鹽池地區延長組長8段致密油儲層脆性指數測井評價

李坪東,蘇幽雅,邵曉巖,徐 寧,張 雁,楊國斌

(中國石油長慶油田分公司第三采油廠,寧夏銀川 750006)

隨著全球能源行業的日益發展,能源需求逐漸增加,非常規油氣資源逐漸成為新的接替能源。鄂爾多斯盆地三疊系延長組發育陸相致密油儲層,該類儲層非均質性強,滲透率通常小于0.1×10-3μm2,孔隙度通常小于10%[1-2],在自然條件下無法獲得產能或工業產能,只能通過水力壓裂實現工業開發[3]。

脆性指數是地層可壓裂性評價的重要參數,對儲層改造起到關鍵作用[4-5]。本文以鄂爾多斯盆地鹽池地區三疊系延長組長8段為實例,利用巖石礦物成分測試、陣列聲波測井、常規測井等資料,建立基于測井資料的致密砂巖儲層脆性指數計算模型,該方法可為該區及地質特征相似區域的致密砂巖油藏勘探開發提供參考和借鑒。

1 地質背景

1.1 勘探開發現狀

鹽池地區位于寧夏回族自治區東部,北起古峰莊、南至馮地坑、西抵大水坑、東達馬坊。構造位置處于鄂爾多斯盆地西緣的天環坳陷,構造相對簡單,每千米起伏約為10 m。該地區為一多套層系疊合的油氣富集區域,其中,中生界三疊系延長組致密砂巖油藏是近年來非常規資源產能建設的重點目標[6]。但目前針對該區延長組致密砂巖油藏研究主要集中在儲層沉積演化規律、砂體構型、孔隙結構等方面。關于儲層脆性、可壓裂性評價等工作的開展相對滯后,一定程度上導致了產能建設“甜點區”優選存在盲目性,在產能建設、開發管理的過程中,存在試采液量低、單井產量低等問題。本文圍繞該地區延長組長8段致密砂巖儲層,開展脆性指數的測井預測方法研究,旨在加快該地區勘探開發一體化整體推進。

1.2 基礎地質特征

鄂爾多斯盆地鹽池地區三疊系延長組自下而上可劃分為長10至長1共十段,長8段的巖性主要為灰色長石巖屑砂巖、巖屑長石砂巖及黑色泥巖。陸相砂泥巖頻繁互層,多期砂體縱向疊置,沉積微相包括分流河道、分流間灣。目的層砂巖粒度細,分選程度中等-差,膠結類型多為孔隙式膠結。長8段屬于三角洲平原沉積環境,分流河道沿北西至南東方向呈“條帶狀”展布,儲層平均厚度18.3 m,孔隙類型主要包括原生粒間孔、粒間溶孔,儲層平均孔隙度為7.1%、平均滲透率為0.212×10-3μm2。長7段暗色泥巖厚度大、分布范圍廣,含大量有機質,生烴潛量大,為優質烴源巖。烴類在剩余壓力及擴散作用下,以斷裂系統為運移通道,油氣自上而下運移至下伏長8段致密砂巖儲層中聚集[7]。

2 脆性指數定量計算

巖石脆性是指巖石發生破裂前的瞬間變化難易程度[8]。巖石脆性的評價指標為脆性指數,目前存在多種脆性指數計算方法,如基于礦物組分的評價方法、基于巖石力學性質的評價方法等。

關于基于礦物組分的評價方法,主要是利用脆性礦物含量計算脆性指數。但是,針對不同類型的儲層,對脆性礦物的界定往往存在差異。對于頁巖,將石英、長石、碳酸鹽視為脆性礦物[5,9];而對于致密砂巖,多數情況下將石英、碳酸鹽視為脆性礦物[8-9]。此外,對于不同地區、不同層位的致密砂巖,由于成巖作用等條件的差異,脆性礦物的界定也并不完全一致[8-9]。相反,基于巖石力學性質的脆性指數評價方法,對于不同類型的巖石,均采用同一套實驗標準和工作流程。

