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测井新技术评价方法在缝洞型储层中的应用
陈振标,李军,张超谟
<油气资源与勘探技术教育部重点实验室<长江大学))
摘要:
缝洞型储集层具有极强的非均质性,空隙空间复杂,孔隙度低;常规测井信息及测井解释理论在这类储层的解释与评价中存在较大的局限性。
根据缝洞型储层特点,充分利用核磁共振、电阻率成像、偶极子声波等测井新技术定量确定孔、洞、缝特征,并研究了洞缝发育程度与产能的关系。
针对缝洞型储层建立了一套基于新技术的孔隙结构研究、储层划分、储层参数建模及流体性质识别等方法。
这些方法在塔里木盆地X地区及四川盆地Y地区的缝洞型储层评价中取得了较好的应用效果。
关键词:
缝洞型储层,核磁共振,电阻率成像,斯通利波,测井解释与评价
TheApplicationofNewLoggingTechniqueinFractured-vuggyReservoir
Abstract:
Fractured-vuggyreservoirischaracterizedbyhighheterogeneous,complexvoidspace,lowporosity.Theconventionalwelllogginginformationandinterpretationtheoryhavebiggerlimitationintheinterpretationandevaluationofthisreservoir.Accordingtothecharacteristicoffractured-vuggyreservoir,wetakefulluseoftheNMR,FMI,DSIandothernewtechniquetoolstodeterminethecharacteristicofpore,vugandfracturequantitativelyandstudytherelationofthedevelopmentleveloffracture-vugwithdeliverability.Inthisstudy,basingonnewloggingtechnique,weestablishasetofmethodsofreservoirvoidspacestructurestudy,reservoirdelineation,reservoirparametersmodelingandfluididentificationandsoon.Thesemethodsobtaingoodapplicationeffectinthefractured-vuggyreservoirofXareainTarimbasinandYareainSichuanbasin.
Keywords:
fractured-vuggyreservoir,NMR,FMI,Stoneleywave,loggingevaluation
前言
缝洞型储层在纵向与横向上均具有极强的非均质性,空隙空间复杂,孔隙度低。
传统常规测井信息及测井解释理论难以较准确地描述此类复杂储层的四性特征和定量计算各地质参数。
微电阻率扫描成像、核磁共振成像、井周声波扫描成像、交叉偶极声波测井等现代测井技术,为复杂储层的地质评价提供了更丰富的信息资源,可以更精细地开展储层储集空间结构分析、孔喉渗流特性分析、岩石非均质和各向异性分析、裂缝类型和有效性评价、储层参数建模、流体性质识别、以及沉积特征与地质构造解释等。
本文根据该缝洞型储层特点,充分利用核磁共振,电阻率成像、偶极子声波等测井新技术定量确定孔、洞、缝特征,并研究了洞缝发育程度与产能的关系。
