闫顶点,潘保芝,李万才,张晓明

(1.吉林大学地球探测科学与技术学院,吉林长春130026;2.中石化东北油气分公司,吉林长春130026)

0 引 言

润湿性反映油藏条件下油或水与岩石颗粒表面的亲合展布能力。岩石通常分为水润湿、油润湿和中性润湿,大多数油藏是水润湿(岩石亲水)。对于泥质砂岩来说,所含的矿物成分影响润湿性,如绿泥石可能会使岩石变为油润湿。对于有机页岩地层而言,有机有效孔隙度φEO和有机质含量TOC密切相关。有研究提出φEO是在热成熟过程中形成的,而油是有机物产生并排出的,新形成的有机质孔隙一开始就暴露在石油中,很可能导致页岩成为油润湿[1]。润湿性是影响岩石孔隙中油水分布和流动的主要因素,决定了油和水的相对渗透率、毛细管压力和石油采收率等。有研究表明,润湿性与饱和度指数n密切相关[2],因此,润湿性的不确定性不仅影响油气的产生,而且直接影响油气层测井评价的可靠性。

获取岩石润湿性的实验方法主要有接触角法、Amott法和USBM法。虽然润湿性的实验方法相对准确,但存在耗时大、费用高、岩样数量有限且不连续,只能反映岩石地面环境下的特征等不足。近年来,大量研究进行了测井评价润湿性方面的探索。主要是基于电阻率模型和经验方法,如Suman等[3]通过建立孔隙网络模型研究润湿性和孔隙结构对岩石电阻率的影响,发现润湿性对部分含水砂岩饱和度指数有显著影响,相同孔隙结构的油润湿岩石比水湿岩石的n高。刘堂宴等[4]根据A&M大学的岩电实验,利用密闭岩心的饱和度分析和电测井综合定性判别润湿性。Graham等[5]采用了电阻率测井、辅助RFT地层测试等定性识别油藏润湿性。Holmes等[6]采用三测井组合法,通过从Pickett图确定饱和度指数n与胶结指数m的关系定性地进行页岩润湿性判断,认为,mn为水润湿,但没有给出依据测井数据定量计算n的方法。Richard Merkel等[7]将NMR、介电测井和岩心数据结合起来研究可变润湿性。Archana Jagadisan等[8]将干酪根作为热成熟度的函数,判断了有机页岩润湿性的变化。上述测井评价润湿性的方法,离不开岩心分析的支撑,且仅限于定性分析。

本文基于Holmes三测井组合(自然伽马、密度或中子、电阻率)方法,定性地判断储层润湿性,提出了一种用测井资料定量估算n的方法。并对龙凤山地区致密砂泥岩储层和彭水地区页岩气储层进行了应用。

1 润湿性对饱和度指数n的影响

含油饱和度通常由测井所获得的储层电阻率Rt评价含水饱和度Sw而获得,其中的参数需要在实验室中通过岩电实验统计得出。

(1)

式中,Sw为岩石的含水饱和度;Rt为在含水饱和度Sw下的岩石电阻率;R0为岩石完全含水时的电阻率;IR为地层电阻率指数或电阻率增大系数;饱和度指数n可以由岩心分析求得,在logIR-logSw图中的斜率即为n值。n值由孔隙结构、润湿性等特性决定,其中润湿性是极其重要的影响因素。

R0与孔隙结构有关

(2)

代入式(1)得到含水饱和度为

(3)

式中,Rw为地层水电阻率;a为岩性系数,通常为1.0;m为胶结指数,与孔隙结构有关;φ为孔隙度,小数。式(3)为阿尔奇公式[9]。

Mungan等[10]指出,阿尔奇公式有3个假设:①饱和度和电阻率的关系是唯一的;②孔隙性岩石,n是常数;③所有的盐水都传导电流。近年的研究也表明,仅当岩石是强水润湿时,这些假设是合理的。因为,n取决于岩石中导电相流体的分布,即取决于润湿性。

通过实验可以分析润湿性对饱和度指数n的影响。Keller[11]提出润湿性会影响岩石的导电性。随着油润湿性增加,n值也增加。如果润湿性改变,流体在孔隙空间分布将改变导电路径的长度和横截面积,因而改变岩石的电阻率。因此,当同一岩样润湿性改变时,同一饱和度将测量到不同的电阻率。将同一块岩心,清洗后(水湿)与原始状态(油湿)测得的logIR-logSw曲线比较发现,随着润湿性的变化,斜率发生了明显的变化,即n值变化。研究表明,水润湿岩心的饱和度指数n主要分布在小于2的范围,中性润湿岩心主要分布在2左右,而油润湿岩心较大。据此,可以看出饱和度指数n对岩石的润湿性非常灵敏,二者之间存在很好的相关性,如果能从测井资料求出饱和度指数n,就可以预测储层的润湿性[12]。

