据,建立了精准的储层参数评价模型;量化现场监测井温曲线,架起了地温变化与储层物性之间的桥梁;综合岩心、试采、监测、测井等资料,实现了统一的储层分类物性划分标准;依据重新构建的三维地质模型,展示了储层非均质性立体特征及物性夹层的平面分布和纵向发育状况;利用精准的储层参数评价、合理的储层分类划分、精细的油藏地质模型等研究,揭示了蒸汽腔扩展与储层非均质变化的关系。

1 储层地质特征

曙采×块构造位于辽河盆地西部凹陷西斜坡中段,馆陶组为厚层块状超稠油油藏,为陆源沉积体,油藏埋深为530～740 m,油层厚度为6～140 m,岩性以砂砾岩为主,不等粒砂岩、中粗砂岩及少数细砂岩并存。储层孔隙度平均为36.3%,渗透率5 540 mD*非法定计量单位, 1 mD=9.87×10-4 μm2, 下同,为高孔隙度高渗透率储层。地面原油密度1.007 g/cm3,黏度231 910 mPa·s(50 ℃),凝固点27 ℃,胶质沥青52.9%,原油属于超稠油,地层水型为NaHCO3型,地层水总矿化度平均为2 112 mg/L。

2 储层参数评价模型

考虑到×块区域较大,因此以目标层段上部的泥岩为标志层,采用趋势面法[3]对测井资料进行了标准化处理,该方法宏观保留了地层沉积、构造对测井资料的控制作用,也消除了非地质因素对测井资料的影响。全区9口井有岩心分析数据,选其中岩心分析资料比较齐全的3口井为模型井,将剩余6口井选为模型检验井。建模前,先对岩心分析数据进行了覆压校正、深度归位、筛选、奇异点去除、层平均等处理。沉积岩的孔隙度、渗透率与岩石的压实作用相关,孔隙空间所承受的压实力与上覆地层压力及孔隙流体压力有关,随着压实力增加孔隙度就会减小。钻井取心分析一般是在地面常压(或某特定压力)下进行的,孔隙会有所膨胀,所以测量的岩心孔隙度、渗透率会大于地层条件下的孔隙度,因此有必要对其进行校正。根据实验数据进行整理并进行数理统计分析,得出孔隙度随压力变化的校正公式

式中,φ0为地面孔隙度,%;K0为地面渗透率,mD;pe为净覆压,MPa;φc为校正后的孔隙度,%;Kc为校正后的渗透率,mD。

处理后的岩心分析与测井数据有更好的相关性,2类数据的纵向分辨率也基本匹配。

2.1 泥质含量模型

砂泥岩地层评价中,泥质含量是油气层评价的关键参数之一。一次解释时采用深侧向电阻率计算泥质含量,由于高电阻率的稠油影响,油层的电阻率一般比较高,计算的泥质含量为0,这与岩心数据统计分析的储层泥质含量在3%～10%之间相矛盾。

泥质组成复杂多样,由各种黏土矿物、细粉砂及其他非黏土矿物细颗粒(直径一般小于0.003 9 mm)[4]组成,泥质含量高低与储层物性密切相关。该区块为浊积岩储层[5],受放射性矿物和地层水矿化度的影响,使得自然伽马测井曲线和自然电位测井曲线不能真实反映储层泥质含量情况。研究发现,岩心分析泥质含量与泥质指示曲线的相关性都较差。与深浅侧向电阻率测井曲线的相关性较好,但油层段深电阻率测井曲线主要反映含油性,因此简单使用电阻率进行计算泥质含量误差较大。本文先对深侧向测井曲线进行含油气、孔隙大小迭代校正。首先用原始电阻率和孔隙度模型的初始孔隙度,使用阿尔奇公式计算出的含油气饱和度,通过体积模型,考虑油气占比例进行油气校正,计算出100%含水时的电阻率R01,再通过阿尔奇公式地层因素将R1在统一孔隙度条件下进行孔隙度校正,生成电阻率曲线R02,再用校正后的电阻率R02曲线计算泥质含量,计算公式为

Vsh=2GCUR×S-12GCUR-1

(2)

式中,S=Rsh-RmaxRmax-Rmin,Rsh为泥质电阻率,Ω·m;Rmax为纯砂岩处的电阻率值,Ω·m;Rmin为纯泥岩处的电阻率值,Ω·m;GCUR为地区经验系数,取3.7。