针对缝洞型储层建立了一套基于新技术的孔隙结构研究、储层划分、储层参数建模及流体性质识别等方法。
这些方法在塔里木盆地X地区及四川盆地Y地区的缝洞型储层评价中取得了较好的应用效果。
1利用核磁共振资料定量评价缝、洞性储层
1.1研究储集空间结构
核磁共振测量信号幅度及其衰减时间<驰豫时间)能够反映岩石孔隙度和孔隙结构:
核磁共振幅度与岩石氢核含量成正比,通过对幅度进行刻度,可以反演出岩石孔隙度。
从理论上讲,这种孔隙度与岩性无关。
而横向驰豫时间(T2>与岩石孔隙结构、流体扩散系数等因素有关。
在水润湿性岩石中,较小孔隙中的水以表面驰豫为主,而较大孔洞中的水以体积驰豫为主,并受扩散影响,横向驰豫时间 (1> 式中: D——扩散系数; ——回波间隔;G——磁场梯度; ——质子旋磁比 ——横向表面驰豫强度; ——孔隙的比表面。 当磁场梯度 足够短时,可以证明驰豫时间(T2>与孔径大小呈正比关系,即: (2> 式中T2——横向驰豫时间 因此,驰豫时间分布可以是孔径大小分布的一种度量。 小孔隙使驰豫时间缩短,最短的驰豫时间对应于粘土束缚水和毛管束缚水的驰豫特性;大孔隙使驰豫时间变长,对应于可动流体的驰豫特性。 这样,可以利用T2分布谱,定性、定量的研究孔隙结构。 通过T2分布与由压汞资料得到的孔径分布对比,确定刻度因子Cali,从而实现T2分布与孔径分布的相互刻度。 A核磁共振驰豫时间(T2>谱B岩心驰豫时间谱与压汞孔径分布对比 图1岩心核磁共振驰豫时间谱与压汞孔径分布 图1显示了一块来自青海油田的碳酸盐岩样品的T2分布与利用压汞资料分析的孔径大小分布。 对比分析可知刻度因子Cali为0.01。 样品岩性为泥质灰岩,微裂缝发育,T2谱呈双峰分布: 左峰对应孔径范围0.01μm~0.1μm,基本被束缚水占据;右峰对应孔径范围0.1μm~10μm,是微裂缝所占据的空隙空间,为可动流体峰。 采用同样的办法可以确定四川盆地碳酸盐岩储层刻度因子,其值为0.016。 通过刻度因子,对实际核磁共振测井资料进行处理,不但可以得到碳酸盐岩总孔隙度,还可以得到孔、洞的孔径分布特征。 图2为四川盆地渡A井实际核磁共振资料处理结果。 4240m—4265m井段岩性为鲕粒碳酸盐岩,孔洞发育,裂缝不发育,核磁共振测井T2分布峰值时间普遍大于100ms,反映的孔径为大孔和特大溶孔,且孔隙中流体主要为自由流体。 井壁成像测井表明该井段溶孔、溶洞发育,且孔径较大<图2)。 试油证实日产天然气 。 图2渡A井储层的有效性评价成果图 1.2确定有效储层孔隙度下限 有效储层孔隙度下限值的确定是储层评价和储量计算中的重要参数。 碳酸盐岩储层评价中要确定有效储层孔隙度和渗透率下限。 当储层中主要发育微孔隙时,其中的流体主要表现为束缚流体,在通常压差下不能流动,为无效储层;当孔隙较大时,可动流体含量增大,达到一定程度,流体在一定压差下可以自由流动,从而形成有效储层,对应的孔隙为有效储层孔隙下限。 图3(A>、(B>分别是孔隙度为1.7%和2.69%的岩石T2分布特征。 图3(A>中T2分布呈双峰,左峰<主峰对应时间为50ms,幅度为0.30)为束缚流体峰,右峰<主峰对应时间为400ms,幅度为0.18)为可动流体峰,显然,束缚流体含量大于可动流体含量,储层为无效储层;图3(B>中T2分布也呈双峰,束缚流体主峰对应时间为9ms,幅度为0.075,可动流体主峰对应时间为200ms,幅度为0.45,可动流体含量明显大于束缚流体含量,应为有效储层。 比较图3(A>和图3(B>可知,有效储层下限应该在1.7%和2.69%之间。 