致密油測(cè)井評(píng)價(jià)技術(shù)在龍馬地區(qū)的應(yīng)用

致密油測(cè)井評(píng)價(jià)技術(shù)在龍馬地區(qū)的應(yīng)用

0致密油儲(chǔ)層特點(diǎn)侏羅紀(jì)致密油是目前四川盆地勘探領(lǐng)域之一1.2。致密油是指與生油巖相伴生或與其直接接觸的致密砂巖、致密碳酸鹽巖等巖石中短距離運(yùn)移的石油聚集,無明顯圈閉邊界［3－4］。致密油儲(chǔ)層具有以下基本特點(diǎn):1儲(chǔ)層類型多樣,巖性復(fù)雜,單層厚度變化大;2成藏機(jī)理與常規(guī)油氣藏差異大,多為近源成藏;3孔隙度低,小于10%,基質(zhì)滲透率低,小于0.1mD;4一般發(fā)育天然裂縫,且是控制油氣產(chǎn)能至關(guān)重要的因素;5自然產(chǎn)能低,需采用水平井等工藝才可獲得工業(yè)產(chǎn)能。近年來,雖然有一些新方法、新技術(shù)應(yīng)用于非常規(guī)油氣的勘探［5－8］,但是在致密油的勘探上仍未有較大的突破,尤其在四川盆地龍崗地區(qū)碎屑巖致密油的測(cè)井評(píng)價(jià)方面幾乎還未涉足。1儲(chǔ)層的地質(zhì)特征1.1儲(chǔ)層巖性礦物成分龍崗地區(qū)沙溪廟、涼高山組主要發(fā)育涼高山灘壩砂、沙一底部席裝砂、沙一中上部(包括沙二段)河道砂三套砂體。涼高山組多為灘壩沉積,儲(chǔ)層單層厚1~4m,累厚10~20m。砂體主要發(fā)育在涼上段,橫向穩(wěn)定,可追蹤對(duì)比。沙一底多為席狀砂沉積,單層厚度小(一般小于5m),廣泛分布,物性較差,非均質(zhì)性強(qiáng)。沙一中上部和沙二段發(fā)育河道砂,單層厚度大(可達(dá)30m以上),廣泛發(fā)育,橫向變化大,難對(duì)比追蹤,多井疊合連片。龍崗地區(qū)沙溪廟、涼高山組儲(chǔ)層巖性主要為石英砂巖和巖屑石英砂巖,薄片分析表明,儲(chǔ)層巖石礦物成分以石英(68.4%)為主,巖屑(17.8%)次之,長(zhǎng)石含量為10.7%(圖1)。從粒級(jí)分析來看,涼高山砂巖以細(xì)—粉砂巖為主,沙一底為粉—細(xì)砂巖,沙一中上部和沙二的河道砂為細(xì)—中砂巖(圖2)。1.2儲(chǔ)藏室的空間特征對(duì)薄片資料觀察研究表明,龍崗地區(qū)沙溪廟、涼高山組儲(chǔ)層儲(chǔ)集空間類型以粒間、粒內(nèi)溶孔為主,發(fā)育裂縫(圖3,圖4)。1.3孔隙度分布情況龍崗地區(qū)沙溪廟、涼高山組儲(chǔ)層致密。據(jù)6口井97塊樣品統(tǒng)計(jì)表明,沙溪廟組沙一段孔隙度分布范圍為0.5%~9.2%,平均孔隙度3.7%(圖5);涼高山組孔隙度分布范圍為0.3%~4%,平均孔隙度為1.5%(圖6)。滲透率均小于1mD。儲(chǔ)層物性總體表現(xiàn)為特低孔、特低滲特征。2層的有效性評(píng)價(jià)方法2.1常規(guī)測(cè)井解釋交會(huì)圖技術(shù)是測(cè)井評(píng)價(jià)中最有效的油氣層定性-半定量識(shí)別技術(shù)之一。它利用測(cè)井原始信息或計(jì)算信息兩兩組合而形成交會(huì)圖,根據(jù)交會(huì)圖中數(shù)據(jù)點(diǎn)的分布規(guī)律來進(jìn)行流體性質(zhì)判別。應(yīng)用龍崗地區(qū)沙溪廟、涼高山組9口井的試油資料和測(cè)井資料,建立深側(cè)向電阻率-聲波時(shí)差、深側(cè)向電阻率-自然伽馬等常規(guī)測(cè)井解釋圖版。如(圖7a、圖7b)所示,典型油層一般深側(cè)向電阻率(RLLD)大于300Ω·m,干層深側(cè)向電阻率(RLLD)小于100Ω·m,差油層深側(cè)向電阻率(RLLD)位于油層、干層二者之間。油、差油、干層的聲波時(shí)差均大于57μsft,自然伽馬小于70API,區(qū)分不明顯。測(cè)井解釋符合率僅為77%。2.2儲(chǔ)層含油性表征在進(jìn)行測(cè)井評(píng)價(jià)時(shí),除了利用圖版法進(jìn)行流體性質(zhì)判別外,也常通過分析常規(guī)測(cè)井曲線的響應(yīng)特征及其組合關(guān)系來判別儲(chǔ)層流體性質(zhì)。