DH油田隔夾層測井識別研究

陳 偉，何俊富，楊 斌，魯洪江，王帥成

(油氣藏地質(zhì)及開發(fā)工程國家重點實驗室 成都理工大學，四川成都610059)

DH油田隔夾層測井識別研究

陳 偉，何俊富，楊 斌，魯洪江，王帥成

(油氣藏地質(zhì)及開發(fā)工程國家重點實驗室 成都理工大學，四川成都610059)

在儲層中隔夾層引起的滲流屏障和滲流差異，是影響剩余油分布的重要因素。非均質(zhì)性研究是油藏三維地質(zhì)建模的重要內(nèi)容，因此隔夾層研究是東河砂巖非均質(zhì)性不可缺少的研究內(nèi)容。針對東河砂巖低阻、非均質(zhì)性較強的儲層特征，這里以巖芯物性為基礎(chǔ)，測井資料為依據(jù)，將DH油田東河砂巖隔夾層分為三類。在孔隙度、滲透率精細計算基礎(chǔ)上，建立隔夾層測井識別標準。對東河砂巖單井隔夾層進行系統(tǒng)識別，并做多井對比，研究隔夾層空間分布特征，取得了較好的效果。

東河砂巖;隔夾層;測井資料;巖芯物性;儲層參數(shù)

0 前言

影響剩余油分布因素較復雜，儲層中隔夾層引起的滲流屏障和滲流差異是影響剩余油分布的重要因素［1]。預(yù)測隔夾層空間分布，是揭示油藏非均質(zhì)性不可缺少的研究內(nèi)容。直接觀察巖芯，是識別隔夾層的基礎(chǔ)，但巖芯數(shù)量有限。測井資料比巖芯資料更豐富，且有較高垂向分辨率。DH油田區(qū)域構(gòu)造位置屬塔里木盆地塔北隆起哈拉哈塘凹陷北西部，是一個受南、北二條斷層夾持的古生界擠壓背斜構(gòu)造帶，含油層系為下石炭統(tǒng)濱海相東河砂巖段。東河砂巖段為一套厚的灰色、灰白色石英細砂巖夾薄層灰白色粉砂巖，自然伽瑪、自然電位等常規(guī)測井曲線呈平直塊狀，因此難以進行沉積微相精細劃分。焦翠華等［2、3]利用地層傾角測井資料處理解釋成果，對該區(qū)進行沉積微相劃分。隨著對DH油田的開發(fā)，需要對儲層做精細油藏描述，進一步研究儲層非均質(zhì)性及剩余油分布特征，隔夾層應(yīng)是儲層非均質(zhì)性研究的重要內(nèi)容。

1 隔夾層分類及測井響應(yīng)特征

隔夾層分布在儲層內(nèi)不滲透層或特低滲透層，它把厚油層分成多個獨立流體流動單元，影響流體在儲層中流動，是儲層內(nèi)部產(chǎn)生非均質(zhì)性的重要因素。DH油田含油層系為下石炭統(tǒng)濱海相東河砂巖段，是一套厚的灰色、灰白色石英細砂巖夾薄層灰白色粉砂巖，結(jié)構(gòu)成熟度及成份成熟度均較高。根據(jù)巖芯與測井資料特征，該區(qū)主要發(fā)育三類夾層:灰質(zhì)砂巖夾層、泥質(zhì)灰質(zhì)砂巖夾層和泥質(zhì)砂巖夾層。

1．1 灰質(zhì)砂巖夾層測井響應(yīng)特征

DH油田灰質(zhì)砂巖夾層巖性致密，碳酸鹽巖含量大于16.5%。經(jīng)巖芯分析顯示，灰質(zhì)砂巖夾層孔隙度較小，為3%～10.5%;滲透率低，為0.1×10－3μm2～5×10－3μm2。東河砂巖段電阻率整體呈低電阻率特征，灰質(zhì)砂巖夾層在測井曲線上，表現(xiàn)為相對鄰近油層電阻率值有增大現(xiàn)象，球形聚焦成尖峰狀且明顯高于地層電阻率。其聲波時差明顯降低且降低幅度最大，為56μs/ft～60.5μs/ft;密度增大、中子降低;自然伽瑪相對較小，為25 API～45 API。X1井的5 813.3 m～5 814.5 m為灰質(zhì)砂巖夾層的測井曲線特征(如下頁圖1所示)。

