陆相页岩油储层可动油含量测井评价方法
——以苏北盆地古近系阜宁组二段页岩油为例
Well-log-based assessment of movable oil content in lacustrine shale oil reservoirs: A case study of the 2nd member of the Paleogene Funing Formation, Subei Basin
通讯作者: 邹友龙(1988—),男,博士、副研究员,岩石物理与测井数据处理及解释方法。E-mail:zouyl.syky@sinopec.com。
编辑: 董奕含
收稿日期: 2024-01-30 修回日期: 2024-05-30
Received: 2024-01-30 Revised: 2024-05-30
第一作者简介 About authors
李军(1967—),男,教授,测井资料解释与评价。E-mail:
近年来中国东部陆相盆地页岩油勘探开发取得重大进展,但制约页岩油产能评价的关键因素是油可动性。研究苏北盆地页岩油提出了二维核磁共振法和常规测井法2种测井评价页岩可动油含量的方法。建立了二维核磁共振测量纵向弛豫时间(T1)-横向弛豫时间(T2)可动油识别图版,评价吸附油及束缚水等流体类型,通过游离烃含量(S1)与沉积环境、沉积构造的关系及测井响应的关联性,分析常规测井电阻率及声波时差对游离烃含量、有机质含量响应灵敏度,建立了游离烃含量测井定量评价模型。提出了测井资料评价游离烃含量的方法,计算可动油饱和度及含油量。咸化环境和纹层状构造有利于有机质成烃和运移,游离烃含量高。
关键词:
Recent years have witnessed significant progress in the exploration and exploitation of shale oil in continental basins in East China. However, the assessment of shale oil productivity is largely hindered by the evaluation of oil mobility. By investigating the shale oil in the Subei Basin, we propose two well-log-based methods for assessing the movable oil content in shales: the two-dimensional nuclear magnetic resonance (2D NMR) method and the conventional logging. An identification plot for movable oil is thereby established using the 2D NMR-derived longitudinal and transverse relaxation time (T1 and T2, respectively), acting to assess fluid types like adsorbed oil and irreducible water. By exploring the relationships of free hydrocarbon content (S1) with sedimentary environments and structures, along with the correlation between S1 and logging responses, we analyze the response sensitivities of conventional well-log-derived resistivity and sonic interval transit time to S1 and organic matter content, and establish a well-log-based quantitative assessment model for S1. Furthermore, a method for assessing S1 using log data is developed to calculate both movable oil saturation and oil content. The results reveal that saline environments and lamellar structures promote hydrocarbon generation and migration from organic matter, resulting in high S1.
Keywords:
本文引用格式
李军, 邹友龙, 路菁.
LI Jun, ZOU Youlong, LU Jing.
