2. 中海石油(中国)有限公司上海分公司, 上海 200030;
3. 中国地质大学(北京), 北京 100083;
4. 西南石油大学, 成都 610500
2. CNOOC China Limited-Shanghai, Shanghai 200030, China;
3. China University of Geosciences, Beijing 100083, China;
4. Southwest Petroleum University(SWPU), Chengdu 610500, China
随着全球油气勘探开发程度的提高,碳酸盐岩裂缝型油气藏已经成为一个重要的勘探开发领域,国内东部地区的大多数油田具有油藏非均质性严重、低渗透、油藏类型复杂等特点,剩余油分布复杂、开发难度加大、采收率降低;西部及西南部的油气资源主要聚集在碳酸岩裂缝性油气藏中.这都表明,我国的碳酸盐岩裂缝性油气藏蕴含着巨大的调整挖潜能力,因此,开展碳酸盐岩裂缝评价技术对我国具有重大的现实意义(柳建华,2001;谭茂金和赵文杰,2006;邓少贵等,2006;高成军等,2007;倪国辉等,2008;邓模和瞿国英,2009;祝靓谊,2009;马海等,2009).
多年的勘探开发实践表明,碳酸盐岩储层与碎屑岩相比研究难度更大,碳酸盐岩储集空间以次生孔隙为主的特点,决定了其储层非均质性更强,受后生成岩改造的影响更大,从而加大了储层评价的难度,因此,碳酸盐岩裂缝性储层测井评价一直是国内外测井解释的难题之一,是测井解释方法研究的前沿课题.鉴于碳酸盐岩裂缝识别的复杂性,碳酸盐岩储集层独有的非均质性和各向异性,国内外许多测井解释、方法研究专家对于碳酸盐岩裂缝识别及评价方面做了大量工作.到目前,还没有形成一套完整的碳酸盐岩裂缝常规测井评价方法,因此,做好裂缝的识别和评价技术的研究是碳酸盐岩储层测井评价的关键(李军等,2004;原宏壮等,2005;季敏等,2005;梁利喜等,2006;高霞和谢庆宾,2007;杨邦伟等,2007;董宁和杨立强,2008;刘晓鹏和胡晓新,2009;张文静,2009).
S潜山油田位于C国东部L省境内.构造上处于X断裂带西侧与L断裂半背斜构造带北沿交汇处,北西以断层为界与A洼陷相邻,东接D、J潜山,构造面积约20 km2.主要目的层为中上元古界碳酸盐岩潜山油藏.
截止目前,该潜山带共完钻各类井56口,钻井揭露的地层自下而上发育有太古界,中上元古界,地层沉积的古地理背景为滨浅海沉积区,区域岩性组合为碳酸盐岩与碎屑交互.
测井解释地质模型是测井解释的基础,无论是定性解释,还是定量解释都必须首先建立与研究地层相适应的测井解释地质模型.作为这样一个模型,一方面必须紧紧依靠对储层地质特征的认识,测井解释地质模型又不同于一般的地质模型,因为它必须是将一般的地质模型转变为能被各种测井信息所识别,并能进一步建立数理模型,计算地层参数的模型,所以需要对一般地质模型进行简化和提炼,方可建成适用的测井解释地质模型(刘春园等,2007;何雨丹和魏春光,2007;龚洪林等,2008;张霞林和关文龙,2009;李浩等,2010a;申本科,2011,2012).
碳酸盐岩类以白云岩为主,其次有灰质白云岩、白云质灰岩、泥云岩等,本区白云岩最鲜明的特征是具有鲜艳的红色(以肉红色、紫红、粉红为主)和高含量的氧化镁.从碳酸盐岩的岩石化学分析可知,部分样品的CaO/MgO为1.42~1.48,为纯白云岩,其余的由于泥质含量较高,为泥质白云岩.
本区的泥质岩在岩心中所见的主要为灰黑色或深灰色的泥岩、白云质泥岩,且常与碳酸盐岩互层或为碳酸盐岩的夹层,在化学成分上与白云岩呈过渡关系.