2 利用三测井组合资料评价储层润湿性

常见的碎屑岩油气储层分为泥质砂岩储层和有机页岩(页岩气、油页岩)储层2类。虽然2类岩石在成分、孔隙结构和油气赋存状态等方面存在差异,通常在测井评价方法上也是不同的,但在本文利用测井资料计算m、n值时,使用的方法是一致的。

使用三组合测井方法确定储层的润湿性时,需要用到中子—密度交会图和孔隙度—电阻率交会图(Pickett图)。其中,Pickett图用来解释m和n值。

从上述式(1)、式(2)和式(3)推测出n、m值,需要事先确定出孔隙度φ。

2.1 泥质含量Vsh与孔隙度φ的确定

泥质砂岩所用体积模型包括骨架、泥质和孔隙3部分。采用常规的测井方法,如中子—密度方法来计算有效孔隙度φ,并将泥质含量Vsh计算出来。

页岩气储层有效孔隙度分为无机有效孔隙度φE和有机有效孔隙度φEO。通常情况下,有机有效孔隙度φEO中多为油,φ=φE+φEO。

2.2 含水饱和度Sw和束缚水饱和度Swi的确定

含水饱和度Sw由式(3)确定。纯砂岩地层的m、n数值与强水润湿系统的标准阿尔奇m、n值是一致的。但当含有绿泥石等矿物时,就可能成为油润湿,使得n值升高。为了在没有岩心分析情况下确定n值,需要知道束缚水饱和度Swi和孔隙度φ的关系。

通过岩心分析,如相渗分析、压汞分析以及离心核磁共振分析确定束缚水饱和度Swi。当有密闭取心时,作岩心孔隙度与含水饱和度交会图,孔隙度对应饱和度最小值作为束缚水饱和度,拟合得到束缚水饱和度和孔隙度的关系曲线,从而利用孔隙度值计算出束缚水饱和度Swi。

Buckles[13]得到了有效孔隙度φ和束缚水饱和度Swi的关系

φ·Swi=C

(4)

两端取对数得

logφ+logSwi=logC

式中,φ·Swi是束缚水孔隙度;常数C的量级取决于岩石的岩性和岩石的结构构造。一般来说,砂岩C值为0.02～0.1;粒间碳酸盐岩为0.01～0.06;孔洞碳酸盐岩为0.005～0.06。

Holmes等[14]认为Buckles关系式(4)为特解问题,提出了更普遍的关系式

φQ·Swi=C

(5)

指数Q即为Buckles数,在0.8～16变化,与岩石类型有关,通常为1.0,即式(4)。

纯地层孔隙度与含水饱和度的比较表明,有些纯地层具有可变的Buckles数,表明了岩石类型的变化。然而,页岩地层有机有效孔隙不含自由水,且Q基本为常数,大多表示单一的岩石类型[6]。

式(5)在双对数坐标系下形式为

logSwi=-Qlogφ+C

(6)

在双对数坐标系中画出束缚水饱和度和孔隙度的交会图,趋势线的斜率等于-Q,与纵轴的交点为常数C,这样利用式(6)可以计算出束缚水饱和度。

2.3 Pickett图确定m、n值

Pickett图[15]可以用来解释m、n和Rw。根据式(3),两端取对数,

(7)

当Sw=100%时,得水线方程

(8)

在双对数坐标系中绘制Pickett图,Z值为φQ·Swi。在Pickett图上,画出水线,由式(8)知,水线斜率为-1/m,即可得出m值。其他不同Sw等值线为平行于水线的直线(见图1)。

图1 利用Pickett图确定润湿性的原理图

根据相同颜色(Z值相同)的数据点的分布趋势,画出岩石的线性数据基准线,即图1中的绿线。由式(4)和式(7),当Sw=Swi,Q=1时,可以得到

(9)

由此可以看出在双对数坐标系下,束缚水饱和时,基准线的斜率为1/(nm)。如果斜率为负,则nm,说明为油润湿。

在定性分析n与m的关系后,本文提出了一种基于测井曲线定量计算n值的方法。在Pickett图上(见图1),当孔隙度φ一定,用式(6)确定Swi,在水线(Sw=100%)上通过A点得到Rw,由水线斜率得到m值,作出含水饱和度不等于100%时的其他趋势线。通过B点读出Rt值,选择最小含水饱和度线(油气层)。此时Sw=Swi,将这些值代入(1)式,便可以计算出n值,通过n的大小判断储层的润湿性。即在没有岩心分析数据的情况下,仅根据测井曲线确定m、n值,n值对润湿性的指示,为提高测井评价精度打下基础,为后续的油藏开发提供有力指导。