利用巖石力學實驗獲取相關參數計算脆性指數是目前最常用的巖石脆性定量評價方法[9-13],可直接測定致密儲層的力學參數,如楊氏模量、泊松比等。楊氏模量是巖體剛性的度量,可表征巖石形變難易程度,與脆性指數呈正相關關系;而泊松比為巖體橫向與縱向應變的比值,常被用來表征巖體的脆性或塑性特征,與脆性指數呈負相關關系[12-13]?；诹W參數的脆性評價方法通常最能代表復雜礦物組合致密油儲層的的脆性特征[10-13]。

2.1 計算方法

當聲波透過巖石介質時,巖石的剪切及壓縮變形性質可以通過物理方程進行定量表征,巖石可以傳播剪切波(橫波),也可以傳播壓縮波(縱波)[14-16]。對于不同的巖石而言,聲波在傳播時的速度、頻率、幅度、衰減等聲學特性存在差異。

聲波監測技術常被用來探測巖石動態巖石力學屬性,通過陣列聲波測井、偶極聲波測井、巖石聲波特性室內測試,可以獲得橫波時差;進而,根據縱波時差、橫波時差、巖石密度,計算楊氏模量為:

(1)

式中:E為楊氏模量,GPa;ρb為巖石密度,g/cm3;Δts、Δtc分別為橫波時差及縱波時差,μs/m。

目的層巖石泊松比的表達方程為:

(2)

式中:μ為泊松比,小數。

在以往針對致密砂巖、頁巖儲層的研究中,利用歸一化之后的楊氏模量和泊松比來計算致密儲層的脆性指數:

(3)

式中:Enorm為歸一化的楊氏模量,%;Emax、Emin為楊氏模量最大值、最小值,GPa。

(4)

式中:μnorm為歸一化的泊松比,%;μmax、μmin為泊松比最大值、最小值,小數。

(5)

式中:BI為巖石脆性指數,%。

2.2 計算結果

鹽池地區內Y162井長8段巖石聲波特性測試數據如表1所示。Y162井位于鹽池地區中部,該井長8砂巖層段進行了鉆井取心,針對長8段的17塊巖心樣品,進行了巖石聲波特性室內實驗測試(表1)。根據測試結果,橫波時差分布范圍為339.21～395.71 μs/m,平均值為354.65 μs/m;縱波時差分布范圍為181.25～214.56 μs/m,平均值為202.15 μs/m;巖石密度主要分布在2.55～2.66 g/cm3,平均值為2.60 g/cm3。最終,計算得出目的層的楊氏模量分布范圍為43.9～56.2 GPa,平均值為52.1 GPa;泊松比的分布范圍為0.205～0.314,平均值為0.257;脆性指數分布范圍為36.5%～57.2%,且平均值為 50.1%。

表1 Y162井長8段巖石聲波特性測試數據

F70井與Y162井相距約1.5 km,對該井進行了陣列聲波測井現場施工,針對該井的長8段,分別利用聲波時差及巖石密度測井資料及公式(1)、(2)對目的層段的楊氏模量和泊松比進行了精細測井解釋,解釋結果如圖1所示。該井長8段楊氏模量最大值為52.9 GPa,最小值為24.0 GPa,平均值為 38.8 GPa;對于巖石泊松比,最大值為0.340,最小值為0.187,平均值為0.269。最終,將目的層段的楊氏模量和泊松比的測井計算結果進行了歸一化處理,并利用公式(5)計算了脆性指數并建立了相應的測井曲線(圖1)。計算結果顯示,該井長8段脆性指數最大值為64.1%,最小值為30.0%,平均值為46.5%。

圖1 F70井長8段脆性指數測井解釋成果

3 脆性指數測井評價

巖石的脆性指數可以通過上述方法進行計算,但問題在于這些方法需要在鉆井取心、巖樣采集或開展過陣列聲波測井、偶極聲波測井的基礎上應用。因此,利用上述方法,只能針對計算巖心樣品或進行過陣列聲波、偶極聲波測井的井位進行計算,無法應用于巖石脆性縱向連續評價和平面精細刻畫等地質研究。

