翟艇, 潘保芝

(吉林大學地球探測科學與技術(shù)學院, 吉林 長春 130026)

0 引 言

農(nóng)安扶余地區(qū)位于松遼盆地南部,該區(qū)域油頁巖主要發(fā)育于白堊系青山口組一段、嫩江組一段和二段,且集中分布在各段底部[1]。油頁巖均為湖相沉積,油頁巖的產(chǎn)出層位往往與最大湖泛面一致,青山口組和嫩江組的油頁巖中富含固體有機質(zhì),構(gòu)成了松遼盆地主要生油巖系。油頁巖具有高自然伽馬(GR)、高電阻率(Rt)、高聲波時差(AC)、低密度(DEN)的特性[2]。油頁巖的這種特性決定了其與泥巖、砂巖的測井曲線有著明顯的差異。在正常情況下,地層的有機質(zhì)含量越高,其在測井曲線上的異常響應越明顯。因此,油頁巖的大多數(shù)識別方法以此為依據(jù),借助單條或者多條測井曲線進行判別[3]。

目前對于油頁巖含油率的評價主要借鑒烴源巖的評價方法,即首先根據(jù)Δ logR原理計算出油頁巖中的有機碳含量。賀君玲等[1]通過統(tǒng)計分析得出含油率與有機碳含量間的線性關(guān)系,建立了松遼盆地嫩二段油頁巖的測井資料與含油率間的定量統(tǒng)計關(guān)系式。當油頁巖的成熟度較高,即在油頁巖中生成的、呈分散狀態(tài)的石油,當其數(shù)量超過殘余油飽和度時,在巖石微小孔隙中就會存在游離態(tài)的油,因此近年來有學者提出利用油頁巖導電方程計算游離態(tài)油的含油率[4]。此后有學者在此基礎之上,對于成熟度較高的油頁巖進一步提出了計算總含油率的概念,即將含油率分為2部分(即有機質(zhì)在低溫干餾后可以產(chǎn)生的含油率和孔隙中游離態(tài)的含油率)分別進行求取,最后二者相加之和即為油頁巖的總含油率[5]。

本文以吉林省扶余伊家店A井以及農(nóng)安哈拉海B井測井數(shù)據(jù)為基礎,從巖性識別以及總含油率計算2個方面分別進行測井解釋,提出利用曲線幅差法進行油頁巖的巖性識別,并將其結(jié)果與雙參數(shù)交會圖法進行對比,從識別效果看,2種方法都能夠達到準確識別油頁巖的目的。對于A井的油頁巖識別率分別為90.59%和51.18%,幅差法對于B井油頁巖識別率為87.61%。針對2種不同意義下的含油率,通過擬合巖心數(shù)據(jù)與測井曲線之間的關(guān)系,建立簡化的油頁巖四組分體積模型,并借助油頁巖導電方程對有機質(zhì)在低溫干餾后可以產(chǎn)生的含油率以及孔隙中游離態(tài)的含油率,進而求得總含油率。

1 松遼盆地南部油頁巖測井響應特征

油頁巖A井深402 m,錄井資料顯示250 m以上巖性主要為砂巖和泥巖,自然伽馬在泥巖段表現(xiàn)為高值,部分砂巖碎屑由于含有較高的放射性物質(zhì)而表現(xiàn)為較高幅值;在砂巖段表現(xiàn)為低聲波時差、高電阻率。250 m以下主要為泥巖和油頁巖,泥巖的自然伽馬和電阻率曲線幅差與上部相比均有所下降,在350～380 m井段之間分布有一定厚度的油頁巖層,對應自然伽馬、聲波時差以及電阻率測井曲線出現(xiàn)高值。

油頁巖B井深706 m,自然伽馬曲線除出現(xiàn)較薄但幅值很高的峰值以外,在絕大部分井段保持中等數(shù)值;電阻率多在50～230 Ω·m范圍內(nèi)。在240～300 m以及610～680 m井段之間分別分布有嫩江組以及青山口組油頁巖層段。下部青山口組油頁巖比上部嫩江組油頁巖電阻率測井曲線幅值大很多;聲波曲線在青山口組幅值較低,基本在200～280 μs/m之間,嫩江組多在300 μs/m以上。