3 实际资料处理与应用效果

3.1 龙凤山地区岩电参数特征及润湿性测井评价

龙凤山地区营城组地层主要受西南物源和南物源2个物源的影响,自南向北呈现出绿泥石包膜逐渐变厚、含量逐渐增加的变化。已有的资料表明,该区绿泥石是引起储层油润湿的原因[16]。图2为龙凤山地区×1井和×2井岩石测量得到的n值直方图,可以看出×1井岩样的n值偏小,而×2井的n值明显偏大。这是因为×2井位于绿泥石包膜变厚的区域,绿泥石引起了润湿性的变化,导致了×2井n偏大。

图2 龙凤山地区×1、×2井n值直方图

图3为×1井中子—密度Z(GR)值图,横轴为中子孔隙度,纵轴为密度,Z值为自然伽马,骨架点和水点连线得到纯含水砂岩线,分析可得孔隙度。

图3 ×1井中子—密度Z值图

图4为龙凤山地区×1井的Pickett图,图4中用中子孔隙度CNL代表总孔隙度。可见基准线的趋势斜向下,斜率为正,表明n

图4 龙凤山地区×1井Pickett图

图5 龙凤山地区×2井Pickett图

图5为×2井的Pickett图,可见基准线的趋势斜向上,斜率为负,即n>m,n偏大,说明为油润湿。通过×2井的孔隙度束缚水饱和度交会图,得到Q=14,C=0.03。同样用上述方法定量计算出m=13,n=4.812。该井段岩心实验获得的m=1.192,n=5.203,说明本文基于Pickett图得到的m、n值以及润湿性的判断是正确的。

3.2 彭水页岩气储层的润湿性测井评价

在彭水页岩气地区,首先根据饱和度孔隙度交会图中孔隙度对应饱和度的最小值,作为束缚水饱和度Swi,根据孔隙度拟合计算出束缚水饱和度。

图6为彭水地区×3井页岩地层Pickett图,由图中可见基准线的趋势斜向上,斜率为正,表明n>m,说明为油润湿。通过×3井的孔隙度束缚水饱和度交会图,得到×3井Q=1.1,C=0.03。用本文所述方法定量计算得到m=2.0,n=2.514。该井段岩心实验获得的m=1.892,n=2.521,说明本文基于Pickett图得到的判断是正确的。

4 龙凤山地区润湿性核磁证据

已有的研究说明,润湿性影响到了核磁共振T2谱的分布特征。油润湿时,随着含水饱和度的减小,T2谱的峰值向T2值变大的方向移动;水润湿时,随着含水饱和度的减小,T2谱的谱峰向T2值变小的方向移动[17]。本文基于核磁共振实验,定量分析了龙凤山地区砂泥岩储层的润湿性。

选取了龙凤山地区的部分岩样在实验室进行了核磁共振T2谱测量(见表1)。图7为核磁共振T2谱示例图。图7(a)为水润湿岩样,图7(b)为油润湿岩样,可以看到油润湿岩样有T2主峰向右偏移的现象。表1中分别对比了T2=0.1 ms与T2=1 ms时离心前后孔隙度分量与n值大小的关系。定义离心前、后孔隙度分量分别为y1、y2,离心前后孔隙度分量变化率为yd。

为了定量说明T2谱特征与润湿性的关系,本文建立了n-yd的交会图(见图8),横轴为n,纵轴为离心前后T2=1 ms孔隙度分量变化率yd。

图7 龙凤山地区核磁共振T2谱示例

表1 龙凤山地区核磁共振测量表

图8 离心前后孔隙度分量变化率与n值关系图(T2=1 ms)

由图8可以看出,离心前后孔隙度分量的变化率yd随着n的增大有减小的趋势。水润湿岩样,岩石表面容易吸附水分子,机械离心力很难克服化学分子间的吸引力,所以离心难以分离出去。而对于油润湿岩样,由于水分子与岩石表面间的吸附力小,离心后容易将水排除。

5 结 论

(1)润湿性表征了油(水)与岩石表面的亲合力,是影响油藏开发的重要变量,利用测井资料评价润湿性参数对油田的勘探开发具有重要意义。根据润湿性的衡量和评价标准,找出了润湿性与岩电参数,尤其是与阿尔奇公式中的饱和度指数n之间的关系:油润湿时,n值大,水润湿时,n值小。

(2)使用了三测井组合资料评价储层润湿性的方法对龙凤山泥质砂岩储层和彭水页岩气储层的测井资料进行了处理分析,从中获得饱和度指数n的大小,对于储层定量评价饱和度至关重要。这种方法提供了关于储层是水润湿或油润湿的定量数据。适用于任何三测井组合系列的井,所以该方法实用性广泛,能够更加全面地认识油水的流动特性,且该方法在初步判断储层润湿性方面具有良好的实际应用效果,为储层开发提供支撑。

(3)对核磁共振技术研究储层润湿性进行了探索,从核磁共振对岩石润湿性响应的基础方法研究做起,分析了部分岩样的核磁共振T2分布特征,设计相应的岩石物理实验,定量分析了岩石的润湿性。