岩芯观察与试油证实,在较纯的白云岩、含泥白云岩和石英岩中裂缝发育,为储集岩类,白云质泥岩、泥岩裂缝不发育,为非储集岩;根据岩心观察、岩心化验分析、测井常规及成像资料处理解释,宏观裂缝、孔洞与微观孔、缝隙均较发育,为具双重介质的裂缝隙一孔隙型储层.
岩心观察、铸体薄片分析、成像测井资料解释表明,潜山裂缝主要为构造缝,宏观裂缝及微裂缝均比较发育.
1)宏观裂缝
宏观裂缝是指肉眼可观察到的,裂缝开度在0.01 mm以上的裂缝.岩心资料观察,白云岩宏观裂缝均比较发育,多为高角度张开缝,裂缝张开度为0.1~0.2 mm不等,个别裂缝溶蚀后可达4 mm以上,裂缝面延伸较长,切割岩心常见多组裂缝发育呈网状分布,导致岩心破裂成小碎块.声电成像测井解释统计表明,宏观裂缝十分发育,裂缝面倾角主要在40~70度之间,为高角度缝,裂缝开度在0.15~3.75 mm之间,裂缝孔隙度最大可达2%.
2)孔洞
孔洞主要有粒间溶洞及沿缝形成串珠状溶蚀孔洞,直径一般为1~2 mm,最大为5 mm.未见较大的溶洞,钻井过程中尚末发现钻具放空现象.
3)储层微观孔、缝
资料证实,储层微观孔、缝也比较发育,裂缝有构造缝、晶间缝及矿物节理缝,孔隙有碎裂质粒间孔隙、晶间孔隙.电镜分析资料可以反映晶间孔、缝隙的特征,该区元古界储层也发育有晶间孔和晶间缝,分析认为晶间孔和晶间缝也是较重要储集空间.
综上所述,S潜山储层储集空间类型复杂,有缝、洞、孔三类、裂缝主要以宏观构造缝和构造微裂缝为主,晶间缝次之.洞主要以沿裂缝的溶洞和粒间溶洞为主,孤立的溶洞较少.孔隙主要以粒间溶孔为主,晶间孔次之.较发育的宏观裂缝与微观孔、缝结合构成了S潜山复合型储层.
根据对该地区储层地质特征的研究,将其储层分为以下三种类型:
第一,裂缝+孔隙型储层(油层):其孔隙度≥3.5%,其裂缝主要为规模较大的构造裂缝,其次是一些宏观裂缝,它是该区内最好的储层.
第二,微裂缝+孔隙型储层(低产油层):其孔隙度≥3.5%,其裂缝主要为储层微观孔、缝以及孔洞.因微裂缝对裂缝一孔隙型储层常可起到沟通作用,故可大幅度提高单井产量,其储量也较为可观.
第三,裂缝层:其孔隙度小于3.5%,裂缝较发育,基质孔隙度和储层含油饱和度很小,接近零,为裂缝层.
因此,将按这三种类型的储层来建立测井解释地质模型.
这类储层是典型的双重介质模型,因此必须分别建立两类孔隙空间的几何模型及流体模型.
目前国内外所用的裂缝空间模型,均为网状裂缝模型,然而该地区白云岩裂缝系统,除网状裂缝外,也可见到的是单组系裂缝,特别是高角度裂缝组系.这些不同的裂缝系统,不仅影响测井响应,还使储层的原始含油状况、储层的渗透率等物性有很大的差别.因此,无论从实际情况出发,还是从实用价值出发,都必须建立相应的裂缝系统模型.
根据该地区裂缝系统的具体情况,分别建立网状裂缝模型、高角度裂缝模型和低角度裂缝模型(斯麦霍夫,1985;张海娜,2003;王昌雄和徐剑波,2006;赵良孝和补勇,1994;张凤生等,2007;李浩等,2010b;申本科等,2012),见图 1.