利用其它一系列核磁分析样品,进一步得到总孔隙度与束缚流体饱和度交会图,取束缚流体饱和度50%作为有效储层下限,则对应的孔隙度下限为1.8%<图4)。 图3不同孔隙度岩石横向驰豫分布特征 图4核磁分析孔隙度与核磁分析的束缚水饱和度关系 1.3估算渗透率 在裂缝-孔隙型储层中,地层渗透率主要受地层孔隙度及孔径大小、喉道宽窄等因素控制。 核磁共振测井可以提供地层孔隙度和孔径大小分布,利用核磁测井提供的有效孔隙度、可动流体孔隙度等信息所计算的渗透率可大大提高渗透率的计算精度。 根据斯伦贝谢Doll研究中心 其公式如下: (1)SDR公式 其中T2Logmean为T2时间的对数平均值。 (2)TIMER-COATES公式 其中: BFV=TCMR-CMFF; TCMR为CMR总孔隙度,CMFF为CMR自由流体孔隙度。 在孔隙性地层,一方面,因为冲洗带可能含气,使测得的孔隙度小于实际孔隙度,并使估算的渗透率产生偏差,可采用密度、核磁结合的方法求取地层总孔隙度,再求取地层渗透率;另一方面,上述公式是基于砂岩储层特征建立起来的,而碳酸盐岩地层的孔隙结构比砂岩的孔隙结构复杂得多,其孔隙尺寸与孔喉半径之比也大于同样孔隙度的砂岩储层。 因此,根据上述两公式计算渗透率时,其中的系数A必须要采用岩芯刻度的方法确定。 同时,考虑到地层含气时地层的T2谱峰值会有所移动,即影响T2Logmean,所以,采用Timer-coates公式计算渗透率较合适。 1.4分析流体性质 孔隙流体中横向驰豫时间除了与孔隙结构有关外,还与流体性质和磁场介质等因素有关。 横向驰豫时间T2由体积驰豫T2b、表面驰豫T2s及扩散驰豫T2d组成。 表面驰豫受孔隙结构因素影响,扩散驰豫与流体扩散系数、磁场作用强度和回波间隔因素有关,体积驰豫与流体固有特性有关。 因此,在固定磁场介质强度条件下,可以利用驰豫特性来研究岩石孔隙结构和流体性质。 要对流体进行识别,必须采用适当测量方式,强化流体性质对横向驰豫分布的影响[1]。 油、气、水中的含氢量、扩散系数和纵向驰豫时间都有很大差异<表1),这些因素对核磁T2分布又有很大影响。 可以采用适当测量方式突出这些因素对核磁共振结果的影响程度,从而达到利用核磁共振测井识别流体的目的。 目前识别流体性质的方法有三种,具体如表1。 表1不同流体核磁共振特性参数 流体类型 含氢指数 扩散系数 D(×10-5cm2/s> 纵向驰豫时间T1(ms> 横向驰豫时间 T2(ms> 盐水 1 7.7 1~500 0.67~200 轻质油 1 7.9 5000 460 天然气 0.38 100 4400 40 1.4.1标准T2分布 图5油、气、水的T2分布特征 在通常测量方式下,油、气、水的横向驰豫分布是有差异的。 在水润湿岩石中,较小孔隙中为束缚流体,T2小;较大孔隙中为自由流体,T2较大。 因此水层表现为双峰性质,且水层含氢量大,所以测量幅度大,图5(C>。 对于油层,通常占据较大孔隙部分,以体积驰豫为主,表现为特定的驰豫时间,T2分布呈分离状“双峰”,图5(B>。 气层因为扩散系数大,造成T2时间减小,因此T2分布呈单峰分布,或者“双峰”紧靠状分布,图5(A>。 1.4.2利用扩散系数差异识别流体<移谱法) 天然气与油、水扩散系数差异显著,扩散系数差异造成了长、短回波间隔的核磁共振测井T2分布形态有很大差异。 扩散系数大的流体使长回波间隔的T2分布峰向减小方向偏移,比较长、短回波间隔的T2分布峰态差异进行流体识别。 图6(A>、6(B>分别为长、短回波间隔的T2分布。 4045m—4065m井段长回波间隔T2分布峰明显向减小方向移动,为油气层特征。 