图1为深侧向含油气、孔隙度校正后与岩心泥质含量交会,可以看出,两者的相关性非常好。

图1 校正后电阻率与岩心分析泥质含量交会

2.2 孔隙度模型

该研究区块储层为欠压实泥质砂岩地层,颗粒胶结松散,造成声波在地层中传播出现延迟,旅行时间增长,且富含超稠油,声波时差比较大,导致一次解释储层参数精度较差。考虑到该区块绝大多数井仅有1条孔隙度测井曲线——声波时差,因此,孔隙度模型只能用声波时差曲线建立。

图2是声波时差曲线与岩心分析孔隙度交会图。从图2可以看出,数据点可进行线性、非线性拟合。但是按线性回归关系建立孔隙度模型(蓝点线),虽然相关系数较高,但仅是数据关系,应用时缺少合理的地质意义,并且当外推到骨架点上,其骨架数值不合理[6];如果采用强制骨架点方法建立线性回归关系(红实线),虽然保证了物理意义及骨架值的合理性,但其相关系数较低,采用其计算孔隙度时误差会较大。采用非线性回归关系(绿长虚线)时,不仅相关性好,而且同时兼顾到分析数据(储层数据)和骨架点上,保证储层与非储层参数精度。该非线性回归关系为声波地层因素公式[7]φ=1-(Δtma/Δt)1/x(φ为总孔隙度)。该公式中只有x参数可变,x与地层特性(岩性、压实)相关。当使用岩心分析数据对地层因素公式反拟合,可得到x约为2.1。为了得到更加准确、普遍适用性的地层因素指数,设计了最优化[8]的变x(与深度相关)反演方案。利用最优化技术得到的地层因素x=0.000 5×D+1.78(D为深度)。对于有效孔隙度采用泥质校正法计算,φ=1-[Δtma/(Δt-Vsh(Δtsh-Δtma)]1/x。

图2 声波时差曲线与岩心分析孔隙度交会

2.3 渗透率模型

依据测井曲线所建立的渗透率模型一般是孔隙度、泥质含量、粒度中值的函数。通过对岩心孔隙度、渗透率、泥质含量、粒度中值以及岩性与岩心渗透率相关性研究,发现渗透率受孔隙度和泥质含量的影响大[9]。因此,渗透率模型采用有效孔隙度建模,其模型为K=0.074 2e0.353φ(见图3)。

图3 岩心分析孔隙度与岩心分析渗透率交会

2.4 饱和度模型

该区的资料大多单孔隙度系列,饱和度模型仍采用适用于简单砂泥岩的阿尔奇公式。a、m、n、b由岩电实验分析得到,地层水电阻率Rw由水分析资料矿化度计算。b与岩性有关的系数,取1;a与岩石性质有关的岩性系数取,取1;m与岩石孔隙结构有关的孔隙结构指数取,取1.95;n为饱和度指数,与油气水在孔隙中分布状况有关,取1.52。

2.5 模型最优化方案与验证

储层评价计算中采用最优化方案,泥质含量、孔隙度、饱和度和渗透率之间反复迭代计算与校正。先对储层电阻率进行油气校正,计算得到所在储层视作只含水时的电阻率R01,紧接着对R01进行统一标准条件下的孔隙度校正计算得到电阻率曲线R02,再使用电阻率R02参与计算得到泥质含量,泥质含量数据再参与计算有效孔隙度,有效孔隙度用于计算得到渗透率和饱和度。多次计算所得饱和度和有效孔隙度用于电阻率的油气校正和孔隙度校正,进行多次迭代计算与校正,最终起到与岩心实验结果相符的最优化的效果。

3 储层分类划分标准

3.1 由岩心实验确定

图4 汞饱和度及渗透率贡献积累曲线图

利用J函数法[10]可求出平均毛细管压力曲线,再求取各单元渗透率分布及贡献积累,确定出最小流动孔喉半径,再根据孔喉半径与孔隙度、渗透率的相关关系,求出对应于最小流动孔喉半径的孔隙度、渗透率。图4为油藏毛细管压力进汞饱和度及渗透率贡献积累曲线图。从图4可以看到,当取孔喉半径大于8.5 μm时,渗透率积累大于99.9%,即取其为最小流动孔喉半径。利用孔隙度(渗透率)—孔喉半径关系图可得对应的孔隙度为19.5%,渗透率为160 mD(覆压条件下的值分别为18.5%、80 mD)。该物性下限对应的孔隙结构综合指数((K/φ))约为2.9。孔隙结构综合指数2.9以下的岩心分析泥质含量一般大于10%,平均为12.5%,有效孔隙度平均为24%,渗透率平均为190 mD,为统计意义的Ⅰ类储层物性标准。