岩心分析、铸体薄片分析,白云岩含量都很纯,部分样品的CaO/MgO为1.42~1.48,为纯白云岩,含少量泥质,基本不含其它导电矿物.因此仅对岩块孔隙系统(即除开裂缝系统来讲,其孔隙空间是唯一的导电空间).
对于原始状态下的储层,其裂缝中的流体可基本认为只有两种情况,或全含水,或绝大部分含烃,只有近10%的束缚水附着于裂缝壁上.
对于被井钻穿以后的储层,其裂缝中的流体就基本为泥浆了.这是因为泥浆对裂缝的侵入,一般与对孔隙的滤液性侵入不同,它很少有泥饼形成,使得泥浆要一直侵入下去,直到地层流体因受到压缩而产生的附加弹力与地层压力之和很大,使其侵入深度更大.另一方面,这种“深侵入”的过程很短,因为它不是靠泥饼逐渐形成来终止侵入,而是靠压力平衡来终止.但不同的裂缝系统类型,泥浆侵入的深度和状况是有差别的:泥浆对单组系水平裂缝侵入最深,且基本呈对称形态向四周深侵,致使深双侧向都只能探测到裂缝的侵入区;在单组系垂直的方向上则是对岩块孔隙;泥浆对网状裂缝的侵入,呈对称性的深侵入状态.
岩块孔隙系统的流体分布特征,不仅与岩块本身的性质有关,还在很大程度上取决于裂缝对它的切割状态,因此必须与裂缝模型结合起来讨论岩块系统的流体模型.
1)原始流体模型
对于次生油气藏,从油气运移和聚集的基本理论可知,它是经两次运移而形成.第一次运移是油、气以溶解状态并将水作为载体或气溶解于油,以油为载体,或油气呈游离状态随水由生油层系向储集层系运移.这次运移决定不了储层内流体分布特征,起决定作用的是第二次运移,它是油气在储层内以静水压力、浮力、毛细管力为动力进行的运移和聚集,这一过程主要发生于生油期后的第一次构造运动时期.显然对于纯孔隙型储层来说,油、气将从上到下逐渐取代孔隙中的水,从而形成一个饱和度逐渐变化的、比较均匀的油气藏.但对于既有孔隙,又有裂缝,而且孔隙种类很多的储层来说,第二次油气运移的结果就绝非如此了.这是因为裂缝的渗透率高,毛细管力小,甚至为非毛细管系统,故油气首先取代其中的水,并将其充满.然后,裂缝中油气再向基岩块的孔隙运移,逐渐取代其中的水,取代的程度与下面三个因素有关:
第一,岩块距油(气)水界面的高度:高度越大,压差越大,油气取代孔隙水的能力就越强.
第二,裂缝切割岩块的大小:特别是岩块的垂直高度,岩块越小,垂直高度越小,使压差越小,则油气取代孔隙水的能力就越弱.
第三,岩块孔喉半径大小:孔隙半径越小,油气排替孔隙中水所需的压力越大,也就是说必须在有更大的毛细管压力差才能使油气进入孔隙中水所需的压力越大.
根据以上的分析,可以得出储层原始流体的分布特征:在油气层中,裂缝被油气充满,仅缝壁上有一层束缚水膜;基岩块孔隙中,孔径水于0.1 μm的孔隙充有不同饱和度的油气,因此岩块的含油气饱和度并不一定与其距油(气)水界面以上的高度成正比.
2)泥浆侵入后的流体模型
在井钻穿该类储层以后,由于裂缝和孔隙的渗透率差别很大,使得泥浆对裂缝和基岩块孔隙的侵入呈现完全不同的状态,对裂缝呈“深侵入”状态;对岩块孔隙呈“截割式侵入”状态.现分别讨论如下:
第一,裂缝的“深侵入”状态
泥浆对裂缝侵入,呈“深侵入”状态,这在上面已经讨论,不再赘述.
第二,岩块孔隙的“截割式侵入”状态
泥浆对岩块的侵入的方式取决于裂缝对岩块截割的种类,即水平裂缝的层状截割;垂直裂缝的柱状截割;网状裂缝的立方体截割.