图6不同回波间隔核磁共振处理结果图7不同等待时间核磁共振处理结果 (四川盆地坡X2井碳酸盐岩>(四川盆地渡A井碳酸盐岩> 1.4.3利用流体恢复时间差异<纵向驰豫T1)识别流体<差谱法) 油、气与水的纵向驰豫时间 在长等待时间测量的T2分布上,因为油气水都完全被极化,因此测量信号包含三种流体的信息;当等待时间较短时,水层完全被极化,而油气层因为极化时间较长,还没有被完全极化,此时只有水层信号,将长等待时间的T2分布减去短等待时间的T2分布,便只有油气层的信号了。 图7(A>、7(B>分别为长、短等待时间的T2分布。 在油气层段,长等待时间的T2分布峰幅度明显大于短等待时间的T2分布峰幅度。 1.5应用效果评价 表2是利用核磁共振法在四川盆地川东北部地区飞仙关组储层的判别结果。 从表2可以看出,对于以孔隙或溶孔为主的储层流体性质判别效果较好。 利用核磁共振测井方法进行流体性质判别时,储层物性应相对较好,即储层孔隙度最好大于6%,此时,流体性质的变化所引起的响应差异才够充分,并且测井参数的选取必须恰当。 因为核磁共振测井受井眼、信噪比等方面的影响较大,同时还受测井设备本身技术的限制,因此,在实际使用过程中应充分结合其它综合资料合理使用。 表2CMR判别流体性质结果表 井名 判别井段(M> 试油井段(M> 试油结论 判别 结果 符合情况 气(104m3/d> 水(m3/d> 渡A 4191.2-4310.0 4226.0-4262.0 18.36 气层 符合 渡B 4784.4-4795.6 4784.5-4795.5 微气 37 水层 符合 坡X1 3400.2-3459.4 3405.0-3460.0 36.58 气层 符合 坡X1 3400.2-3459.4 3523.0-3580.0 13.75 水层 符合 坡X2 4023.0-4161.0 4022.0-4162.0 105.83 气层 符合 坡X2 4182.4-4191.2 未试 / / 气层 不符 罗家C 4552.0-4607.0 4552.0-4607.0 31 水层 符合 紫D 3411.0-3427.0 3411.0-3430.0 2.88 水层 符合 朱家E 5576.2-5589.4 5576.2-5589.4 24 水层 符合 高张F 4576.0-4598.0 未试 水层 不确定 1.6测井方式及参数的选择 1.6.1以求取储层参数为目的—标准T2测井 如果核磁共振测井目的是求取储层参数,则可利用恰当的恢复时间TW和标准回波间隔TE来测量自旋回波串。 TW的选择取决于地层流体的核磁共振纵向弛豫时间T1,一般要求TW>(3~5>T1。 TE则越小越好,TW越长越好。 在CMR仪器中,最小TE可达到0.2毫秒,TW可达到6秒,一般有2.6秒、4秒和6秒三种方式可供选择。 通过对回波串的多指数拟合处理,得到T2分布和有效孔隙度。 结合岩心分析确定的束缚水T2截止值,可以计算束缚水孔隙体积和自由流体孔隙体积。 利用核磁共振测井 1.6.2以判别流体性质为目的—双TE测井和双TW测井 设置足够长的等待时间,即TW>(3~5>T1h,使每次测量的纵向弛豫完全恢复,利用两个不同的回波间隔TEl和TEs测量两个回波串。 因为油气的扩散系数不一样,使得各自在T2分布上的位置发生变化,由此也可以对油气水进行定性识别。 短的回波间隔以标准测井方式的TE<0.2毫秒)为准,关键是如何选取合适的长回波间隔,根据气水扩散系数差异较大的特点,如TE选得过短,气的信号前移不明显,如TE选得过长,气、水的信号都可能前移,这样对判别流体性质带来困难[2]。 