基于地化參數(shù)的頁巖油儲層孔隙度解釋模型研究

張慶國黃瑩雙張容基張鈺威趙小青

(1.東北石油大學(xué) 地球科學(xué)學(xué)院,黑龍江 大慶 163318;2.大港油田第三采油廠,河北 滄州 061723;3.非常規(guī)油氣成藏與開發(fā)省部共建國家重點實驗室培育基地,黑龍江 大慶 163318)

0 引言

隨著世界經(jīng)濟快速發(fā)展,常規(guī)油氣已不能滿足日益增長的能源需求,非常規(guī)能源越來越受到重視。頁巖油相對容易開采且目前加工工藝成熟,其用途廣泛,是最現(xiàn)實的接替能源之一[18]。但頁巖的儲集空間以納米級孔隙為主,局部發(fā)育微米、毫米級孔隙和裂縫,孔隙連通性差?？紫抖仁莾游镄栽u價的重要參數(shù)之一,頁巖油儲層內(nèi)的有機質(zhì)孔隙是目前研究的熱門。有機質(zhì)孔隙具有親油性,一般不含水,是頁巖油氣的重要儲存場所,由于有機質(zhì)孔是由有機質(zhì)生烴形成,有機質(zhì)的類型和成熟度對有機質(zhì)孔隙的形成至關(guān)重要,較高的成熟度與易生油的有機質(zhì)有利于有機孔隙的形成。

目前,國內(nèi)外學(xué)者提出許多有針對性的頁巖儲層孔隙度預(yù)測和計算方法。張晉言[9]提出采用常規(guī)泥質(zhì)砂巖體積模型,利用三孔隙度算法,將干酪根的存在做類似泥質(zhì)校正的方法進行有效孔隙度的計算;張琦斌[10]通過巖石物理建模的方式定量研究頁巖儲層參數(shù)與彈性參數(shù)的關(guān)系,通過開發(fā)基于巖石物理模型的井中反演流程計算有效孔隙度;張冰[11]在貝葉斯框架下基于統(tǒng)計巖石物理模型,應(yīng)用地震數(shù)據(jù)進行頁巖儲層物性參數(shù)反演;王昕旭[2]利用偏最小二乘回歸對孔隙度進行預(yù)測。以上方法均取得了良好的效果,但在頁巖油儲層的孔隙度計算中,對于干酪根的存在是不可忽略的。由于頁巖油儲層中的干酪根性質(zhì)與流體性質(zhì)類似,導(dǎo)致核磁共振測井(NMR)不能良好反應(yīng)干酪根內(nèi)部孔隙度;頁巖油儲層為自生自儲型,其干酪根的密度大約為1.3 g/cm3[12],而頁巖骨架的密度大約為2.45～2.55 g/c m3,因此干酪根的存在會使密度測井曲線存在低值,并且有機質(zhì)的類型和成熟度均會對干酪根的密度造成影響;干酪根還具有高的含氫指數(shù)和聲波時差,因此采用常規(guī)的三孔隙度曲線對頁巖油儲層進行孔隙度求取的方法并不適用。

綜上所述,頁巖儲層采用核磁共振測井、密度測井和常規(guī)的三孔隙度的方法,都不能有效地反饋干酪根內(nèi)部孔隙度的問題。該研究以松遼盆地北部陸相頁巖油儲層P層組為研究對象,提出了一種動態(tài)求取地化參數(shù)的孔隙度測井解釋模型,排除了干酪根內(nèi)部孔隙度對于有效孔隙度的影響,提高了孔隙度解釋模型的精度,對今后研究陸相頁巖油儲層的孔隙度解釋具有重要意義。