(1)层状截割的侵入方式
泥浆在裂缝水平延伸方向上呈深侵入,泥浆滤液对岩块的侵入呈较均匀的阶梯状,即形成冲刷带、过渡带和原状地层.
(2)柱状截割的侵入方式
高角度裂缝对储层的柱状截割有两种情况,即单组系(单方向)截和多组系截割,故侵入方式也有两种:单组系截割时,泥浆在裂缝径向延伸方向上,呈深侵入;在垂直裂缝方向上是对岩块孔隙的侵入,其状态与层状截割时泥浆滤液对岩块的侵入相同,其侵入深度较浅,因此表现出明显的方向性侵入;多组系截割时,泥浆对裂缝仍然呈深侵入,但它不像单组系裂缝截割时那样深,也不具明显的方向性;对岩块孔隙侵入更是十分微弱,使岩块孔隙中基本保留了原始流体状态,仅在井壁附近的岩块内才被混合液充满.
(3)层状截割和柱状截割时,泥浆对岩块的侵入都呈开启式侵入,使得在岩块中存在一个渐变的侵入带,带中同时存在着泥浆滤液、地层水和油气,且越靠近井壁泥浆滤液含量越多.差别仅在于层状切割时的泥浆侵入是轴对称的,柱状切割时的泥浆侵入一般是非对称的.
(4)立方体截割
泥浆对岩块的侵入呈封闭式侵入状态,在这种侵入状态下,泥浆对裂缝的侵入即快又深,故被裂缝截割的岩块很快就完全被裂缝中的泥浆包围,然后才发生泥浆滤液从四周对岩块孔隙的侵入.显然这种侵入不能将岩块中原有的地层流体驱走,尤其对于含油或水的岩块,因油、水基本为非压缩性的,故不会发生侵入,而对含气的岩块,因气体有较大的压缩性,故可部分侵入,但很快就因压力与气体压缩弹力平衡而终止侵入.对于水层来说虽然岩块中的地层水与裂缝中泥浆发生离子交换,但这种交换很快就会由于扩散电位的形成而终止,所以岩块中还基本保留下原状地层水的性质.总之,在立方体切割时,岩块中基本没有滤液侵入,故能保持其原有的流体状况.
导致白云岩储层与砂泥岩储层测井响应特征明显不同的根本因素在于这些储层是在致密、高电阻率背景岩层上发育了极其复杂的孔隙空间结构,使得它的电阻率值总是处于相对低值的状态,而补偿中子孔隙度、声波时差测井值则有所增高,至于它们降低或升高的程度却极大地受控于储层孔隙空间的类型.
低自然伽玛是这些储层最基本得特征,但应注意其间的泥质,它们会使储层的自然伽玛值增高,可这并不影响储层的好坏.利用自然伽玛能谱测井的铀钾比或铀钍比就很容易鉴别泥质.
潜山地层致密的白云岩电阻率背景值很高,最高可达到2.5万以上,而在储层发育段,由于泥浆滤液的侵入,导致电阻率在高阻背景上明显降低,深浅侧向电阻率一般呈“U”型,即高阻背景下低阻.电阻率在致密岩层高电阻率背景值基础上明显降低,由于深浅侧向电阻率的探测深度不同而形成了幅度差,在油气层处浅探测电阻率低于深探测电阻率,故出现“正差异”特征;在含盐水层处深探测电阻率低于或近似等于浅探测电阻率,故出现“负差异”或基本无差异特征.
补偿中子孔隙度在致密岩层背景值基础上增高.但要排除泥质含量的影响,因为一般泥质造成的中子孔隙度增高比孔隙更为强烈.
声波时差随孔隙度增高而增高,且基本具有线形关系,曲线比较平滑,近似呈“U”形.
当密度仪探测器与井壁上张开裂缝接触时,密度值产生尖锐的低尖,故常使曲线呈距齿状或近似呈“U”形.
井径曲线略有扩径现象.上述曲线特征变化见图 2.
