致密砂岩气藏中的综合岩石物理模型

-1-致密砂岩气藏中的综合岩石模型RichardMerkel，SI埃克森国际石油公司(nowwithEnCanaOil&Gas)2006年版权，由岩石物理学会、职业测井分析家协会(SPWLA)、以及提名的作家联合承办。本文即为6月4-7,2006在墨西哥举办第47届年度职业测井资料分析测井研讨会。----------------------------------------------------------------------------------------------------------------------摘要致密砂岩气藏通常在落基山脉中，在储层岩石有复杂的矿物形式、以云母、长石类,及碳酸盐组成。而且页岩通常是一些黏土、伊利石、绿泥石、高岭土、蒙脱石组合物。大多数测井工具实测的信号源于岩石基质，在某种情况下致密砂岩气藏往往是复杂且难以定义的。由核磁共振实测的信号主要来自于流体的主要成分伴随有最小的基质效应。稳健的石油物理模型可由核磁共振方法（针对流体组分）和其他开孔测量结果（针对基质组分）相结合来发展以获得一个可靠的内部模型。为计算含水饱和度，大多数石油物理模型需要已知Rw（孔隙水电阻率）,m（岩石胶结指数）,和n（饱和度指数）值（相当于PHIT,VCLAY,andCEC）。胶结指数(m)和饱和指数(n)的核心测定是非常困难的,在致密砂岩气藏中测定很耗费时间。测定结果如下：1）在不损坏岩石基质的情况下无力清洁和干燥岩心塞。2)渗透率很低,避免了一个分析测量饱和度的过大差距。因为间隔的100%的水在这个储层不常见，Pickett交会图分析得到m和Rw的值往往造成误导。此外,还有相当多的证据显示,地层水矿化度在假定的致密砂岩地层中可以有不同值。利用油田采出水来定义Rw是有问题的,因为产生的气体缩合而形成的低矿化度水使原有的水受到污染。用一个包括核磁共振测井的完整的测井套，m和n指数(在某些情况下,往往可以估计Rw)在储层条件下估计到。例子所示为所需分析的MNR测量结果以及如何使这些结果结合其他钻孔资料来确定空隙饱和度模型相一致。如同任何模型、核磁共振核心数据结果可用于检验和/或增强石油物理模型。引言为了确定原始天然气地质储量采用以饱和度比例为基础的电阻率法，需要众多石油物理储层物性参数。在模拟油藏的压力恢复原态的岩心时，低孔隙度(12%)和渗透率(小于100微达西)的岩石、阿尔奇的胶结指数m,饱和度指数n的获取都是困难而耗时的。在这些泥质-2-砂岩中，清洁、干燥、resaturating岩心与模拟油藏盐水会常常改变m和/或n。大多数致密砂岩气藏要不没有，要不是很贫瘠的潜水面(Sw=100%).因此,利用油田采出水或使用Pickett交会图决定Rw的值是有问题的。由开采的气井中获得的水样本包括来自于产生气中水化的低矿化度水的污染，造成测量水矿化度时的低异常。有关地层水Rw的确定问题被多重因素影响，地层水矿化度在储层的多行地质建造中可以随地层砂岩层而变化。在西部科罗拉多州(Piceance盆地)和西怀俄明州(绿河盆地)的致密砂岩气藏有其矿学复杂性。储层岩石的矿物组合通常包括不同量的长石、云母、方解石、白云岩(尼尔森,2002年)。这种复杂性增加因为这四种主要粘土矿物的存在:蒙皂石粘土、伊利石、绿泥石、高岭石(Pitmanetal.,1989)。在这一复杂的环境中开发石油物理模型是非常困难的。利用一个核磁共振测井（用于测量流体特性和成熟的钻孔测井（用于测定骨架性质）相结合，可为储层开发一个完整的模型。另外,此测井组合使人们有可能在某些情况下,在原位油藏条件确定m（岩石胶结指数）,n（饱和指数）,Rw（孔隙水电阻率）,BVWI(束缚水总体积)。矿物学和测井响应在威廉姆斯的Piceance盆地中的储层砂岩在河流环境中沉积。储层的主要组分是石英。然而,有相当数量的附属矿物如长石、云母、方解石和白云岩。