1．2 泥質(zhì)灰質(zhì)砂巖夾層測井響應(yīng)特征

泥質(zhì)灰質(zhì)砂巖夾層在東河砂巖段出現(xiàn)頻率較高，巖芯物性顯示泥質(zhì)灰質(zhì)夾層的孔隙度為6%～12.5%，滲透率為0.1×10－3μm2～6×10－3μm2。該類夾層的巖石導電性較差，地層電阻率略有增大但增大幅度不明顯，球形聚焦增大幅度較明顯;聲波時差表現(xiàn)為低值，為60.5μs/ft～70μs/ft;密度較高、中子較低;自然伽瑪值為30 API～55 API。X2井5 787.5 m～5 788.8 m為泥質(zhì)灰質(zhì)砂巖夾層測井曲線特征(見圖2)。

圖1 灰質(zhì)砂巖夾層測井曲線特征Fig．1 Calcareous sandstone intercalations log characteristics

圖2 泥質(zhì)灰質(zhì)砂巖夾層測井曲線特征Fig．2 Shaly caleium sandstone intercalations log characteristics

1．3 泥質(zhì)砂巖夾層測井響應(yīng)特征

圖3 泥質(zhì)砂巖夾層測井曲線特征Fig．3 Shale sandstone intercalations log characteristics

2 DH油田隔夾層研究

隔夾層是油層內(nèi)非有效儲層，表現(xiàn)為物性相對較差。研究區(qū)取芯井資料有限，測井資料齊全，因此，DH油田識別隔夾層的最佳方法，是應(yīng)用巖芯標定測井資料，建立儲層參數(shù)精細解釋模型，計算出研究區(qū)各單井孔隙度、滲透率等儲層參數(shù)，然后綜合測井資料和儲層物性特征，建立不同類型隔夾層測井識別標志，對隔夾層分布特征進行研究。

2．1 儲層參數(shù)解釋

巖芯刻度測井曲線，提取巖芯物性分析對應(yīng)深度測井值。用交會圖法分析各測井曲線與巖芯孔隙度、滲透率間相關(guān)性。選擇與孔隙度、滲透率相關(guān)性較好的測井曲線作為神經(jīng)網(wǎng)絡(luò)［4]輸入曲線，分別建立測井曲線與孔隙度、滲透率的神經(jīng)網(wǎng)絡(luò)解釋模型。用建立的神經(jīng)網(wǎng)絡(luò)模型，對研究區(qū)單井進行孔隙度、滲透率解釋。圖4為X1井儲層參數(shù)解釋成果圖，從圖4中可看出，孔隙度、滲透率預(yù)測值與巖芯分析值(桿狀圖)有很好的吻合性。

圖4 X1井解釋成果圖Fig．4 X1 well to explain the resultsmap

2．2 隔夾層識別標準

通過對DH油田巖芯物性特征分析，提取巖芯深度校正后對應(yīng)深度測井曲線值。在巖芯刻度測井資料基礎(chǔ)上，分析AC與DEN、GR、POR、PERM測井曲線交會圖(見圖5)可知，在三類夾層中:

(1)灰質(zhì)砂巖夾層聲波時差較小，易于和其它二類夾層區(qū)分，泥質(zhì)灰質(zhì)砂巖夾層聲波時差為60.5μs/ft～70μs/ft，分布范圍較大，泥質(zhì)砂巖夾層為60.5μs/ft～64μs/ft，分布范圍較小。

(2)從整體上看，灰質(zhì)砂巖夾層密度最大，泥質(zhì)砂巖夾層次之，泥質(zhì)灰質(zhì)砂巖夾層最小。

(3)泥質(zhì)砂巖夾層自然伽瑪較大，明顯區(qū)分于其它二類夾層;泥質(zhì)灰質(zhì)砂巖夾層自然伽瑪略高于灰質(zhì)砂巖夾層。

近年來，我國生態(tài)文明建設(shè)腳步不斷加快，使自然環(huán)境遭到毀壞，加重了水土資源的流失，因此，對環(huán)境保護需求逐漸加重。在環(huán)境管理與環(huán)境執(zhí)法階段，均以環(huán)境監(jiān)測數(shù)據(jù)作為核心要素，并對環(huán)境監(jiān)測質(zhì)量提出更高要求，使環(huán)境監(jiān)測質(zhì)量管理工作成為重中之重。根據(jù)之前的環(huán)境監(jiān)測質(zhì)量管理內(nèi)容來看，存在的管理問題偏多，很難彰顯環(huán)境監(jiān)測質(zhì)量管理優(yōu)點。工作人員要結(jié)合環(huán)境監(jiān)測特征，提出行之有效的解決方案。