深浅双侧向电阻率将进一步降低,其降低的程度及差异性质除受流体性质影响外,还严重地受到裂缝的张开度、密集程度、产状、径向延伸等裂缝自身特征的控制.研究结果表明,对于以高角度裂缝(倾角在75°以上的裂缝)为主的储层来说,电阻率下降不多,出现正差异,使Rd/Rs大于1,且比值随裂缝倾角、裂缝张开度、裂缝径向延伸度、裂缝纵向穿层长度的增大而增大.反之,对于低角度裂缝(倾角在75°以下的裂缝),电阻率剧烈下降,常呈刺刀尖状,出现负差异,使Rd/Rs小于1,在裂缝倾角为45°时比值最小.
井眼规则时,微侧向测井在裂缝段将发生比双侧向较多的起伏,且在双侧向电阻率背景上来回变化,这与致密岩层段,微侧向测井则基本沿着双侧向曲线变化有明显的区别.
纵波声速对高角度裂缝基本没有响应,但对低角度裂缝可出现局部时差增高,甚至发生跳波.
当密度仪探测器正好与井壁上张开裂缝接触时,密度值产生尖锐的低尖,故常使曲线呈锯齿状,但这应与井壁垮塌时造成的低密度尖要鉴别.
对裂缝响应不敏感,有时造成补偿中子增大,根本原因是裂缝的孔隙度较低.
成像测井系列主要测量了5700测井系列的电阻率扫描成像(STARⅡ)、井周声波成像(CBIL)和斯伦贝谢公司的地层微电阻率成像(FMI).
地层微电阻率扫描成像采用阵列电扣(FMI采用192个电扣,STARⅡ采用144个电扣)和2.5 mm采样间距,测量井壁附近地层电阻率,并将电阻率的变化转换成不同的色度,得到空间分辨率5 mm的沿井壁切片的高清晰度地层岩石及结构图象,在8 in井眼中,图像覆盖率达50%~80%.深色部分反映了相对低电阻率,浅色或亮色反映了高电阻率,一般裂缝或孔洞是显示的是深色部份.根据在成像图上所拾取的裂缝,可以计算裂缝开度、裂缝孔隙度及裂缝产状.
井周声波成像(CBIL)是利用一个旋转的换能器以脉冲回波方式对井眼的整个内壁进行扫描,并记录反射声波的幅度,而回波幅度与岩石声阻抗成正比,声阻抗与岩性、裂缝、层理、孔洞等构造的发育有密切的关系.在成像图上,裂缝及孔隙发育段显示的是深色,致密段显示的是亮色.
张开裂缝在井壁电成像测井图上表现为连续或间断的深色条带,其形状取决于裂缝的产状,垂直缝和水平缝分别为竖直的和水平的条带,斜交缝为正弦波条带状.因成像测井多解性强,目前应以数控测井为基础,并结合具体的地质条件进行分析评价,才能得到满意效果.
在还原条件下,储层中的原油或地下水在裂缝中的循环,可引起铀盐、晶质铀矿(沥青铀矿)的沉淀.所以,可以用自然伽玛能谱测井的铀峰识别裂缝.
例如,S223井3340~3424 m自然伽玛曲线显示为高值为200 API,见图 3.按照常规测井认识为泥岩层,通过该井自然伽马能谱测井认为在3340~3424 m有铀峰存在,铀值在12~30 PPM之间,而钍、钾值均较低,钍、钾值分别为1.53和0.26 PPM,与下面的储层钍、钾的含量一样,而该井段下面的铀的含量较低为2 PPM,因此可以解释为该层段为裂缝性储层.
对于裂缝层来说,深浅双侧向测井电阻率差异将明显受到裂缝产状的影响,其特征类似于上述的裂缝+孔隙性型储层,深浅双侧向测井电阻率下降较大且出现较大的正差异,Rd/Rs大于1.
井眼规则时,其电阻率呈“U”字形降低,有时在其背景上发生锯齿形的起伏变化,且起伏比双侧向曲线更多.