1 頁巖油儲層孔隙度解釋模型

該研究采用PIEDRAHITA J A 和AGUILERA R[13]提出的頁巖油儲層孔隙度計算模型,結(jié)合密度和核磁共振測井資料以及巖石熱解的地化參數(shù),實現(xiàn)了頁巖油儲層孔隙度解釋模型。核磁共振測井以氫核與外加磁場的相互作用為基礎(chǔ),只對氫核產(chǎn)生的核磁共振信號進行觀測,測量沒有骨架影響的流體孔隙[14]。雖然中子測井也測量含氫指數(shù),但是兩者在對儲集層的響應(yīng)特征方面卻大不相同:1)NMR對核素有選擇性,NMR 測井只觀測氫核;而中子測井還受到其他強散射與吸收元素(如氯和一些稀土元素)的影響;2)中子測井觀測到的是所有的氫核,包括結(jié)晶水中的氫;而NMR測井觀測的只是所有巖石孔隙流體中的氫,包括黏土束縛水、毛管束縛水以及孔隙中的可動流體;3)NMR 測井中無挖掘效應(yīng)的影響,因此,NMR測井比中子測井能更好地指示巖石的孔隙度。巖石物理模型如圖1所示。

圖1 頁巖油儲層孔隙度解釋模型Fig.1 Porosity interpretation model for shale oil reservoirs

此模型將頁巖儲層體積分為4個主要的部分:黏土體積Vcl;巖石骨架體積Vma;有效孔隙度φ;干酪根體積Vk(由固體干酪根部分Vks和干酪根內(nèi)部的有機孔隙度φk組成)[13]。孔隙度φ包括骨架孔隙度φm和裂縫孔隙度φ2,但此模型的孔隙度還可以表達為毛細管束縛水孔隙度φBVI和自由流體孔隙度φFFV。

式中:TOC為總有機碳含量,%;ρB為密度測井測得的密度值,(g/c m3);Ck為考慮到干酪根不是由100%的碳組成[13],%;k為干酪根轉(zhuǎn)換系數(shù);ρk為干酪根的密度,(g/c m3)。

式中:Cc為CHENJ和XIAO X[15]考慮到自然埋藏過程中有機物壓實作用的壓實因子,0.33;f actor為系數(shù),考慮到油氣不是100%由碳組成,取0.85;TR為有機質(zhì)的轉(zhuǎn)化率[13],70%;IH為氫指數(shù),指每克有機質(zhì)中含有多少毫克烴,(mg/g)。

將式(2)～式(4)以及參數(shù)φSOBHCs=0.1%,Cc=0.33,f actor=0.85,TR=70%代入到式(1),得到頁巖油儲層孔隙度解釋模型式(5),該模型基于地化參數(shù),采取利用測井資料動態(tài)求取地化參數(shù)的方法,并結(jié)合有機質(zhì)的類型和成熟度的影響,進而動態(tài)求取儲層孔隙度。

2 頁巖油儲層地化參數(shù)求取

干酪根轉(zhuǎn)化系數(shù)k和干酪根密度ρk這2個參數(shù)受到有機質(zhì)成熟度和類型的影響,即有機質(zhì)成熟度越高,干酪根轉(zhuǎn)化為烴類物質(zhì)就越多,干酪根內(nèi)的碳含量就越少,因此k就越小。而Ⅰ型干酪根相比于Ⅱ,Ⅲ型干酪根具有更好的生烴潛力,因此成熟的Ⅰ型干酪根具有相對較低的密度ρk和k。對于k和ρk這2個參數(shù),目前常用的方法是賦其2個定值進行計算,這通常會使計算結(jié)果不夠精確并且受人為因素的影響很大。該研究利用測井?dāng)?shù)據(jù)來建立有機碳含量TOC和鏡質(zhì)體反射率R0的頻率分布圖,分析TOC和R0的特征,確定有機質(zhì)類型和成熟度來動態(tài)求取地化參數(shù)ρk,進而對松遼盆地北部的S1井和S2井的P層組進行孔隙度的求取。