地质上通常采用热解法和驱替实验法定量评价可动油含量,而在区域评价和甜点选层评价中则采用综合分析方法定性评价页岩油可动性。分步热解法确定可动油含量是产业界主流方法,已广泛应用于页岩油评价中。赋存于页岩大孔隙和微裂缝内的游离油相对于矿物、干酪根表面及微孔隙壁的吸附油,分子量较小,容易热释出来。通过设置不同温阶分步热解,区分不同吸附油、游离油等不同赋存状态石油,进而定量评价可动油含量[11-15]。蒋启贵等认为200 ℃以下热释烃为轻质油组分,为现实的可动油含量(S1-1);200 ~ 350 ℃热释烃为轻-中质油组分,为最大可能可动油含量(S1-2);350 ~ 450 ℃热释烃为重烃、沥青和胶质等,为吸附油;450 ~ 600 ℃热释烃为干酪根再生烃,为剩余生烃潜力。S1-1与S1-2之和为可动油含量S1(单位质量页岩中的轻质油含量,mg/g)[11]。生产中采用含油饱和度指数表征页岩油可动性[9]。实验室内采用离心驱替实验或者离心-核磁共振实验确定页岩孔隙中游离油比例和可动油流动最小孔径[16]。
影响页岩油可动性的地质因素主要包括孔隙结构、页岩组分和流体本身性质(流体组分、密度、黏度等)。在地质选区选层评价中,将这些因素归结为沉积相、烃源岩性质和成熟度等宏观地质要素,综合这些宏观地质要素对可动油进行定性分类评价[16]。
岩石核磁共振测量是一种无损测量技术,可以反复对岩石进行多方式扫描测量而不破坏样品,而且既可以在地面测量也可以在井下测量。核磁共振测定岩石孔隙中氢核磁弛豫特征,通过标定和反演计算确定页岩总孔隙度、有效孔隙度和可动及束缚孔隙度。一般利用一维核磁共振技术确定页岩孔隙度和孔隙结构,利用二维核磁共振确定孔隙中各种流体性质及其含量,如束缚油含量、可动油及束缚水含量[19-23]。从技术上讲,目前只有核磁共振技术能够实现可动油的直接测量和评价,是页岩油评价的有力手段,并且正在行业界初步推广应用。但是页岩油类型多、非均质性强、孔隙结构复杂等客观地质条件,以及人们对页岩油认识差异和实验手段限制,目前利用二维核磁定量评价页岩油模型、确定流体界限值和计算方法等尚无统一标准,各种方法还在不断完善中。
针对东部苏北盆地古近系阜宁组二段(阜二段)页岩油,基于行业内通用温阶分步热解技术,确定可动油和吸附油含量,利用常规测井和二维核磁共振测井定量评价可动油方法,在实践中应用,助力页岩油资源评价和高效勘探开发。
1 二维核磁可动油定量评价
1.1 二维核磁页岩油识别模板
页岩储层岩性矿物组分、孔隙结构和流体组分复杂,导致常规测井流体识别难,而核磁测量孔隙中流体的氢核信号,几乎不受岩石骨架影响,在流体评价方面具有特殊优势。二维核磁同时测量孔隙中流体的横向弛豫时间(T2)和纵向弛豫时间(T1)性质获得二维T1-T2谱。由于不同流体的T1和T2性质具有一定差异,因此根据流体在二维谱上的分布位置可以相对有效地对页岩储层流体进行识别和定量评价。各流体组分含量的计算可采用截止值方法,利用T1、T2和T1/T2截止值,将二维T1-T2谱划分为若干区域分别对应不同的流体,对每个区域内的核磁孔隙度累加即为该流体组分对应的孔隙度。目前,大多数学者只给定了页岩储层中各流体组分在二维核磁T1-T2谱上的相对位置分布,如图1所示[19]。实际应用中,针对不同研究区,需采用不同的截止值参数。
图1
采用岩心实验刻度截止值参数可提高各流体组分定量评价的精度。与常规储层不同,页岩油储层的流体组分更为复杂,可将孔隙中的流体分为6种类型:干酪根沥青质等、黏土束缚水、毛管束缚水、可动水、束缚油与可动油[19]。针对页岩油储层,设计实施了岩心核磁共振与多温热解并行实验(实验方案如图2所示),确定各流体组分在二维T1-T2谱上的响应特征及其截止值参数。多温热解实验采用蒋启贵等实验方案[11-12],改进现有Rock-Eval 6热解和热解色谱方法,结合样品溶剂抽提前、后热解对比实验和不同类型样品的综合分析,建立不同赋存状态页岩油热释法:在200 ℃恒温1 min测试S1-1,然后以25 ℃/min升温至350℃,并恒温1 min测试S1-2,再以25 ℃/min升温至450 ℃,并恒温1 min测试S2-1,最后再以25 ℃/min升温至600 ℃,测试S2-2。结合色谱-质谱分析等分子化学分析手段,实现不同赋存状态页岩油定量表征。基于该方案,本文利用热解确定不同赋存状态烃组分时,采用的温阶分别为200,350,450和600 ℃。
图2
图2
岩心样品核磁共振与多温热解并行实验方案
Fig.2
A parallel experiment scheme for the NMR measurement and programmed pyrolysis of cores
实验过程同步测量升温热解过程中岩心不同赋存状态烃组分的二维核磁T1-T2谱的谱峰分布位置与幅度变化,测量结果如图3所示,干酪根(S2-2)主要位于T2<0.6 ms,T1/T2>10区域;黏土束缚水主要位于T2<0.6 ms,T1/T2≤10区域;毛管束缚水主要位于0.6 ms≤T2<2.5 ms,T1/T2<5区域;可动水主要位于T2≥2.5 ms,T1/T2<2区域;束缚油(S2-1)主要位于0.6 ms≤T2<2.5 ms,T1/T2≥5区域;可动油(S1-1+S1-2)主要位于T2≥2.5 ms,T1/T2≥2区域。