纵波时差在呈“U”字形增高的背景上出现跳跃,特别在对低角度裂缝处还有可能发生跳波.
井眼规则时,密度曲线是在呈“U”字形降低的背景上或出现尖锐的低值尖跳跃,或无任何跳跃进,这完全取决于探测器是否与井壁上的张开裂缝接触,但这应与井壁垮塌时造成的低密度尖相鉴别.
它主要反映岩块孔隙度的高低,对裂缝基本没有响应,原因是裂缝的孔隙度太低.
其特征与裂缝型储层基本相似,且成像测井响应更加明显.
高质量的地层倾角资料通过电导率异常检测(DCA)处理,可以较好地显示裂缝发育段,电导率异常检测是应用地层倾角测井的四条电导率曲线及两条井径曲线,在一定的对比井段内,通过给定门限值即最小电导率异常值来计算各极板的电导率异常.在井眼规则的情况下,对于低角度裂缝,四条电导率曲线上都有异常显示,且异常幅度基本一致.而对于高角度裂缝,不是每个极板都能探测到裂缝,因此只有遇到裂缝的极板才出现电导率异常,对于中间角度的裂缝,四个极板上都会出现一定的电导率异常.
井径曲线常有扩径现象.
要定量计算储层参数,仅有前面已建立的测井解释地质模型是不够的,还必须在此基础上进一步建立计算每种参数相对应的数理模型,即针对不同地质模型而建立的孔隙度、渗透率、饱和度等参数计算的数理模型.
根据岩块孔隙的地质模型,可建立以下的测井响应方程:
(1)中子含氢指数方程为
(2)岩石体积方程为
(3)声波传播时间方程为
其中:Φ—孔隙度%;N—中子孔隙度%;ρmf—泥浆滤液密度 g/cm3;ρh—油气密度 g/cm3;Sxo—冲刷带含水饱和度%;Hw—地层水含氢量;Hh—油气含氢量;Vsh—油气含氢量;ΦNsh—泥质中子孔隙度 %;Vmai—各种矿物骨架体积 %;ΦNmai—各种矿物中子孔隙度 %;ρb—测井体积密度 g/cm3;ρsh—泥岩密度 g/cm3;ρmai—各种矿物骨架密度 g/cm3;ΔTh油气声波时差 us/ft;ΔTmf—流体声波时差 us/ft;ΔTsh—泥岩声波时差us/ft;Tmai—各种矿物声波时差us/ft;K —挖掘校正系数;C—残余油气校正系数;A—冲刷带校正系数;a、b—孔隙度校正系数.(1 ft=25.4 cm)
(3)声波时差曲线为较好的求基质孔隙度的一种方法,即
式中:AC—声波时差测量值;Φ—孔隙度;Tma—岩石骨架的声波时差;Tf—流体的声波时差;Tsh—泥质的声波时差;Sh—泥质含量;a,b—孔隙度校正系数.
泥质含量Sh采用自然伽马(Gr)(在储层中含有放射性铀时用无铀伽玛曲线)来计算,计算公式如下:
其中,Sh—泥质含量;Gr自然伽马测井值;Grmax—自然伽马最大值;Grmin—自然伽马最小值; Gcur—经验系数.
地层的声波时差骨架值的选取对准确确定储层的孔隙度是一个重要的参数,因此准确确定白云岩声波时差骨架值是求准储层的孔隙度的关键.根据D.W.Hilchie建立的常见岩石矿物参数表,白云岩的声波时差骨架值分别为43.5 μs/ft,用此参数根据处理计算白云岩储层孔隙度计算较合理,由上面岩心分析该区的白云岩不同于正常沉积的白云岩,两种岩石经过了变质作用,岩石颗粒接触紧密且大多为晶体,因此该区白云岩声波时差骨架值不应该选取正常沉积的白云岩的声波时差骨架值,在缺少两种岩石声波试验的情况下,经过多次选取不同的两种岩石声波时差骨架值计算储层的孔隙度与岩心分析对比,确定了该区白云岩的声波时差骨架值分别为40 μs/ ft.图 4为白云岩储层的计算的孔隙度与岩心分析的孔隙度对比.