因而，一个简单的致密石油孔隙度模型,仅是一个一级近似值，因为其颗粒密度是高度可变的。黏土矿物成分也是复杂的,包括所有四个主要的土类型。岩相学核心统计数据(Pitmanetal.,1989)指出，黏土的体积分数由伊利石、蒙脱石、绿泥石、高岭石组合而成(最大最小丰富)。测井数据所绘的交会图表明绿泥石含量可能比核心数据所显示的更丰富。对于其中一个井的中子-密度-伽马测井和PE-密度-伽马测井的交会图的研究如图1所示。图1：中子-密度-伽马能谱-伽马在威廉姆斯700英尺处四者空间关系储层性砂岩中的绿泥石存在是有问题的。因为绿泥石的晶体结构中没有钾，它的放射性由相伴生的放射性核素引起，相关的辐射与它的体积有关，也可能不相关。结果,用伽马测-3-井来确定它的体积通常是不可靠的。由于绿泥石是高密度物质、它在储层中的存在将给密度岩石骨架孔隙度计算带来困难,除非有一个基于其体积的可变骨架密度。海绿石也具有其固有的阳离子交换能力，但很弱，比存在砂岩中的电阻率还弱，最重要的是，绿泥石可以在完井作业的流体或是裂缝中和酸发生反应成细屑从而堵塞孔隙降低渗透率。总之，绿泥石难以量化计算,当接触酸时，它使计算的孔隙水饱和度减少、增加了计算的含水饱和度，减少了渗透率。图1还表明,储层砂岩为较低的伽马值但岩石骨架密度大于2.65克/立方厘米,完全是可变的。气体分析系统效果上可以看到最纯的含油砂岩地层孔隙度在8-13间。包含两个含气砂岩层且超过一个间隔的原始侧井图记录如图2所示。三组合数据在图2中显示生产层段可由自然伽马电阻率、自然电位、电阻率法以及密度中子交会法(在砂岩层骨架中)相结合来判定识别。从这个将在以后的分析中用测井法中可以看到的特点之一，是在储层中未被侵入。这并非总是如此,特别是在多沙、多孔/渗透率的砂层，或者部分贫化砂被分割是它将被侵入。图2：三组合数据在威廉姆斯气体砂岩层中测井图这次研究中分析的井包括theMRIL-C+NMRtool（核磁共振成像测井）由哈里波顿提供。由于这个方法调查的浅度（3英寸），测量受井壁冲刷影响很大。在图2b中，这些可以在深度5632英尺到5700英尺处被辨认识别出。因为这个浅层调查可以从电阻率测井中识别间隔极少甚至不受到侵入影响，这在测井分析中很重要，如图2a所示。图2b所示在第3道测井曲线记录是T2的各个分布，稍后将会被详细检测。每个储藏段-4-号码（no）可以通过式子：T2=2^(No+1).转化为代表T2时间(ms)。检查储层组合允许从化学束缚水和气体饱和的体积的有效孔隙度中测定流体组分。图2b的第四测井曲线记录道从总体的孔隙体积上给出了流体分布，很明显在这个图上5690英尺为纯砂岩层，并已接近恒束缚水体积(MBVI)。图2b:在图2a识别出的含气砂岩中的核磁共振测井图读数(MRIL-C+)结合测井曲线确定m和Rw在致密砂岩气藏的落基山脉地区的环境中，100%含水的区域是非常罕见的。结果，使用Pickett交会图或者孔隙水视电祖率分析法来确定地层水矿化度计算量偏低（或是Rw偏高）。同样的，产气井中的采出水也被水化在气中的低矿化度水所污染。这也使得产出水的矿化度低于地层水。在所有的这些例子中，计算的（或是测量的）Rw的高异常转换为含水饱和度模型计算的Sw高值。对于原始天然气地质储量的气藏估计这无疑是个悲观的结论。在这次研究中，上面所提及的核磁共振成像测井在储层断面测量深度大约为3-4英尺。这个深度包括了含油气砂岩地层，一般未被冲洗到（见图2a，2b的井径议测量值）。因为电阻率测井法在测量岩石骨架体积上无法与核磁共振成像测井相比，通过检查电阻测量剖面以及核磁共振成像测井储层分析无法确定泥浆滤液的侵入间隔。后者被证实使用注盐水岩心的T2分布的测量结果。使用高于间隙的深电阻率测量，很少或根本没有明显的侵入，随着仅用充满储层分区的-5-束缚水进行核磁孔隙度计算，可以用Pickett交会图分析Ro（100%水）线。这样可以得出Rw和阿尔奇胶结指数m。这种技术被广泛应用于选取4口井的众多区域，这次研究中被选的井是建立了最小的过滤效果,当电阻率测井被过滤到与MRIL有同样的垂直分辨率。