2.1 干酪根轉(zhuǎn)換系數(shù)k

總有機碳含量TOC是不考慮組成干酪根的其他元素的(如H,O,N,S等元素),因此把干酪根轉(zhuǎn)換為TOC時,需要干酪根轉(zhuǎn)換系數(shù)k來解釋其他的元素。ZHANG H 等[16]通過對干酪根和TOC的定量分析,給出一個干酪根轉(zhuǎn)換系數(shù)k與成巖作用階段和有機質(zhì)類型的關(guān)系。而關(guān)于有機質(zhì)成熟度和成巖作用階段的關(guān)系,大量學(xué)者通過研究沉積有機質(zhì)演化的一般模式,證明了成巖作用時期的有機質(zhì)成熟度一般是未成熟,晚成巖作用時期的有機質(zhì)的成熟度一般是低成熟、成熟、過成熟[17-19],據(jù)此該研究給出干酪根轉(zhuǎn)換系數(shù)與有機質(zhì)成熟度和有機質(zhì)類型的關(guān)系,如表1所示。

表1 干酪根轉(zhuǎn)換系數(shù)Table 1 Kerogen conversion coefficient

2.2 干酪根密度ρk

干酪根密度ρk受到有機質(zhì)成熟度和類型的影響,Ⅰ型干酪根具有最好的生烴潛力,Ⅱ型和Ⅲ型干酪根次之,生烴潛力越強的干酪根的密度越小,是因為在高溫裂解時,可產(chǎn)生比其他類型干酪根更多的揮發(fā)性和可抽提組分[20]。圖2所示是KINGHOM R R F[12]給出的干酪根密度與有機質(zhì)類型和鏡質(zhì)體反射率R0的關(guān)系示意圖。

為求取干酪根密度ρk,可以利用圖2干酪根密度與干酪根類型和鏡質(zhì)體反射率關(guān)系中干酪根密度的邊界,通過surfer軟件數(shù)字化將其數(shù)據(jù)點提取出來,并對數(shù)據(jù)點進行分段擬合。干酪根密度邊界公式如表2所示。

圖2 干酪根密度與干酪根類型和鏡質(zhì)體反射率的關(guān)系Fig.2 Relationship bet ween kerogen density andkerogen type and vitrinite reflectance

表2 干酪根密度邊界公式Table 2 Kerogen density boundary for mula

2.3 有機質(zhì)類型

目前應(yīng)用測井資料對有機質(zhì)類型進行分析的方法一般是通過氫指數(shù)和最大熱解峰溫Tmax交匯來識別有機質(zhì)的類型,Tmax可以通過后文的方法進行求取。該研究采用鄔立言[23]的三分法有機質(zhì)類型劃分圖版,即Ⅰ型干酪根(腐泥型)、Ⅱ型干酪根(混合型)、Ⅲ型干酪根(腐質(zhì)型),如圖3所示。TOC的增加裂解烴含量也增加,對應(yīng)的氫指數(shù)也增加,表示松遼盆地北部S1井和S2井的源巖生油的物質(zhì)基礎(chǔ)好,有機物向石油轉(zhuǎn)化程度高。

圖3 由氫指數(shù)IH和Tmax劃分有機質(zhì)類型圖Fig.3 Classification of organic matter types by hydrogen indexIHandTmax

圖4 裂解烴含量S2與TOC相關(guān)性示意圖Fig.4 Correlation diagrambet weenS2andTOCof cracking hydrocarbon content

2.4 有機質(zhì)成熟度

油氣雖然是有機質(zhì)生成的,但有機質(zhì)并不等于油氣。從有機質(zhì)到油氣需要經(jīng)過一系列的地球化學(xué)變化。衡量這種轉(zhuǎn)換程度的參數(shù)為成熟度指標(biāo),當(dāng)有機碳的含量確定以后,有機質(zhì)的成熟度就成了油氣產(chǎn)量的重要因素,常用鏡質(zhì)體反射率R0和最大熱解峰溫Tmax等作為成熟度的指標(biāo)[10]。該研究采用松遼盆地有效烴源巖識別標(biāo)準(zhǔn)對有機質(zhì)成熟度進行分析[24],如表3所示。

表3 松遼盆地有效烴源巖判識標(biāo)準(zhǔn)Table 3 Identification criteria of effective source rocks in Songliao Basin