图3
图3
岩心样品升温热解过程中不同阶段的二维核磁测量结果
a. 柱塞样原始状态;b. 自吸饱和油;c. 500 psi加压饱和油;d. 1 000 psi加压饱和油;e. 2 000 psi加压饱和油;f. 碎样原始状态;g. 碎样加热至200 ℃;h. 碎样加热至350 ℃;i. 碎样加热至450 ℃;j. 碎样加热至600 ℃
Fig.3
2D NMR measurements of cores at different stages during pyrolysis processes at rising temperatures
针对阜二段页岩油储层,通过岩心不同升温热解过程中的二维核磁测量结果与现场实践,最终确定如图4所示的二维核磁流体识别与定量评价图版。
图4
图4
苏北盆地阜二段二维核磁T1-T2谱页岩油和孔隙流体识别与定量评价图版
Fig.4
2D NMR T1-T2 spectrum-based identification and quantitative assessment chart board for pore fluids in shale oil reservoirs in the 2nd member of the Funing Formation (Fu 2 Member) in the Subei Basin, East China
1.2 评价模型
根据图4所示定量评价图版,先采用采用截止值方法计算各流体组分体积及可动油饱和度,具体公式如下:
式中:CBW为黏土束缚水孔隙度,%; BVI为毛管束缚水孔隙度,%;VFW为可动水孔隙度,%;VBK为干酪根体积,%;VBO为束缚油孔隙度,%;VFO为可动油孔隙度,%;PHIT为总孔隙度,%;SMO为可动油饱和度,%;
最后,根据可动油饱和度计算可动油含量公式如下:
式中:
2 常规测井可动油定量评价
结合沉积环境和沉积构造分析可动油含量的主要地质影响因素,并与测井数据关联,依据岩心冷冻热解实验得到的S1、总有机碳含量(TOC),作S1与TOC交会图,建立可动油含量定量评价方法。
2.1 沉积环境影响
图5
图5
苏北盆地阜二段咸水-淡水湖盆沉积页岩S1-TOC关系
Fig.5
S1 vs. TOC for shales deposited in saline to freshwater lacustrine of the Fu 2 Member in the Subei Basin, East China
随着湖盆向淡水沉积演化,斜率不断降低,到阜二段四亚段微咸水湖盆沉积阶段,斜率为1.00左右;五亚段淡水湖盆沉积阶段,斜率为0.66,远小于1.00。表明在相同有机含量和演化程度条件下,可动油含量降低,页岩油可动性变差。特别是三亚段正好处在咸水-淡水过渡沉积阶段,由此造成点群分布在咸水、淡水区带,既覆盖一亚段和二亚段咸水区带,也覆盖四亚段和五亚段微咸水和淡水区带(图5)。因此沉积环境的变化(尤其是盐度的变化)导致S1-TOC关系复杂化。
2.2 沉积构造影响
相同沉积环境和演化程度条件下,沉积构造对可动油含量也有较大影响。苏北盆地阜二段灰云质、云灰质页岩及泥岩沉积构造宏观上可分为3类:纹层状(纹层厚度<1 cm)、层状(单层厚度1 ~ 10 cm)和块状(单层厚度>10 cm)。通过岩心刻度成像测井,在成像测井上分为强层状、弱层状和块状3种类型,分别对应纹层状、层状和块状沉积构造。
图6
图6
苏北盆地阜二段二亚段页岩S1-TOC分布(a)与沉积构造关系(b)
Fig.6
S1 vs. TOC (a) and its relationship with sedimentary structures (b) for the 2nd submember of the Fu 2 Member in the Subei Basin
图7
图7
苏北盆地阜二段三亚段页岩S1-TOC分布(a)与沉积构造关系(b)
Fig.7
S1 vs. TOC (a) and its relationship with sedimentary structures (b) for the 3rd submember of the Fu 2 Member in the Subei Basin
2.3 可动油定量评价模型
S1与TOC呈现高线性相关性,但受沉积环境、沉积构造和成熟度等地质因素影响,相关系数和斜率发生变化。电阻率与声波时差是评价TOC的敏感信息,电阻率相对变化幅度是影响S1-TOC斜率的敏感信息。将这些敏感测井信息关联,并通过特设系数调整沉积环境、沉积构造对S1-TOC斜率的影响。推导可动油定量评价模型如下:
式中:
3 评价效果及应用
3.1 评价效果