(4)相對于儲層段，三類夾層的孔隙度較低、滲透率較差;泥質(zhì)灰質(zhì)砂巖夾層孔隙度略高于其它二類夾層，泥質(zhì)砂巖夾層滲透率最差。

根據(jù)上述總結(jié)的三類隔夾層測井響應(yīng)特征與物性特征，作者建立了研究區(qū)三類隔夾層識別標準(見表1)。

圖5 三類隔夾層測井曲線交會圖Fig．5 Three types of intercalations log crossplot

2．3 隔夾層識別

在儲層參數(shù)精細解釋的基礎(chǔ)上，用建立的隔夾層識別標準，對DH油田單井進行隔夾層識別。圖6(見下頁)為X1井隔夾層識別成果圖，X1井的5 811.25m～5 811.625 m、5 813.75 m～5 814.25 m、5 888.125 m～5 888.625 m等為灰質(zhì)砂巖夾層，其孔隙度、滲透率較低，球形聚焦增大幅度大致成尖峰狀，聲波時差降低幅度大。5 780.375 m～5 781.25 m、5 852.875 m～5 853.625 m、5 913.5 m～5 814.25 m等為泥質(zhì)灰質(zhì)砂巖夾層;5 876.25 m～5 877.25 m為泥質(zhì)砂巖夾層，自然伽瑪較高。

表1 隔夾層識別標準Tab．1 Intercalations identification standards

圖6 X1井解釋成果圖Fig．6 Interpretation results of well X1

通過對X1井隔夾層的識別研究可以發(fā)現(xiàn):研究區(qū)隔夾層主要以泥質(zhì)灰質(zhì)砂巖夾層為主，該類夾層在整個東河砂巖段都較發(fā)育，泥質(zhì)砂巖夾層、灰質(zhì)砂巖夾層不發(fā)育，且分布比較隨機，灰質(zhì)砂巖夾層的厚度較薄。

2．4 隔夾層分布特征

在隔夾層研究中，最重要是研究儲層內(nèi)隔夾層空間分布特征。因此，要求在大量單井的隔夾層識別基礎(chǔ)上，對比鄰井隔夾層特征來分析DH油田隔夾層的空間分布特征。通過對X1、X4、X5、X6等大量單井隔夾層的識別發(fā)現(xiàn):

(1)在垂向分布上，夾層的分布是不均衡的，油水界面以下夾層數(shù)明顯增多，油水過渡帶上夾層密度最大，水層段次之，油層段最小。在整個東河砂巖段內(nèi)，主要以泥質(zhì)灰質(zhì)砂巖夾層為主，該類夾層較發(fā)育，出現(xiàn)頻率較高;泥質(zhì)砂巖夾層、灰質(zhì)砂巖夾層不發(fā)育、出現(xiàn)頻率較少且分布比較隨機;灰質(zhì)砂巖夾層厚度較薄，一般約30 cm～50 cm。

圖7 隔夾層對比剖面Fig．7 Intercalations interpretation section

(2)在橫向分布上，通過X4、X5、X6井間對比發(fā)現(xiàn):井與井間夾層的分布差異較大，可對比性較差，儲層非均質(zhì)性較強。泥質(zhì)砂巖夾層、灰質(zhì)砂巖夾層的隨機分布，灰質(zhì)砂巖夾層厚度較薄，使得這二類夾層的井間可對比性較差;厚度較大的泥質(zhì)灰質(zhì)砂巖夾層具有一定的井間可對比性，但厚度小于50 cm的該類夾層井間對比性也較差(見圖7)。

3 結(jié)論

(1)根據(jù)DH油田的巖芯分析孔隙度、滲透率、測井資料等，總結(jié)出了該區(qū)隔夾層測井曲線響應(yīng)特征，并將隔夾層分為三類:灰質(zhì)砂巖夾層、泥質(zhì)灰質(zhì)砂巖夾層和泥質(zhì)砂巖夾層。

(2)DH油田隔夾層主要以泥質(zhì)灰質(zhì)砂巖夾層為主，該類夾層在整個東河砂巖段都較發(fā)育。泥質(zhì)砂巖夾層、灰質(zhì)砂巖夾層不發(fā)育，且分布比較隨機，灰質(zhì)砂巖夾層厚度較薄。隔夾層的井間差異較大，儲層非均質(zhì)性較強。

(3)東河砂巖砂巖層較厚，常規(guī)測井曲線基本成塊狀，受常規(guī)測井曲線分辨率影響，該方法對于DH油田儲層內(nèi)較薄隔夾層識別尚存在一定困難。

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TE 122.2+21

A

1001—1749(2011)02—0202—05

2010－08－14改回日期:2010－12－09

陳偉(1984－)，男，江西省吉安人，碩士，主要從事油氣藏地質(zhì)及儲層評價研究。