2.4.1 鏡質(zhì)體反射率

鏡質(zhì)體反射率不受成分的變化,與有機質(zhì)成熟度間有良好的相關(guān)性,又易精確測定[20],R0隨著熱演化程度的加深而變化明顯,并且埋深越大,其值越大,因此測井上通常利用地球化學(xué)分析值與其對應(yīng)深度建立關(guān)系式間接求取R0[10]。通過圖5分析可得,當(dāng)達到一定深度時鏡質(zhì)體反射率增加不明顯,說明生成烴已排出。

圖5 鏡質(zhì)體反射率R0與深度關(guān)系示意圖Fig.5 Schematic diagramof the relation bet ween vitrinite reflectanceR0andDepth

鏡質(zhì)體反射率R0與深度建立的關(guān)系如下:

式中:Depth為巖心取樣點的深度,m。

2.4.2 最大熱解峰溫

正常情況下,最大熱解峰溫Tmax是儀器記錄裂解烴S2峰值時的溫度。一般求取Tmax時是通過巖心分析的Tmax與深度建立定量關(guān)系,由于S1井和S2井的Tmax與深度無明顯的相關(guān)性,因此利用研究區(qū)S1井和S2井的99塊巖心熱解分析數(shù)據(jù)建立Tmax與TOC之間的關(guān)系,選取其中與Tmax相關(guān)性最高的TOC進行擬合,得到最大熱解峰溫Tmax和總有機碳含量TOC的模型公式(見式(9))及相關(guān)示意圖(如圖6所示)。通過分析可知Tmax與TOC成正比,隨著總有機碳含量TOC的增加最大熱解峰溫Tmax也升高,表示當(dāng)溫度升高時,松遼盆地北部S1井、S2井轉(zhuǎn)化為烴的有機碳含量多,生油條件好。

圖6 最大熱解峰溫Tmax與TOC關(guān)系示意圖Fig.6 Schematic diagramof relation bet weenTOCand maximumpyrolysis peak temperatureTmax

2.5 地化參數(shù)k和ρk的求取

由于干酪根轉(zhuǎn)化系數(shù)k和干酪根密度ρk這2個參數(shù)受到有機質(zhì)類型和成熟度的影響,所以通過確定有機質(zhì)類型和成熟度,對k和ρk進行求取。

利用該區(qū)S1 井和S2 井的測井?dāng)?shù)據(jù)來建立TOC的頻率分布圖,從而分析有機質(zhì)類型。圖7所示為總有機碳含量TOC的頻率分布情況,可以看出,TOC為0.089%～6.772%,平均值為2.608%時,以1%～4%區(qū)間為主,占89.34%,為較好烴源巖[26];通過式(6)～式(7)可以得到IH的主要取值區(qū)間為355.480 0～426.032 5 mg/g,利用式(9)可以計算Tmax的主要取值區(qū)間為428.890 0～447.784 8℃,結(jié)合IH和Tmax的范圍,通過圖3可以看出,S1井和S2井的有機質(zhì)類型為II型。根據(jù)研究區(qū)S1井和S2井的102塊巖心熱解數(shù)據(jù)分析,母質(zhì)類型為Ⅰ型的有14塊,Ⅱ1型的為78塊,Ⅱ2型的為10塊,母質(zhì)類型主要為Ⅱ1型,因此測井分析的結(jié)果與巖心分析的結(jié)果均有很好的一致性。