利用上述方法对苏北盆地阜二段页岩可动油含量进行定量评价。图8展示了某井分别采用二维核磁共振和常规测井评价得出的可动油含量,以及与冷冻岩心热解可动油含量的对比,可以看出核磁共振可动油含量、常规测井评价的可动油含量与冷冻岩心分析结果基本吻合,变化趋势是一致的,表明应用上述方法定量评价可动油是可行的。
图8
图8
苏北盆地阜二段页岩二维核磁、常规测井计算可动油含量与冷冻岩心测试结果对比
Fig.8
Comparison of movable oil content calculated based on 2D NMR and conventional logs with that measured via pyrolysis of frozen cores for shales in the Fu 2 Member in the Subei Basin
苏北盆地阜二段范围内大多数井只有常规测井资料,没有二维核磁共振测井资料,可借助电阻率、声波时差等测井资料,计算可动烃含量(S1)及含油饱和度指数(OSI),实现区域范围内页岩可动油定量评价,在此基础上进行分级评价(图9)。
图9
图9
苏北盆地阜二段陆相页岩可动油含量测井定量评价成果
Fig.9
Well-log-based quantitative assessment results for movable oil content in lacustrine shales of the Fu 2 Member in the Subei Basin
3.2 选层评价中的应用
A井位于苏北盆地海安凹陷,是一口页岩油风险探井,目的层段为阜二段,常规取心长度为217.3 m。在井场直接对全直径岩心实施快速、高精度的二维核磁共振测量,并对测量结果实时解释。图10所示为该井井场全直径岩心高精度核磁测量解释成果图。取心井段总体有效孔隙度及含油性较差,以束缚油为主,局部段发育较好页岩油。根据测井定性分析和定量评价结果,建立海安凹陷阜二段页岩油分类评价标准(表1),对储层进行分级评价,主要分为3类。一类:可动孔隙度大于1.0 %,且可动孔隙度/有效孔隙度比大于20.0 %;二类:可动孔隙度大于0.5 %、小于1.0 %且可动孔隙度/有效孔隙度比大于10.0 %,或可动孔隙度大于1.0 %且可动孔隙度/有效孔隙度比大于10.0 %、小于20.0 %;三类:可动孔隙度小于0.5 %,或可动孔隙度/有效孔隙度比小于10.0 %。根据评价结果,阜二段二亚段2,3,4,5小层为最优甜点区,以此作为水平井靶窗和压裂甜点区(图11),进行水平井钻井和压裂,获高产工业油流。可动性评价结果助力勘探取得重大突破。
图10
图10
A井全直径岩心高精度核磁测量解释成果
Fig.10
Interpretation of high-precision NMR measurements of full-diameter cores from well A
表1 苏北盆地海安凹陷阜二段页岩油储层分类评价标准
Table 1
储层 类别 | 岩相 | 定性分析 | 定量分析 | |||||
---|---|---|---|---|---|---|---|---|
岩性 | 沉积构造 | RT/(Ω·m) | AC & RT重叠法 | VFO/% | SMO/% | S1/(mg/g) | OSI/(mg/g) | |
一类 | 含灰云质页岩、灰云质页岩、灰质页岩 | 纹层状 | >10.0 | 差异幅度中等-大 | >1.0 | >20 | >2 | >200 |
二类 | 含灰云质页岩、灰云质页岩 | 纹层状、层状 | 6.5 ~ 10.0 | 差异幅度中等-小 | >0.5 | >10 | 1 ~ 2 | 100 ~ 200 |
三类 | 块状泥岩、云质泥岩、灰云质页岩 | 块状、层状 | <6.5 | 无差异或差异大(异常低电阻率) | <0.5 | <10 | <1 | <100 |
图11
图11
二维核磁共振可动油饱和度评价结果及水平井靶窗选择
Fig.11
2D NMR-based assessment results of movable oil saturation and selected landing zones for horizontal wells
4 结论
1) 页岩油可动性评价是页岩油测井评价的核心内容,但目前尚无统一适用的评价方法和模型。页岩油为低孔、超低渗透率储集层,孔隙中无自由水,二维核磁共振技术对于页岩油评价有天然优势,是评价页岩油物性、含油性及可动性的有效手段。二维核磁共振技术既可以地面测量,也可以井下测量,可以获得页岩中总孔隙度、有效孔隙度、游离油、吸附油和束缚水含量。便携式井场地面二维核磁测量可以有效消除流体散失对测量结果的影响。
2) 在明确影响游离烃含量地质因素的基础上,借助敏感测井信息构建游离烃含量测井评价模型,实现基于常规测井资料的页岩油可动性定量评价。
3) 在研究区范围内,可利用自然电位、电阻率和声波时差等曲线重叠交会从而定性分析页岩含油性,再依据可动油定量评价结果进行分级评价,为压裂选层和高效开发方案设计提供依据。
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