目前孔隙型储层的渗透率都是通过相应的孔渗关系函数,然后由孔隙度计算渗透率,根据该区的孔渗关系回归图版,见图 5,得出其函数的表达式为
裂缝张开度是指在测井仪器的纵向分辩率范围内所有与井壁相切割的裂缝之张开度的总和.目前可根据电阻率测井资料和成像测井资料对裂缝的响应特征来计算裂缝的张开度.
1)双侧向测井法
该方法是由斯仑贝谢测井公司西比特(A.M.Sibbit)等人提出的一套实验关系式,而不是严格的理论公式,它是针对不同的裂缝产状使用不同的实验关系式.
(1)对高角度裂缝张开度计算公式为
式中: Fw—裂缝张开度(微米), Cs—浅侧向电导率(S/m), Cd—深侧向电导率(S/m), Rm—泥浆电阻率.
(2)低角度缝张开度计算公式为
式中:Cb—基块电导率(Ms/m),Cb值可由与解释层邻近的非裂缝性地层读取.
(3)网状缝张开度计算公式
对于网状裂缝的张开度,可分别求出低角度裂缝和高角度裂缝的张开度,然后相加即得.
用双侧向测井资料计算裂缝张开度是一种近似的方法,主要受到裂缝产状和组合特征判断不准的限制.因此该法主要用于单组系裂缝的张开度计算.
2)成像测井法
利用成像测井计算裂缝张开度的近似公式为
式中:A—由裂缝造成的电导率异常面积,Rxo—地层侵入带电阻率,Rm—泥浆电阻率,B=0.863(与仪器有关的常数).
A、Rxo都是基于标定到浅侧向电阻率后的图象计算的,W是单位井段中全部裂缝的平均水动力宽度,即它们的水动力总效应的拟合.
用成像测井资料计算裂缝张开度的最大优点是不受裂缝产状的限制,这是用双侧向井资料所无法比拟的.影响成像测井资料计算结果精度的主要因素是对裂缝的拾取是否正确,所以如何辩别真、假裂缝,区分天然裂缝与诱导裂缝是该项技术的前提和关键.此外必须指出,用成像测井资料计算的裂缝张开度只反映较粗大的裂缝,而对于微细裂缝则不能反映.
从对各种测井孔隙度含义的分析中可看出,电阻率孔隙度对裂缝度最为敏感,所以目前国内外都趋向于用双侧向测井曲线计算裂缝孔隙度.至于原来用ΦN与Φs之差来计算次生孔隙度,并当作裂缝孔隙度,只是一种十分粗略的方法,因此不采用此法.
网状裂缝孔隙度的计算:利用双侧向测井资料可直接计算网状裂缝孔隙度,油层孔隙度公式为
水层公式为
高角度裂缝的径向延伸状况对其有效性评价至关重要,但是要精确计算它们的延伸深度是极其困难的,目前只能用深浅双侧向测井响应来近似估计裂缝的径向延伸情况.
由于浅双侧向测井的径向探测深度为30~50 cm,而深双侧向的径向探测深度都在2~3 m.因此对于径向延伸小于0.5 m的无效高角度裂缝,深浅双侧向都因主要反映基岩的高电阻率,故而呈高电阻率特征,且电阻率差异也不大,其深浅双侧向比值小于5;当裂缝径向延伸在0.5~2 m时,浅侧向就基本只受侵入带影响,而深侧向还将受到基岩电阻率较大的影响,故浅侧向电阻率明显降低,而深侧向电阻率仅略有降低,所以出现大幅度的正差异,其比值可达5~11;对于径向延伸大于2~3 m的有效高角度裂缝,深、浅双侧向都将受到裂缝的影响,使电阻率降低,正差异幅度减小,其比值小于5.