在碳酸盐岩裂缝-孔隙型储层中,利用CMR不同回波间隔的测量方式判别流体性质时,其测量参数的选取如下: TEs=0.2毫秒,TEl=1.0毫秒,回波数NE=1800,T2截止值T2c=100毫秒,TW=4.0秒或6.0秒。 根据实测资料的分析,可以得出,CMR仪器在四川裂缝-孔隙型储层的测井参数选取原则见表3: 表3CMR测井参数选择表 测量目的 测量方式 测量参数 参数 参数值 求储层参数 标准T2 TE 0.2毫秒 TW 4秒或6秒 判别流体性质 双TE TW 4秒或6秒 TEs 0.2毫秒 TEl 1.0秒 双TW TE 0.2毫秒 TWs 2.6秒 TWl 4秒或6秒 总之,在碳酸盐岩储层评价中,核磁共振资料能够用于进行储层结构分析和流体识别分析,其有效性取决于测量方式的选择和地质条件。 但是,碳酸盐岩储层孔隙结构复杂、孔隙度低、裂缝发育和强烈非均质性,都可能影响核磁共振资料的应用,因此在实际解释中,应尽可能地占有地质、测井资料进行综合分析,才可能得到一个比较客观的结论。 2利用电阻率成像测井定量评价缝、洞性储层 2.1基于FMI图像分析确定裂缝孔隙度 在裂缝拾取的基础上,为了定量地了解裂缝的发育程度、有效性,需对高导缝的密度、长度、宽度及其孔隙度进行定量计算。 计算公式为: 其中,ΔD-裂缝宽度;A-由裂缝造成的电导异常的面积; Rxo-地层电阻率<一般情况下是侵入带电阻率);RM-泥浆电阻率; a,b-与仪器有关的常数,其中b接近为零。 A,Rxo都是基于标定到浅侧向电阻LLS后的图像计算的。 裂缝定量计算图上 FVDC: 校正后的裂缝密度,为每M井段所见到的裂缝总条数,经过倾斜方位校正后的结果<即裂缝间的夹角及与井轴的夹角校正); FVTL: 裂缝长度,为每平方M井壁所见到的裂缝长度之和。 单位为m/m2或1/m; FVA: 裂缝平均宽度,等于单位井段<1m)中裂缝轨迹宽度的平均值,单位为mm; FVAH: 平均水动力宽度,等于单位井段<1m)中各裂缝轨迹宽度的立方和开立方。 是裂缝水动力效应的一种拟合,单位为cm; FVPA: 裂缝孔隙度,为可见裂缝在1m井壁上的开口面积除以1m井段中FMI图像的覆盖面积。 图8轮古X井FMI裂缝参数定量计算 2.2溶洞定量特征分析 图9利用FMI成像资料求取孔洞型储层参数示意图 从FMI、EMI图像出发,通过其直方图得到分割阈值T后就可以算出孔洞、裂缝的面积<图9)。 其原理为: 其中H 有意义的目标<孔洞、裂缝)所占比例<面孔率)为: 单目标的圆度: 在边缘跟踪算法执行的过程中可以同时求出一个单目标的周长,而在填充算法执行的过程中可以同时求出单目标的面积,然后利用公式 圆度 显然circularity 1。 此参数可以用于识别单个目标是孔洞 单目标<孔洞、裂缝)长度L: 根据边缘跟踪算法得到目标的边缘集 这样定义的长度当目标为圆时是其直径;当目标为矩形时是其长对角线的长度,而不是矩形实际的长度;当为复杂图形时,是其边界点集中两点间距离的最大值。 单目标<孔洞、裂缝)宽度W: 单目标<孔洞、裂缝)宽度定义为边缘上垂直于长度的一组直线o1o1,o2o2,o3o3,...中距离最大的直线长度<图10) 图10目标宽度计算原理 但这种方法受成像测井分辨率的影响,有其局限性。 电成像的最小分辨率为5mm,倘若孔洞的孔径大都大于5mm,求得的参数将是准确的;倘若孔洞的孔径大都小于5mm,虽然小孔洞的叠加效应,使得成像测井在图像可以进行识别,但要正确计算参数就显得无能为力了,再考虑到该区以后开发的需要,不可能大量采集成像资料。 因此,还必须采用常规测井资料计算孔洞孔隙度。 