圖7 總有機碳含量TOC的頻率分布圖Fig.7 Frequency distribution ofTOCof organic carbon content

通過該區(qū)S1井和S2井的測井深度的變化,使用式(8)可以動態(tài)得到S1井和S2井的R0數(shù)據(jù),并建立R0的頻率分布圖,如圖8所示,從而分析有機質(zhì)成熟度?？梢钥闯?鏡質(zhì)體反射率R0為0.880%～1.087%,平均值為0.980%,主要區(qū)間為0.90%～1.07%的占73.75%。依據(jù)表3數(shù)據(jù)可以看出,R0為成熟階段,其源巖開始大量生油。根據(jù)圖5數(shù)據(jù)統(tǒng)計分析,鏡質(zhì)體反射率R0為0.25%～1.27%,平均值為0.72%,主要區(qū)間為0.5%～1.2%的占83.91%,依據(jù)表3數(shù)據(jù)可以看出,R0為低成熟、成熟階段,處于生油早期至生油高峰期,因此測井分析的成熟度與巖心分析的成熟度均有較好的一致性。

圖8 鏡質(zhì)體反射率R0的頻率分布圖Fig.8 Frequency distribution of vitrinite reflectanceR0

綜上所述,該區(qū)S1井和S2井P層組主要為低成熟、成熟階段的II1型有機質(zhì),由表1干酪根轉(zhuǎn)換系數(shù)可以看出,地化參數(shù)k為1.19;根據(jù)S1井和S2井的測井的深度變化,通過式(8)可以動態(tài)得到R0的數(shù)據(jù),結(jié)合R0的數(shù)據(jù),利用表2中Ⅱ型干酪根上下邊界公式得到S1井和S2井的ρk的上下邊界的數(shù)據(jù),使用上下邊界ρk數(shù)據(jù)之和的平均值動態(tài)求取ρk,求取的ρk用于孔隙度解釋模型中,ρk為1.492～1.516 g/c m3,平均為1.5 g/c m3。

3 實例驗證

根據(jù)地化參數(shù)k和ρk的求取,利用核磁共振和密度測井?dāng)?shù)據(jù)來動態(tài)求取核磁共振測井處理的總孔隙度φNMR、核磁共振測井處理的黏土束縛水孔隙度φCBW和密度測井的ρB,進而得到松遼盆地北部S1井和S2井P層組頁巖儲層孔隙度的測井解釋模型;再結(jié)合巖心數(shù)據(jù)和測井?dāng)?shù)據(jù)對松遼盆地北部的S1井和S2井進行處理得到解釋成果圖并進行分析,利用巖心分析資料的實測值驗證計算的有效孔隙度模型的準(zhǔn)確性。

3.1 孔隙度解釋模型

用核磁共振和密度測井?dāng)?shù)據(jù)來動態(tài)求取研究區(qū)S1井和S2井P層組頁巖儲層孔隙度的解釋模型。其中,φNMR為核磁共振測井處理的總孔隙度,φCBW為核磁共振測井處理的黏土束縛水孔隙度,ρB為密度測井值,TOC為總有機碳含量,ρk的值是隨著R0的測井?dāng)?shù)據(jù)變化而獲取的。S1井的計算孔隙度值由S1井的φNMR,φCBW,ρB,TOC對應(yīng)的測井?dāng)?shù)據(jù)和ρk求取的測井?dāng)?shù)據(jù)的變化而計算得到;S2井的計算孔隙度同S1井的計算孔隙度方法一樣。

將式(6)、式(7)代入到式(5),得到孔隙度解釋模型表達式為:

總之,通過測井?dāng)?shù)據(jù)動態(tài)求取地化參數(shù)ρk,TOC及核磁共振測井處理的孔隙度φNMR,φCBW和密度測井ρB,確定了研究區(qū)的頁巖油儲層孔隙度解釋模型。

3.2 實例驗證

利用上述孔隙度解釋模型公式分別得到研究區(qū)S1井和S2井的計算孔隙度,結(jié)合巖心數(shù)據(jù)和測井?dāng)?shù)據(jù)對松遼盆地北部的S1井和S2井進行處理,處理成果如圖9和圖10所示。圖中左數(shù)第5道分別為模型計算的有效孔隙度、核磁共振測井處理的總孔隙度、核磁共振測井處理的黏土束縛水孔隙度和有效孔隙度的巖心實測值。從圖9可以看出,S1井在2 362.18～2 402.49 m時模型效果好,利用模型計算的孔隙度值與巖心孔隙實測值吻和度高,達到模型預(yù)期效果;在2408.48～2422.66 m段時模型效果差,孔隙度計算值大于巖心實測值,因為頁巖儲層內(nèi)部結(jié)構(gòu)復(fù)雜,黃鐵礦、綠泥石等因素影響了孔隙度。從圖10可以看出,S2井在2 069.0～2 131.7 m段時效果較好,但電阻率異常增大,表明此處為成熟烴源巖層或者烴源巖開始成熟并生成烴類流體。