2 利用曲線幅差法識別油頁巖

根據(jù)油頁巖“三高一低”的測井響應特征,在油頁巖層段上,電阻率、聲波以及自然伽馬測井曲線會出現(xiàn)有別于圍巖的明顯高值,由此當將3條高值曲線中的任意2條進行反向刻度時,在2條曲線之間就會出現(xiàn)一定的幅度差,并且隨著地層中有機質(zhì)的含量升高,幅差值也隨之增加,當增加到一定程度時,就指示該處地層為油頁巖,因此,提出利用曲線幅差法進行油頁巖的巖性識別。

2.1 基本原理

對A井50～380 m井段的GR以及Rt數(shù)據(jù)進行交會,根據(jù)油頁巖、泥巖以及砂巖的巖性特征,在交會圖(見圖1)上找到3種巖性的位置:油頁巖由于高伽馬、高電阻率值而在交會圖的右上方位置;泥巖的GR值低于油頁巖而高于砂巖;砂巖的電阻率值低于油頁巖而大于泥巖,據(jù)此分別找到砂巖及泥巖點的位置。3種巖性確定下來之后,根據(jù)砂巖點(60,83)、泥巖點(102,50)坐標連線確定出砂泥巖線方程

y=130-0.79x

(1)

式中,y為Rt值,Ω·m;x為GR值,API。

圖1 曲線幅差法識別巖性原理圖(油頁巖A井50～380 m)

隨著地層中有機質(zhì)含量的逐漸增加,相應GR以及Rt值逐漸變大,巖性也逐漸由砂泥巖向著油頁巖過渡,在圖1上表現(xiàn)為數(shù)據(jù)點逐漸遠離砂泥巖線并向著油頁巖點靠近。計算不同數(shù)據(jù)點與砂泥巖線之間的距離d,在確定出油頁巖GR、Rt的最小值(GRmin,Rt,min)之后,計算該點(104,66)距離砂泥巖線的距離dmin,并將其作為油頁巖與砂泥巖巖性的分界線,規(guī)定凡是d大于或等于dmin的層段判定為油頁巖。將橫坐標GR的2個端點值(47、108)代入式(1),求取出相應縱坐標Rt的變化范圍(93、2.7)。在解釋圖上,將GR、Rt這2條曲線按照上述求取出來的范圍進行刻度(這里對Rt曲線進行反向刻度),在砂泥巖段曲線幾乎重合或者出現(xiàn)小幅度的曲線差值,而在油頁巖層段上,2條曲線將出現(xiàn)較大的幅度差。

2.2 應用效果分析

對于A井,根據(jù)錄井巖性剖面,將典型巖性所對應厚層的測井曲線進行讀數(shù),制作交會圖(見圖2)。從圖2可以看出,砂巖的電阻率較高,聲波時差以及自然伽馬值較低,泥巖的電阻率較低,聲波時差以及自然伽馬值較高,而油頁巖地層的測井響應符合“三高”的特征,在交會圖上能夠與其他2種巖性明顯的區(qū)別開來。從圖2讀出不同巖性參數(shù)的取值范圍以此進行巖性識別。圖3是2種方法對油頁巖A井的處理效果對比圖。

圖2 油頁巖A井GR-Rt交會圖

圖3 伊家店油頁巖A井(355～379 m)2種方法巖性識別解釋圖

從圖3中可以看到,在GR-Rt曲線幅差較大的地方識別出來的油頁巖與錄井巖性有著很好的吻合度,油頁巖識別率為90.59%;而雙參數(shù)交會圖法對于一定厚度的油頁巖識別效果不佳,油頁巖識別率為51.18%。利用幅差法又對油頁巖B井進行了同樣的處理,獲得了解釋圖4。圖4中,在200～240 m處2條曲線基本重疊在一起,識別結(jié)果為泥巖,與錄井巖性吻合;240 m以下除了251～261 m這段錄井顯示為粉砂質(zhì)泥巖外(泥巖中粉砂質(zhì)成分較高導致GR值偏大),其他部位的油頁巖也都被準確地識別出來,油頁巖識別率為87.61%。