3.2 由试采、生产统计确定

结合该区的试采、生产等情况,制作了储层分类解释评价标准及图版(见图5),并对Ⅰ、Ⅱ类储层物性数据进行了分析并分类统计,可以得出Ⅰ类储层泥质含量<10%,孔隙度>22%,渗透率>220 mD,饱和度大于50%;Ⅱ类储层孔隙度10%～22%之间,泥质含量10%～25%,渗透率80～220 mD,饱和度25%～50%之间。

图5 测井解释评价标准图版

3.3 由地温监测资料分析确定

通过对大量的井温监测数据[11]分析发现,储层的井温变化程度与二次评价的储层参数有关联。为了建立井温曲线与储层物性定量关系,制定了井温变化程度的量化标准(见图6),图6中0级为井温曲线无变化或变化很小;1级为井温曲线有较小变化;2级为井温曲线有较明显的变化;3级为井温曲线有较大的变化;4级为井温曲线回归基线。基于量化标准,提取出了相应的物性等数据,并制作相关交会图(见图7)。统计分析可知,蒸汽温度场有明显变化的层厚度>1 m,区域上有一定的延伸,孔隙度<22%,泥质含量>10%;厚度达2.5 m以上的泥岩对蒸汽温度场有严重的影响。

图6 井温变化程度的量化标准

3.4 SAGD技术开采中的有效性综合评价标准

在精准储层参数评价的基础上,综合利用岩心化验、试油试采和地温监测等现场资料,可总结出储层分类的统一划分标准为3类。第I类储层:孔隙度大于24%,渗透率大于240 mD,这类储层直接通过SAGD技术开采,蒸汽腔的推进和扩展可以很顺利进行;第Ⅱ类储层:孔隙度在19%～24%之间,渗透率在160～240 mD之间,厚度达到约2.5 m以上,分布范围连续且足够广时,通过SAGD技术开采,蒸汽腔的推进和扩展受到一定的影响,但是在一定的开采时间后,热效应还是能够波及到并达到一定开采效果;第III类储层:孔隙度小于19%,渗透率小于160 mD,分布范围连续且足够广时,形成隔夹层,通过SAGD技术开采时,在厚度达到约1 m时,蒸汽腔的推进和扩展受到很明显的影响,必要时要增加开采措施,如果厚度达到约2.5 m以上,会严重影响蒸汽腔的推进和开采效果,要增加开采措施[12]。

图7 井温变化程度与储层参数等的关系

4 应用效果分析

选取了测试及监测比较多的区域,建立了三维地层模型。图8为选定的区域井位分布图。黄色的井为第1批次射孔井,红色的井为馆陶油层组层位井温观察井。2011～2012年,为了提高产量,在图示椭圆区域东南方向进行了补孔作业。

图8 水平井三维地质建模区域

图9为三维地质模型(有效孔隙度属性建模)过井温观察井的横剖面,左边的小图是测井解释成果图,电阻率曲线是2～2 000 Ω·m的对数道位,右边的小图是井温曲线图为30～270 ℃线性道位。图9中浅蓝线为GG3观察井轨迹;左侧的剖面图为GG3井新模型计算的剖面;右侧的曲线图为GG3井的井温监测曲线图。绿色区域孔隙度小于18%,对应泥岩层或干层;粉色区域孔隙度为18%～24%,为第II类储层;蓝色区域孔隙度大于24%,对应第Ⅰ类储层。①号深度段为厚层泥岩,横向上连续分布;②号深度段GG3井为纯泥岩层,但在横向上分布不连续且展布面积小;③号深度段GG3井为连续几层低物性薄层,在二维属性模型图上为横向上分布连续且展布面积大;④号深度段GG3井为低物性段,厚度薄,横向上分布不连续且展布面积不广;⑤号深度段GG3井存在薄低物性段,但横向上分布较厚的低物性段。初期射孔层段位于①和③层段之间,后期补射在③号层之上。从井温曲线变化上看出,②号深度段的薄泥岩层段虽为较纯的泥岩,但由于分布范围不大,因此对蒸汽腔的推进和扩展速度影响不大,而③号层段虽低物性层段,但是纵向上有一定的累计厚度,而且横向上连续展布,影响了蒸汽腔的推进速度;而后期补射后,该层温度迅速上升,但低物性层温度还是稍低。从多个二维切面上,都可见该区域馆陶组地层发育几套低物性层段,有的连续性好,能展布3～5个井距约200～350 m,有的连续性差,展布1个井距左右,其走向与地层的走向基本一致。