成像测井孔隙度频谱技术与岩心孔隙分析资料对比研究

周彦球, 李晓辉, 范晓敏

(1.吉林大学地球探测科学与技术学院, 吉林 长春 130000; 2.大庆钻探工程公司测井公司, 黑龙江 大庆 163412)

0 引 言

井壁微电阻率扫描成像测井由于分辨率高、覆盖面积大、处理结果形象直观,地质应用的范围不断拓宽。随着油气勘探目的层日趋复杂化,人们对应用成像测井资料的地质解释提出了更高的要求,如精细评价储层孔隙结构与连通状况。然而,在目前技术条件下,成像测井尚无法对地层孔隙进行直接测量。岩心孔隙分析资料(如铸体薄片技术、恒速压汞技术等)能够展示岩石内部孔隙尺度的细节特征,可较好地辅佐微观地质评价。研究二者之间的联系与区别,在生产应用中有一定的实际意义,但目前国内外少见关于这一课题的公开报道。本文结合生产应用实例,综合分析电成像测井孔隙度频谱技术以及岩心铸体薄片与恒速压汞资料,就二者之间对应性的问题开展对比研究。

1 成像测井孔隙度分析

成像测井数据通过电阻率刻度、孔隙度标定等过程,可以转化为孔隙度图像,通过配色处理,可用于对井壁地层剖面孔隙度特征的直观解释。通过使用一定窗长和步长对孔隙度图像进行频率直方图统计,可在剖面上形成孔隙度频谱,从而可直观地观察各深度段不同大小孔隙度的频率分布。在此基础上,进一步使用相应的统计技术,可形成多种孔隙度分布特征曲线,用于对井壁地层剖面的孔隙度分布进行连续的精细评价[1]。

实际应用中,对于某一具体储层常用以下特征参数描述孔隙度分布的非均质性(见图1)。

图1 孔隙度分布部分特征参数示意图

总孔隙度(φT)。经孔隙度标定后由成像测井数据在各深度点计算的总孔隙度,实际是给定深度附近的所有成像计算孔隙度的均值,与常规处理的有效孔隙度接近[1-2]。

孔隙度谱均方差(φVR)。给定深度附近的成像计算孔隙度的均方差,指示谱的离散程度。

局部最大孔隙度(φmax)。给定深度附近的成像计算孔隙度的最大值,为孔隙度谱的右边界,可根据统计学3σ原则[3]截止,在井眼不规则处可作手动截止。

局部最小孔隙度(φmin)。给定深度附近的成像计算孔隙度的最小值,为孔隙度谱的左边界。

主频孔隙度(φPHP)。孔隙度谱主峰所在位置,一般与孔隙度均值接近。

孔隙度变异系数(VKφ)。类似于油藏描述中渗透率变异系数,为井周孔隙度的均方差与孔隙度均值的比值,指示孔隙度的径向非均质性[1]。

主峰右侧宽度(φW)与右侧方差(φV)。孔隙度谱主峰右侧的宽度与方差,表征次生孔隙的发育程度。主峰右侧的谱宽越大、方差越大,则说明次生孔隙在各个层级上均有发育,并可推断其成因类型多样,储层解释的可信度也较高[4]。

原生孔隙度(φR)与次生孔隙度(φS)。实际为由大、小尺寸孔隙分别构成的孔隙度,分别指示基质孔隙度与裂缝、孔洞孔隙度,定义与其地质定义类似但不具成因意义。可使用大律法(OTSU)[5]自动求取最佳分割点,计算原生孔隙度与次生孔隙度的值,亦可根据实际情况进行手动截止。

2 岩心显微图像与恒速压汞技术

2.1 岩心铸体薄片显微图像

岩心铸体薄片技术是通过对储集层岩心进行系统取样、洗油、烘干处理之后,在真空或一定的压力下,把带色物质如五德合金、染色的环氧树脂、红色的有机玻璃单体等灌注入岩样空隙内,待灌注物质固化后,再将岩样定向切制成岩石薄片,放在显微镜下观察。结合数字成像系统,可对岩心薄片代表性视域进行二维数字图像采集,形成铸体薄片显微图像[6-7]。

铸体薄片中带色物质就是孔、缝、喉,代表岩石二维空间的孔隙结构状态。利用岩石孔隙铸体薄片的显微照片所反映出的孔隙形态特征,可揭示出储层岩石的孔隙结构特征。铸体薄片及其显微图像的显著特点是分析目标特征单一、突出,易于识别和选取,为孔隙特征的鉴定提供了便利条件。岩心铸体薄片显微图像使抽象的孔隙度特征变得直观、可视,对客观准确地评价储集层的储集性及渗流能力大有帮助。初步的解释评价是对微观条件下孔隙结构、分布状态及连通性的感性认识[7]。