2.3原生孔隙、次生孔隙定量分析 在孔洞型储层中,不仅有洞穴,还有基质孔隙和裂缝等储集空间,它们组成双重介质,甚至多重介质。 多重介质储层的测井响应特征比较复杂。 当孔洞越小、孔隙的均一程度越高、裂缝的发育程度越低,则用简单的测井方法就可以进行准确计算;当孔洞越大,发育成洞穴,孔洞的非均质性越强,裂缝发育程度越高,则常规测井方法计算的缝洞参数精度越差,这时,需要用成像测井资料计算。 下面介绍成像测井计算次生孔洞参数的方法原理。 2.3.1POROSPECT方法原理 孔隙谱分析程序 图11Prospect处理分析图 由阿尔奇公式可知: 对于经过标定以后的FMI图像,基本只反映井壁附近冲洗带范围内的电导率,故它应满足冲洗带的阿尔奇公式: 如近似假定Sxo=1,a=1,m=n=2,则上式变为: 因此知道Rmf后,就可由FMI图像反映Rxo大小的色标求得Φ。 2.3.2具体做法 第一步,在FMI图像中,逐个对1.2英寸垂直窗口范围内的数据进行统计。 方法是针对每一个成像扫描点,根据其颜色的深浅,也就是电阻率的高低进行统计,颜色深的电阻率低,孔隙度大,对应的孔径也大;反之,颜色浅的,对应的孔径小。 第二步,制作各扫描点对应孔径大小的累计频率图。 从频率图可发现,它不是连续状的,而是呈两个或三个分离的峰状,且小孔径对应峰的累计频率高,变化范围大;大孔径对应峰的累计频率低,变化范围小。 这种现象正好反映了地下岩石中原生孔和次生孔的状态: 原生孔与次生孔的孔径之间不是连续变化的,而是有较明显的跃变;原生孔小而多,孔径变化范围较大且连续,次生孔大而少,孔径变化小,但不连续。 因此这种频率图可用来区分原生孔和次生孔,进而划分次生孔的类型。 第三步,对累计频率图包络线所包围的面积积分,则分别求得原生孔和各种次生孔的孔隙度。 由Porospect程序计算出的孔隙度较好地反映了孔隙尺寸大小的变化,将不同大小孔径的孔隙分为不同的百分比<20%、40%、60%、80%)。 图12~图15是坡X1、坡X2、罗家C、紫D井Porospect分析图,其中POR.HIST为孔隙频率分布,波峰位置表示孔径大小,越向左<对应较大数值)孔径越大;PHIT.P0-20%、PHIT.P20-40%、PHIT.P40-60%、PHIT.P60-80%、PHIT.P80-100%分别代表不同孔隙度的百分率,即各自区间孔隙度值随深度的变化;PHIT.ave为平均孔隙度;Viso.Vug代表次生孔隙度。 当然该程序尚存在不够严格之处,如用Rmf代替冲刷带中的流体电阻率;无论对原生孔,还是次生孔,都令m=n=2,a=1;只根据图像颜色的深浅来划分孔径的大小等,这对定量计算结果必将造成一定的误差。 用颜色深浅代表孔径的大小本身也存在许多问题,例如孔洞的发育程度和连通程度等因素未考虑,这些因素也会造成相同的结果。 但它毕竟为我们提供了一个在多重介质中区分原生孔和次生孔的方法,更确切地说是评价有效孔和无效孔的方法。 图12坡X1井POROSPECT处理成果图图13坡X2井POROSPECT处理成果图 图14罗家C井POROSPECT处理成果图图15紫D井POROSPECT处理成果图 3溶蚀孔洞与斯通利波渗透性的关系分析 成像测井计算了溶蚀孔洞参数,这些参数值的大小代表了储层的好坏,但与产能关系密切的参数是储层渗透性,因此需要建立储层参数与渗透性的关系,用渗透率参数来评价溶蚀孔洞对产能的贡献。 因为现在还没有较好的手段直接测量多重介质储层的渗透率,因此,可以利用测井计算的斯通利波渗透率来评价
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