根據(jù)研究區(qū)致密儲(chǔ)層測(cè)井曲線響應(yīng)特征的統(tǒng)計(jì)分析可知:單類型測(cè)井曲線的響應(yīng)特征,包括巖性、孔隙度和電阻率系列曲線,在不同類型儲(chǔ)層無明顯差異,但三孔隙度和深側(cè)向電阻率曲線響應(yīng)特征的組合,在不同類型儲(chǔ)層存在一定的規(guī)律,即在刻度一致的前提下,三孔隙度曲線重合程度較好,且深側(cè)向電阻率曲線有一定程度的響應(yīng)時(shí),對(duì)應(yīng)層段的含油豐度較高;反之,則對(duì)應(yīng)層段的含油豐度較低。詳見圖8:1當(dāng)CNL、DEN、AC三條曲線基本重合(線重合)時(shí),對(duì)應(yīng)地層段的含油豐度最高;2當(dāng)DEN與CNL重合,與AC存在一定的幅度差(點(diǎn)重合)時(shí),對(duì)應(yīng)地層段的含油豐度次之;3當(dāng)DEN、CNL、AC均存在一定的幅度差時(shí),對(duì)應(yīng)地層段的含油豐度最差?；谌紫抖惹€在致密油層的這一響應(yīng)模式———反映三孔隙度曲線的重合程度,即刻畫巖性的純度,衍生出特征參數(shù)TPI(ThreePorosityIndex),見式1。CNL、DEN和AC值是基于不同物理原理來測(cè)量地層的物理參數(shù),并都能利用巖石物理體積模型計(jì)算孔隙度。由于聲波時(shí)差一般不受洞穴和高角度裂縫的影響,主要受骨架和粒間(或晶間)孔隙影響;而補(bǔ)償中子和補(bǔ)償密度受洞穴、裂縫、泥質(zhì)和鈣質(zhì)等的影響比較嚴(yán)重。當(dāng)巖性較純時(shí),中子、密度和聲波孔隙度值較為接近,TPI值較大;當(dāng)巖性不純,夾雜泥質(zhì)和鈣質(zhì)時(shí)中子和密度孔隙度大于聲波孔隙度,TPI值較小。ΔAC能反映物性,ΔRt能反映電性,ΔRt×ΔAC能反映含油性。利用神經(jīng)元非線性函數(shù)Sigmoid的突變性質(zhì)(式2)來構(gòu)造致密油層識(shí)別參數(shù)PRI(Po-rosityandResistivityIndex)。因此,基于TPI,引入深側(cè)向電阻率和聲波時(shí)差值,構(gòu)造參數(shù)x,令x=TPI×ΔRt×ΔAC,令y=PRI,則PRI(PorosityandResistivityIndex)的計(jì)算公式為:PRI能刻畫儲(chǔ)層的含油性,可利用其特征識(shí)別油氣層、干層。在四川盆地龍崗地區(qū)沙溪廟組、涼高山組其油層測(cè)井解釋標(biāo)準(zhǔn)如下,油層:PRI≥0.2,差油層:0.1≤PRI<0.2,干層PRI<0.1。應(yīng)用此方法在沙溪廟組的測(cè)井解釋符合率為91.6%,在涼高山組的測(cè)井解釋符合率為90%(表1)。3油氣層壓試油方法一XXA井,井段2855.0~2880.0m,厚25.0m,層位為沙一段,巖性為砂巖。評(píng)價(jià)依據(jù)為DEN、CNL、AC三條曲線重合(線重合),PRI指標(biāo)大,PRI≥0.2,根據(jù)本文產(chǎn)油指數(shù)法判定為油氣層,試油后日產(chǎn)油1.3t,日產(chǎn)氣200m3,證實(shí)了該方法的正確性(圖9)。XXB井位于龍崗構(gòu)造區(qū)XX26井東北海槽區(qū)局部隆起高部位,是一口預(yù)探井。沙一段評(píng)價(jià)依據(jù)為DEN、CNL、AC均存在一定的幅度差(不重合),PRI指標(biāo)小,PRI<0.1,根據(jù)本文產(chǎn)油指數(shù)法判定為干層,錄井時(shí)無油氣顯示,試油結(jié)果為干層,證實(shí)了該方法的正確性(圖10)。4致密油儲(chǔ)層識(shí)別參數(shù)pri的改進(jìn)(1)從測(cè)井曲線的角度,三孔隙度曲線的重合程度可以反映巖性純度,并可衍生出反映巖性純度的特征參數(shù)TPI,結(jié)合反映物性的AC曲線和電性的Rt曲線,構(gòu)建致密油儲(chǔ)層的識(shí)別參數(shù)PRI,能有效識(shí)別致密油有效儲(chǔ)層。(2)從滲流機(jī)理的角度,對(duì)于存在啟動(dòng)壓力梯度的非達(dá)西滲流儲(chǔ)層,Sigmoid函數(shù)能理想地描述其滲流特征;同時(shí),