2.2 恒速压汞技术原理

压汞技术仍是获取储层微观孔、喉特征参数的重要途径。常规压汞只能获得喉道半径及对应喉道控制的孔喉体积分布,无法将孔隙与喉道分开。恒速压汞技术采用高精度泵,以极低的恒定速度(通常为0.000 05 mL/min)向岩样喉道及孔隙内进汞,从而保证进汞过程在准静态下进行。假定在进汞过程中界面张力和接触角保持不变,随着汞进入喉道,毛细管系统压力逐渐升高。在汞突破喉道限制进入孔隙的瞬间,汞在孔隙空间内以极快的速度发生重新分布,压力得以释放,此时整个系统压力同落。因孔隙半径与喉道半径存在数量级的差别,通过检测进汞压力的波动就可以将孔隙与喉道区分开,实现对喉道和孔隙数量与大小的精确测量。恒速压汞技术优于常规压汞技术:①能将喉道和孔隙分开,分别提供孔隙和喉道的毛细管压力曲线;②能准确、直接测量孔隙和喉道的大小及分布;③实验模型中可假设多孔介质由直径大小不同的喉道和孔隙构成,更符合低渗透率、特低渗透率储层小孔细喉或细孔微喉的结构特征[8-9]。

3 对比研究与应用实例

3.1 微电阻率扫描成像测井与岩心孔隙分析资料的比较

微电阻率扫描成像测井通过微电流扫描的方式测量阵列电扣回路中的电流强度,以获取电扣正对着的地层邻域由于岩石结构或电化学上的非均质引起的微电阻率的变化。通过使用上述孔隙度处理技术,转化为孔隙度图像并进一步分析,提取井壁附近地层孔隙度的相关信息。与岩心显微图像技术相比,二者之间既有联系又有区别。

二者在目标体、环境条件、形成原理、分辨率等方面均存在差异,很难将二者所反映的地质特征进行一一对应。岩心显微图像通常能较为直接地反映局部的、细微孔隙级的地质特征,成像测井限于其固有分辨率(约5 mm),无法对单个孔隙尺度的现象进行直接测量。然而,大量的生产实践已经证明,岩心能观察到的显著地质现象通常在成像测井图上都可以找到对应的类似现象;另一方面,虽然成像测井仪器的固有分辨率仅为5 mm左右,但由于它具有很高的灵敏度,实际可以探测到宽度小到几微米或几十微米的地质体(如裂缝)[10],而在图像上的显示尺寸仍为5 mm以上。换言之,虽然成像测井分辨率有限,反映的主要是岩石特征在局部形成的组合效应,但它对高频变化的细微特征都会有所响应。虽然图像显示的地质体的尺寸与其真实大小有所出入,但可以通过有效刻度(对于裂缝宽度的计算,各种系列的成像仪器均有成型的公式[11],有成像测井孔隙度的标定[1])使其接近客观实际。

岩心压汞技术形成的孔隙半径分布直方图反映了储层微观孔隙结构,成像测井孔隙度谱反映孔隙的局部组合效应,二者在研究尺度上有所区别;同时,当岩样具有较强代表性时,成像测井尺度的响应特征也能呈现与之相应的一致性。

如果岩心样本的取样深度是在成像测井的测量范围内,岩样对某一层段的地质特征具有代表性,或微观的地质特征较为普遍而能引起成像测井尺度的显著响应,那么,二者所反映的总体特征就具有可比性,而且应该是大同小异的。这时,求同存异建立起二者之间的联系,就可能取得较好的应用效果。

3.2 某油田孔隙型碳酸盐岩储层中应用实例

某油田K油层组为孔隙型碳酸盐岩储层,在A井对该层位进行了产能测试,上段2 610～2 620 m日产油118 m3、日产气11 250×104m3;下段2 644～2 658 m试油仅见少量气泡。测井数据处理结果及邻井岩心取样分析显示,该层位上下2段储层的孔隙度变化不大,主要在23%～30%之间,但纵向上渗透率的差异却很明显,上段2 610.0～2 630.0 m渗透率总体较好,数值分布在10～100 mD*非法定计量单位,1 mD=0.987×10-3 μm2,下同之间,甚至局部达到1 000 mD,且岩心分析数值点较离散;下段2 630.0～2 656.0 m由上往下渗透率逐渐变差,渗透率分布在1～10 mD之间,甚至局部小于1 mD,且岩心分析数值点较集中(见图2左)。渗透率的差异导致了上下2段储层产能的较大差别,也指示了其孔隙内部结构与分布的差异。

岩心铸体薄片分析显示,该油田K油层组储层岩性主要为生屑-砂屑泥晶灰岩,孔隙类型多样,非均质性很强。通过该井的铸体薄片鉴定发现,K2油层组上段2 610.0～2 630.0 m岩石普遍含较多砂屑或藻类生物碎屑,藻类铸模孔密集、粗大、溶扩,常形成炭渣状的连通,但分布很不均匀,呈斑块状集中;砂屑之间多发育粒间溶孔,孔径大于小颗粒直径,并有颗粒残留,大大增强了粒间的连通性。二者构成大尺寸、连通较好的孔隙。另外,尚有有孔虫、棘屑等生物体腔孔以及其他小尺寸的孔隙类型。大小孔隙各自聚集,形成结构的不均匀,并控制孔隙分布的不均匀。而2 630.0～2 656.0 m段几乎不含砂屑或藻类生物碎屑,生物颗粒细小,密集聚集,孔隙类型相对单一,以有孔虫(抱球虫)体腔孔为主,其次为粒间溶孔和泥晶晶间微孔,孔隙尺寸小而且分布相对均匀,连通性较差(图2右)。可见,孔隙结构、分布的垂向差异导致了储层渗透性的明显变化。