这个方法的一个例子就如图3所示。在正常的Pickett交会图分析中，Ro线是PHIT_Rt数据的下界。然而,如图3所示,使用这种技术，数据的上界被用来定义Ro线,因为NMR孔隙是PHIE而不是PHIT而且大部分的岩石是非拱形的。图3：修正的Pickett交会图使用深电阻率和核磁共振孔隙度法定义Ro线建立Rw和m在应用了此技术的四井中的大量含油气砂岩中，发现水电阻率在垂向和侧向上有差异。这对于m来说是不真实的（曲线的幅值颠倒），其值保持在常数1.85。因为图3使用的仅是充满水的孔隙，饱和线除了100%值之外都是没有意义的。然而一旦Ro线建立，由密度中子测井分析得到的总孔隙度（PHIT）可被Y方向值代替而给出含水饱和度曲线，这是由饱和度指数n所控制。用联合测井法确定n值从致密砂岩气藏中测量阿尔奇饱和度指数n是相当困难而且很容易出错。因为岩石渗透率在毫达西范围内，在模拟储层压力下建立一个平衡饱和度剖面是花费昂贵且很耗时的。而且，另外,在油藏卤水再饱和之前清洗和干燥这些岩心堵塞，经常会改变粘土形态电学性能。-6-许多致密砂岩气藏拥有束缚水饱和率。在Buckles(1965)的出版物中指出，在许多地方储层砂岩中，其矿物学和/或孔隙类型不改变它的束缚水饱和度而它的孔隙度是一个常数。PHI*Swi=BVWI（束缚水总体积）=常数……等式1重组阿尔方程,利用这种关系显示:BVWI^n=Rw/{Rt*PHI^(m-n)}=C’……等式2因此：log(PHI)={1/(n-m)}*log(Rt)+C’’……等式33式表明在Pickett交会图数据中束缚水饱和均应在版图东北角，在一条直线上。这些数据的基本形态显示在Doveton(1994)。3式也显示这些数据的斜率是1/(n-m)，当n=m是为无穷大（或是垂直），如果nm则为负斜率，nm为正斜率。此外，如果这条线迫近Ro线（100%含水饱和度），他们的交点就是束缚水总体积（BVWI）。图4所示即为有关束缚水的Pickett交会图数据。负斜率表明nm,如果m=1.85可计算出为1.72。需要注意的是，与Ro线相交得到一个BVWI=5.1。这提供了一种用核磁共振测井或者半饱和岩心计算BVWI的半独立交会检查法。图4：饱和度指数n的确定和Pickett交会图上的束缚水总体积这项技术的应用显示，正如Buckles（1965年）提出的，束缚水总体积可随着管道类型或是矿物成分的改变而改变。这可能导致一系列的平行线与Ro线有许多不同的交点。然而，-7-不管是改变管道类型或是改变矿物成分，都可导致n的改变，最终改变曲线的斜率。由于内部构造的复杂性以及在致密气藏岩心中n值测量的不准确性，该技术有很多优点。1：它可以在众多的样品深度中测量n值，而不仅仅在单一的岩心中（或者是一定数量岩心的平均值中）。2：它可以在实际储层的温度压力条件下测量n值，而不是在实验储存状况下。3：紧接着测井后可以马上进行分析工作而不用先花数月做岩心分析。4：n的计算有测井曲线的垂向分辨率，它可以被利用到。本次分析的四口井表明，被计算的m值相当一致，其值围绕常数1.85。对n的分析也发现其值围绕常数1.71。储集层的核心数据主要显示n的高测量值。使用高的n值对于经济有非常消极的影响，因为它减少了原始天然气储量。T2储层分区如图2b所示，对储层更精细的划分研究应该做到：1）帮助确定何处数据受到泥浆滤液侵入；2）在岩心处用测井谱比较每个核磁共振谱。虽然岩心T2谱没有显示，但它们与实测井数据是相似的，无侵入，测井数据的侵入间隔是足够的。图5：T2储层的累计分布在未被侵入的储油砂岩中超过4英尺如图5的累计谱图显示在较大孔径时的迅速跌落表明是少侵入除了非常大的孔径（#9），就像打钻到充满气藏的储集层。相比之下，图6所示为测井曲线T2储层分区泥浆滤液侵入砂岩。虽然大孔径表明入侵,但仍然有气藏在砂岩体中，因为所有储层分区的总和比由石油物理模型计算而得的孔