因此,充分利用常規測井資料,建立儲層脆性指數測井評價模型,對于致密砂巖油氣資源的精準勘探和高效開發顯得尤為重要,而通過上述試驗方法計算的脆性指數,則可以作為約束條件,用來標定常規測井預測的脆性指數,從而使得測井預測精度更為可靠。

3.1 構建巖性指數預測脆性指數

陸相致密油儲層實質上由多種復雜的微觀骨架礦物及基質礦物組成,其中,對儲層脆性影響最直接的組分為脆性礦物,當儲層中脆性礦物組分含量大于某個臨界值,則可以達到較好的壓裂改造效果,有利于提高初期單井產能。借鑒以往關于鄂爾多斯盆地三疊系致密砂巖儲層脆性評價的研究,將石英和碳酸鹽類視為脆性礦物。

自然伽馬測井屬于放射性測井的一種方法,自然伽馬曲線常被用來對儲層巖性進行判別。黏土巖類含有較高的放射性元素,且黏土礦物對陽離子的吸附能力較強,可吸附周邊放射性物質。因此,當儲層中表現為高泥質含量時,自然伽馬值通常偏高;相反,當儲層中含有大量石英、碳酸鹽類等非放射性物質時,自然伽馬表現為低值特征。

當低能量伽馬射線與地層中的元素發生光電效應時,伽馬射線會被原子吸收并釋放出光電子,因此,光電吸收截面可以表征地層中元素對伽馬射線吸收能力的強弱。地層中不同的巖石礦物成分對應了不同的化學元素,這些元素組成的差異表現為光電吸收截面指數的差異。

本文利用常規測井資料來定義巖性指數,即自然伽馬與光電吸收截面的乘積。巖性指數表示單位光電吸收截面指數條件下地層自然伽馬測井定量響應特征。

LI=GR·PE

(6)

式中:LI為巖性指數,API·b/e;GR為自然伽馬測井值,API;PE為光電吸收截面指數測井值,b/e。

該式為數據驅動模型,物理量的單位不參與運算。

針對F70井,繪制巖性指數與脆性指數之間對應關系散點圖(圖2),兩者之間存在明顯的負相關關系,隨著巖性指數的增加,脆性指數也呈現出降低的趨勢。建立兩者之間回歸公式,得出了利用巖性指數計算巖石脆性指數的數學表達式:

圖2 LI與BI對應關系

BIa1=2 374.5LI-0.537 6

(7)

式中:BIa1為利用巖性指數計算的脆性指數,%。

3.2 構建物性指數預測脆性指數

一般情況下,縱波時差、密度均可通過常規測井資料獲得;受作業成本等因素的限制,僅少數井實施陣列聲波或偶極聲波測井,因此,橫波時差測井資料較為有限。

根據以往的研究結果,認為脆性指數與儲層物性存在負相關關系。脆性較高的巖石受到外界載荷作用,在應變很小的情況下發生破裂;而脆性較低的巖石則會產生較大的應變?？紫抖仁菐r石受力后產生應變的一個重要控制因素,孔隙度大,巖石受力時產生的應變則更為明顯;孔隙度小,應變則不明顯。因此,孔隙度與巖石脆性指數負相關。

在常規測井資料解釋過程中,孔隙度由縱波時差、密度、補償中子等資料計算得出?？紫抖扰c上述測井數據之間存在明顯的對應關系,即孔隙度與縱波時差、補償中子正相關,與密度負相關。因此,縱波時差、補償中子與巖石脆性指數負相關,密度與巖石脆性指數正相關。

利用常規測井資料,將縱波時差、補償中子的乘積與密度的比值定義為物性指數,表示單位密度下地層縱波時差與補償中子乘積的定量測井響應特征。

PI=AC·CNL/DEN

(8)