双重介质的饱和度计算模型:当Φf等于零时采用下式计算含水饱和度模型
当Φf不等于零时采用下式计算含水饱和度模型
单一的水平缝或只有一个走向的垂直裂缝都属于此类,其形状相似于板状,故又称之为平板状模型.其渗透率计算公式为
其形状类似于火柴棍,故又称之为火柴棍型.其渗透率计算公式为
又称之为火柴棍型,其渗透率计算公式为
R为裂缝的径向延伸系数,且当裂缝延伸大于2~3 m时,可近似看成无限延伸,则R等于1;当裂缝延伸为0.5~2 m时,称中等延伸,则R等于0.8;当裂缝延伸为0.3~0.5 m时,称作浅延伸,则R等于0.4;当裂缝延伸小于0.3 m时,称极浅延伸,则R等于0.
经S229、S232、S169井试油分析的地层水的性质为钠与钾离子的含量为256~370 mg/l,氯离子的含量为53.8~336.9 mg/l,碳酸氢根离子的含量为595~853 mg/l,水性为NaHCO3,总矿化度为971~1684 mg/l,换算为地层状况下地层水电阻率为1.54~1.87 Ω.
孔隙性储层的有效厚度有较确切的意义,即孔隙度、渗透率、烃饱和度均在有效下限值以上的储层厚度,因此有效厚度的确定就是对各种参数下限值的确定.根据孔隙度与饱和度关系曲线和束缚水饱和度确定有效孔隙度下限值;同时利用渗透率的下限值和由岩心分析资料建立的孔隙度渗透率关系曲线也可求得孔隙度的下限值,两者结果一致.见图 6~图 7.
有裂缝时,由于裂缝对孔隙度贡献很小,但对渗透率却有非常大的贡献,使得即使在孔隙度相当低时,仍有因较大的渗透率而成为有效的储层,所以这时孔隙度不在作为确定有效厚度的一个唯一指标(但它仍然是评价储层能否稳定和储量丰度的重要指标),而主要看渗透率,从图 8裂缝开度统计直方图(a)可以看出,按照裂缝开度,裂缝可以分为三类:裂缝开度在0~400 um的裂缝,从图 8(b)此类裂缝累计占90%;裂缝开度在400~800 um的裂缝,从图 8(b)此类裂缝累计占6%左右;裂缝开度大于800 um的裂缝,从图 8(b)此类裂缝累计占4%.从图 9(b)累计概率图上可以看出裂缝开度等于400 um时曲线的变化率最大,为曲线的拐点,说明裂缝开度等于400 um是裂缝性质变化的临界点.
从图 9可以看出裂缝开度小于400 um,裂缝渗透率小于等于10×10-3 um2时,渗透率较小,对储层的渗透性改善不大,因此定义裂缝开度等于400 um为储层有效厚度的下限值.
经过上述分析,孔隙度下限值取为3.5%,裂缝开度大于400微米.
根据碳酸盐岩储层地质特征的研究,将储层分为三种类型:1)裂缝+孔隙型储层,其孔隙度大于3.5%,其裂缝为规模较大的构造缝,其次是一些宏观裂缝,是碳酸盐岩储层中最好的储层;2)微裂缝+孔隙型储层(低产油层),其孔隙度大于3.5%,其裂缝主要为储层微观孔、缝以及孔洞.3)裂缝层,其孔隙度小于3.5%,裂缝较发育,基质孔隙度和储层含油饱和度很小,接近于零,为裂缝层.
根据以上三种类型的储层建立了测井地质评价模型.该类储层是典型的双重介质模型,因此必须分别建立两类孔隙空间的几何模型及流体模型,分别建立三种储层的空间几何模型和流体分布模型,每种模型又分为裂缝系统和岩块孔隙系统,在此基础上总结各种测井曲线的响应特征,分别给出储层参数计算的数理模型,基质岩块和裂缝孔隙度、渗透率和储层油、气、水饱和度,对裂缝的张开度进行了定量计算,给出了储层有效厚度的划分标准.
致 谢 本文撰写中,在方法研究上得到廖名书教授的指导,在此表示衷心的感谢.
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