对该井的电成像测井资料进行孔隙度频谱处理,提取K油层组上下2段的孔隙度频谱并分析孔隙非均质性的特征参数(见图3、表1)。上段总孔隙度φT为23.8(%或p.u.,下同),与下段(24.9)接近。原生(小尺寸)孔隙度φR与次生(大尺寸)孔隙度φS差异较大,分别为7.9与14.9,而下段原、次生孔隙度较为接近,分别为13.0与11.9。上段局部最大孔隙度φmax为45.1,局部最小孔隙度φmin为0.09,谱宽范围大于下段(最大40.7,最小0.18)。上段孔隙度变异系数VKφ为0.33,大于下段(0.21);上段主峰位置φPHP为28.0,主峰右侧宽度φW为17.1,右侧方差φV为2.20,与下段相比主峰靠后,且右侧孔隙度较发育(下段分别为26.5、14.2、1.68)。根据谱形特征分析,二者总孔隙度接近,但上段储层孔隙度数据总体更为离散,谱带更宽,主峰左侧拖曳较大,主峰位置更加靠右,且主峰右侧孔隙度也较下段更发育,说明上段储层孔隙类型多样,而且大尺寸的孔隙度更为发育;下段储层孔隙度数据总体较为集中,谱带较窄,主峰左侧拖曳较少,主峰位置与上段相比偏左,且主峰右侧孔隙度不如上段发育。说明下段储层孔隙类型比较单一,各种孔隙尺寸相差较小且分布较均匀。成像测井孔隙度谱所呈现的孔隙结构与分布特征,与上述岩心铸体薄片吻合良好。图2中左边部分为测井曲线及数字处理成果,其中第5道的散点为岩心分析孔隙度,第6道的散点为岩心分析渗透率;图2右边部分别为上、下段代表性的铸体薄片图像。

图2 A井常规测井及数字处理成果与岩心铸体薄片显微图像*非法定计量单位,1 ft=12 in = 0.304 8 m, 下同

图3 A井K油层组成像测井孔隙度频谱处理结果

层段/mϕTϕRϕSϕmaxϕminVKϕϕPHPϕWϕV2640～265023.87.914.945.10.090.3328.017.12.202674～268824.913.011.940.70.180.2126.514.21.68

对K油层组2 608～2 649 m段所取的5块岩心进行恒速压汞实验,获得了孔隙半径的分布图[见图4(a)]。根据岩心取样深度,提取了对应深度附近的成像测井孔隙度谱[见图4(b)]。对比岩心恒速压汞孔隙半径分布与成像测井孔隙度谱发现,5块岩样的孔隙半径分布特征与成像孔隙度谱特征在谱峰的相对位置以及谱形的相对离散程度等方面都比较相似。为获得二者之间的定量关系,进一步对这2种分布(或直方图)的均值、均方差进行回归拟合(见图5)。

以孔隙度谱均值为自变量X,以孔隙半径分布的均值为因变量Y,线性拟合关系式为

Y=1.1151X+86.952

(1)

R=0.660 2

图4 A井恒速压汞测得的孔隙半径分布与对应深度附近的成像测井孔隙度谱对比

图5 孔隙度谱与孔隙半径分布均值、均方差的拟合

以孔隙度谱均方差为自变量X,以孔隙半径分布的均方差为因变量Y,线性拟合关系式为

Y=1.6635X-1.2872

(2)

R=0.895 7

可见,2种分布在相对位置和形态方面都非常接近,通过回归拟合,可以使用成像测井的孔隙度谱估计对应的孔隙半径分布(均值、方差),尤其对于方差(指示离散程度或谱宽)的预测,可以获得很高的符合率,对于储层的精细解释可提供非常有益的参考,同时也证实了成像测井用于微观解释的可行性。

4 结 论

(1) 微电阻率成像测井虽然受限于其固有分辨率,无法对孔隙的内部结构特征进行直接测量,但由于它具有很高的灵敏度,对于大小为几微米或几十微米的细微地质事件也能有所响应,同时也包含了其微观非均质性的信息。岩心显微图像技术通常可以比较直接地揭示岩石内部孔隙级的细微结构,但它往往是局部的、不连续的。成像测井与之相比,虽然无法在细微特征上一一对应,但二者对于相同地质特征的总体反映是相互吻合的。

(2) 岩心压汞实验测得的孔隙半径分布反映了储层微观孔隙结构,成像测井孔隙度谱反映孔隙的局部组合效应,二者在研究尺度上有所区别,在岩样具有较强代表性时,成像测井尺度的响应特征也能呈现与之相应的一致性。实践研究表明,在适当条件下,成像测井的孔隙度谱可用于估算对应的孔隙半径分布,尤其对于后者方差的预测可获得很高的符合率。

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