圖9 S1井有效孔隙度計算成果圖Fig.9 Calculation results of effective porosity in Well S1

圖10 S2井有效孔隙度計算成果圖Fig.10 Calculation results of effective porosity in Well S2

對該區(qū)S1井和S2井計算孔隙度與巖心孔隙度數(shù)據(jù)進行分析對比,從圖11可以看出,S1井和S2井的巖心實測孔隙度為0.976%～7.162%,平均值為4.095%,以2.5%～5.5%區(qū)間為主,占78.43%;模型計算的孔隙度為0.825%～8.741%,平均值為4.467%,以2.5%～6.5%區(qū)間為主,占84.31%。S1井和S2井的巖心實測孔隙度和模型計算的孔隙度吻合度較好,從圖9和圖10中也可看出二者的吻合情況。通過誤差分析表明:S1井和S2井的巖心孔隙度實測值與模型計算的孔隙度平均相對誤差為22.26%,小于30%,符合行業(yè)規(guī)定標(biāo)準(zhǔn),說明此模型滿足該研究區(qū)松遼盆地p層組頁巖油儲層孔隙度的要求。

圖11 S1井和S2井的巖心與計算的孔隙度頻率分布圖Fig.11 Coreand calculated porosity frequency distribution of Wells S1 and S2

通過該區(qū)的S1井和S2井P層組頁巖儲層測井?dāng)?shù)據(jù)統(tǒng)計分析,核磁共振測井處理的總孔隙度φNMR為3.278%～19.008%,平均為10.706%,主要集中在7.5%～15.0%的占78.08%;核磁共振測井處理的黏土束縛水孔隙度φCBW為0.228%～13.495%,平均為6.219%,以2%～4%和8%～12%為主,分別占比33.30%和35.46%;經(jīng)過對比分析兩者與巖心實測孔隙度均不吻合。該研究中孔隙度計算模型與巖心數(shù)據(jù)吻合度較好且相對誤差符合行業(yè)規(guī)定標(biāo)準(zhǔn),而核磁共振測井與巖心數(shù)據(jù)不吻合,因此該區(qū)孔隙度計算模型比核磁共振測井計算孔隙度的精度高。

4 結(jié)論

1)研 究 區(qū)S1 井 和S2 井 的TOC為1.5%～3.5%,平均為2.608%;生成烴已排出,R0為0.90%～1.07%,平均為0.98%,生烴母質(zhì)主要為低成熟、成熟階段的II1型有機質(zhì),與巖心分析吻合。

2)通過研究區(qū)頁巖儲層模型計算的孔隙度值與巖心實測值對比:S1井和S2井的巖心實測值為2.5%～5.5%,平均為4.095%;模型計算值為2.5%～6.5%,平均為4.467%,兩者吻合度較好。誤差分析表明:兩者平均相對誤差為22.26%,符合行業(yè)規(guī)定標(biāo)準(zhǔn),說明此模型滿足該研究區(qū)松遼盆地P層組頁巖油儲層孔隙度的要求。

3)研究區(qū)S1井和S2井核磁共振測井處理的φNMR為7.5%～15.0%,平均為10.706%;φCBW為8%～12%,平均為6.219%,經(jīng)對比分析兩者與巖心實測值均不吻合;模型計算值與巖心實測值吻合度較好,與常規(guī)核磁共振測井計算孔隙度相比,孔隙度的解釋模型具有更高的精度,因此使用此模型對陸相頁巖油儲層的孔隙度具有重要意義。