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Richard Merkel，SI埃克森国际石油公司(now with EnCana Oil & 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

2、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, and CEC）。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

3、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

4、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

5、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(Pitman et al., 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

6、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(Pitman et al., 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

7、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

8、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the MRIL-C+ NMR tool（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）

9、，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

10、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

11、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

12、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

13、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。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:BVWIn = Rw/ Rt*PHI(m-n) = C等式2因此：log(PHI) = 1/(n-

14、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n<m则为负斜率，n>m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n<m,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

15、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，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

16、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

17、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隙度要小。两个值的比例是Sxo为区间。图6：在被侵入砂岩中T2储层的累计分布超过3.5英尺石油物理模型完整的石油物理模型研发的第一个例子是在图2a和2b中的原始测井记录间隔。矿物成分的第一近似是如图7所示在密度中子伽马能谱测井法得到的数据中检测而来。图7：图2a所示的数据做出的密度-中子-伽马能谱交会图空间得到矿物成分的第一逼近值这些交会图显示含气砂岩集中在12pu，白云岩

18、固井，伊利石-海绿石粘土和一个明显的岩石骨架密度为2.66g / cc和2.70g / cc之间的储层。在浅部砂岩层（5675-5695英尺）核磁共振-电阻率法修正了交会图法的数据得到m和Rw值如图8所示。这张图与图3有相同的格式，设定一个相似的m，但不同的Rw值。垂向的孔隙度较高而使曲线在Ro线之上，因为少量的侵入被核磁共振方法识别而深电阻率法未能识别。图8：电阻率-核磁共振孔隙度交会图来定义Ro线和胶结指数m超过这个间隔的n值束缚水饱和度的分析图4中有显示。基于矿物学知识和参数（见图7），一种概率性的石油物理模型可被开发。不是采用一个确定性模型，它是一个基于最小误差（概率性的）矿物的模型。

19、来自于岩相学工作和X射线衍射分析（Pitman et al.,1989）的不好消息，认为储集岩层中含有更多的矿物成分而不是测井油气量。这就为反演创建了一个欠定矩阵。为了解决这个问题,由核磁共振得到的两条曲线(MPHI 和MBVI)作为输入，讲云母化组作为长石类。在分析范围之内的仅有的粘土质矿物为狭小的伊利石和海绿石因为它们能引起明显的测井响应（见图1和图7）。一旦建立了测井矿物矩阵点，矩阵应有反演解，地质记录数据与人工理论合成数据残差需达到最小化。利用概率而非确定性模型的另一优点,就是前者提供误差分析，可以记录任何模型的不稳定性。利用这些不同的输入参数，在威廉斯区针对这个间隔的石油物理模型形成

20、了，如图9所示。在这个图中，记录道1显示的是矿物成分，记录道3显示的是孔隙度和流体体积，记录道4所示为含水饱和度。图9：在威廉姆斯区以上的石油物理模型，合成了图2a, 2b, 4, 7,和 8的数据带岩心的石油物理模型模型开发的第二个例子在Piceance盆地包括在标准形式下由孔隙度和磁导率分析而得的岩心数据，还包括完全饱和束缚水条件下核磁共振谱岩心数据。虽然核磁共振岩心数据未发表，但他们建立的T2切断了束缚水的制约也为束缚水总体积的确定创造条件。这个例子取自于威廉姆斯区低部的白垩纪地层，输入裸眼井中数据如图10所示。图10：威廉姆斯区低部超过一个含气砂岩层的裸眼测井图在间隔区的密度、中子PE

21、、自然伽马测井交会图，如图11所示，有一个与第一例相似的矿物共生组合，但绝非煤的附加物。图11：图10中数据的密度中子-伽马能谱分区图在含气砂岩中使用修正的尖桩版图确定Rw，m，n值，,如前所述,在图12。值得注意的是,大部分的数据在这个区间要么是没有束缚水饱和度、或在这个区间有矿物学/储层孔隙类型变化。如图10测井曲线所示以上情况都是可能的。然而,可以通过在版图的东北角选择数据来确定n值。图12：电阻率-NMR和电阻率-PHIT交会图确定Rw, m, n, 和BVWI这段储层的概率石油物理模型如图13显示。图中还包括岩心孔隙度（黑点）以及岩心油样（蓝点）的水饱和度。图12表明要么含油砂岩束缚

22、水不饱和，或者Buckles数随着矿物学变更或孔隙类型的变化而改变。图13的饱和度数据表明,测井曲线记录道1的矿物成分改变，可能变化的原因与Buckles数量有关，而砂岩很有可能受束缚。图13：气藏砂岩的石油物理模型在威廉姆斯区低部，显示有岩心孔隙度和束缚水饱和度图12所示的版图给出了一个在5到6 pu间的外推束缚水总体积。作为一个模型交叉检验或说冗余检验，由核磁共振测井计算而得的束缚水体积直方图如图14所示。尽管有散落在低端孔隙度的点,可以看出,在这一数字中,大量的数据是介于5和6 pu的。图14：在含气砂岩中计算束缚水体积的核磁共振直方图分 析核磁共振技术的众多应用之一是对渗透率的估测。各

23、种核磁共振模型利用的是孔径大小分布和/或测量束缚水饱和度。为论证在威廉姆斯区地层水这一技术是如何有效，图15显示岩心实测渗透率和束缚水饱和度之间的关系。当核磁共振孔径分布是作为第二独立变量时这些类型的关系通常变得更精确。当前主要的核磁共振成像测井工具在T2域激活了3个低于3ms的时窗，在粘土束缚水区域。这提供了一种直接测量粘土束缚水体积方法，可在这个石油物理模型中作为约束条件对粘土计算(或直接计算CEC)。在绿河盆地的Lance地层中的最近的研究证实了这个使用价值,且进一步增强其在致密砂岩气藏中的石油物理模型使用。图15：威廉姆斯区岩心渗透率-束缚水饱和度关系罗伯特阿奎莱拉(1990)写了一篇

24、论文讨论核测井资料与电阻率数据相结合的可能性，因为其都是仅受纯储层孔隙流体的影响。不幸的是,他的工作完成于井下核磁共振技术发展之前,由NUMAR采用于各种服务的公司。因此,在今天已经为常规的各种精密的核磁共振谱测量至今也没提供给他。然而,从历史发展的角度看,他的工作是需要被重视的。结 论 将核磁共振与其他裸眼井测量相结合可以在致密砂岩气藏中确定Rw, m, n, 和BVWI，一些(或所有的)这些参数在岩屑、核心或是井测试的储藏条件下很难定义。 许多石油物理模型参数相互关联,在整体模型中可以用于交互检测。 岩心数据极大帮助确定模型参数以及计算的可靠性。 概率石油物理模型允许包含的核磁共振数据反演

25、解，给出误差分析,同时鉴定模型的稳定性致 谢特别感谢威廉姆斯提供的测井资料数据，以及国际单位组织提供时间予以做充分的分析和研究。参考文献Aguilera, R., 1990, A New Approach for Analysis of the Nuclear Magnetic Log Resistivity LogCombination: The Journal of Canadian Petroleum Technology, January-February 1990, Vol 29, No 1, pp67-71Buckles, R.S., 1965, Correlating and Averaging Connate Water Saturation Data: The Journal of Canadian Petroleum Tech