式中:PI為物性指數,無量綱;AC為縱波時差測井值,μs/m;CNL為補償中子測井值,%;DEN為密度測井值,g/cm3。

針對F70井,繪制物性指數與脆性指數之間對應關系散點圖(圖3),兩者之間存在明顯的負相關關系,隨著物性指數的增加,脆性指數呈現出減小的趨勢。建立兩者之間回歸公式,得出了利用物性指數計算巖石脆性指數的數學表達式:

圖3 PI與BI對應關系

BIa2=1 158.7PI-0.573 2

(9)

該式為數據驅動模型,物理量的單位不參與運算。

式中:BIa2為利用物性指數計算的脆性指數,%。

3.3 脆性指數多元回歸預測模型

公式(7)、(9)分別通過巖石的巖性和物性進行脆性指數預測。根據相關性分析,巖性指數與脆性指數的擬合優度為0.733,物性指數與脆性指數的擬合優度為0.719。為了進一步提高脆性指數常規測井計算模型的精度,利用BI對LI、PI進行多元回歸,并得到相應的函數關系,擬合優度為0.789。通過多元回歸,實現了常規測井信息的全面提取,建立了脆性指數綜合測井預測模型,記為BIa。

BIa=-0.057 87LI-0.007 81PI+76.288 73

(10)

4 應用實例

利用公式(10),針對Y162井長8段2 610.8～2 624.6 m計算巖石脆性指數,并繪制脆性指數測井解釋成果圖(圖4)。連續的曲線為利用常規測井資料計算的脆性指數BIa,離散桿狀圖為通過巖石聲波特性室內測試得到的脆性指數BI,兩者在趨勢上存在明顯的一致性。通過繪制兩者對應關系散點圖(圖5),可以看出,散點數據存在明顯的相關性,相關系數為0.936。根據該實例,測井預測脆性指數與巖心測試結果匹配程度較高。

圖4 Y162井長8段測井解釋綜合成果

圖5 BIa與BI對應關系

對于石油、天然氣勘探開發而言,當脆性指數大于60%時,儲層壓裂改造過程中容易形成規模較大的縫網系統,從而為石油、天然氣在儲層內的滲流提供有利通道[5];相反,當脆性指數小于40%時,地層難以在壓裂過程中形成復雜縫網,不利于油氣田的高效勘探開發。針對Y162井,選取脆性指數較高的2 613～2 617 m進行射孔,采用體積壓裂的儲層改造方式,加陶粒40 m3、砂比12.6%、排量5 m3/min,試油日產純油12.60 t、試采初期日產油1.81 t。該井脆性指數、單井產能適中,生產效果與脆性指數評價結果相符合。

5 結論

1)在聲波振動作用下,機械振動使得巖石產生剪切變形和壓縮變形,進而形成了在巖石中傳播的剪切波和壓縮波即橫波和縱波。利用陣列聲波測井、偶極聲波測井、巖石聲波特性室內測試,可獲取橫波時差、縱波時差等參數,用以求取模量、泊松比等巖石彈性力學參數,并進而計算巖石的性指數。

2)Y162井長8段的楊氏模量平均值為52.14 GPa;泊松比平均值為0.257;脆性指數平均值為50.13%, F70井長8段楊氏模量楊氏模量平均值為38.77 GPa,泊松比平均值為0.269,脆性指數平均值為46.46%。

3)針對F70井,構建了巖性系數,通過擬合回歸,建立了基于巖性指數的脆性指數測井預測模型,擬合優度為0.733;根據孔隙度與脆性指數的負相關性,利用縱波時差、密度、補償中子,構建了物性指數,并擬合出基于物性指數的脆性指數測井預測模型,擬合優度為0.719;利用脆性指數對新構建的巖性、物性指數進行了多元回歸,并得到相應的函數關系,擬合優度為0.789。

4)計算了Y162井長8段脆性指數,并利用該井巖石聲波特性室內實驗測試數據對計算結果進行了驗證,預測值與測試值變化趨勢一致,存在明顯的對應關系,相關系數為0.936。