圖4 農(nóng)安油頁巖B井(200～270 m)2種方法巖性識別解釋圖

3 油頁巖總含油率的計算

將油頁巖含油率的求取分為2部分,第1部分依據(jù)ΔlogR原理,即借助實驗室分析出來的含油率、有機碳含量與已知測井數(shù)據(jù)進行擬合,建立起含油率與測井數(shù)據(jù)之間的線性關(guān)系式進而求取出Ta1;對于第2部分游離態(tài)含油率Ta2的求取,首先建立起骨架+泥質(zhì)+有機質(zhì)+孔隙的油頁巖四組分體積模型,并在自然伽馬、聲波時差2條測井曲線基礎之上提出間接求取四組分的方法。將求取出的相關(guān)體積分數(shù)及參數(shù)值輸入到油頁巖導電方程中,獲得Ta2;最后將2部分含油率相加,即獲得油頁巖中總含油率Ta。

3.1 求取有機質(zhì)低溫干餾后的含油率Ta1

根據(jù)ΔlogR原理,TOC與logRt、AC、GR之間呈一定的線性關(guān)系,通過對巖心總有機碳含量(TOC)數(shù)據(jù)與對應的測井數(shù)據(jù)進行回歸擬合可以得到如下關(guān)系

TOC=13.622 logRt+0.137AC+

0.018GR-63.49

(2)

擬合出來的TOC與巖心TOC相關(guān)性很高,對二者進行45 °檢驗,平均相對誤差0.113。

對巖心Ta和TOC進行回歸分析(見圖5),得到二者之間的關(guān)系式

Ta1=0.729TOC+0.058

(3)

圖5 油頁巖A井巖心總有機碳含量與含油率交會圖

將式(2)和式(3)進行合并,得到直接用測井曲線計算含油率的公式

Ta1=16.276 logRt+0.164AC+

0.022GR-78.767

(4)

3.2 求取孔隙中游離態(tài)的含油率Ta2

與一般頁巖相比,油頁巖除了具有骨架、孔隙流體以及泥質(zhì)外,還含有大量的有機質(zhì)?？紤]到缺少相關(guān)測井數(shù)據(jù)無法實現(xiàn)對該模型的求解,因此進一步將模型簡化為骨架+泥質(zhì)+有機質(zhì)+孔隙的油頁巖四組分體積模型。在該地區(qū)沒有進行密度測井,且相關(guān)組分電導率參數(shù)的確定存在一定困難,因此在已有聲波時差、自然伽馬測井曲線的基礎之上提出間接求取四組分體積的方法。首先,將擬合的總有機碳質(zhì)量百分含量轉(zhuǎn)換成有機質(zhì)的體積百分含量[6]

(5)

式中,VTOC為有機質(zhì)體積百分含量,%;ρ為地層密度,g/cm3,由于沒有密度測井曲線,計算時,將實驗室測量巖心體密度值取平均作為地層密度,即ρ=2.2 g/cm3;ρTOC為有機質(zhì)密度,一般取1.1 g/cm3[7],KCH為有機碳轉(zhuǎn)化系數(shù),與成巖作用以及有機質(zhì)類型有關(guān),近似認為轉(zhuǎn)化已完全,即KCH=1。根據(jù)VTOC值去掉原地層中有機質(zhì)的影響,并建立起除有機質(zhì)之外其他3個組分的體積模型

(6)

式中,Vma、Vsh、φ分別為骨架、泥質(zhì)以及孔隙的體積百分含量,%;GRTOC、GRma、GRsh、GRf分別為有機質(zhì)、骨架、泥質(zhì)、孔隙的自然伽馬值,API;ACTOC、ACma、ACsh、ACf分別為有機質(zhì)、骨架、泥質(zhì)、孔隙的聲波時差值,μs/m。泥質(zhì)的相關(guān)參數(shù)通過對泥巖段測井數(shù)據(jù)進行交會得到,有機質(zhì)的參數(shù)經(jīng)過查閱文獻獲得[7],表1列出了相關(guān)參數(shù)的取值。

表1 各個組分的參數(shù)取值

將確定好的參數(shù)輸入到相關(guān)求取體積分數(shù)的程序中進行求解,得到Vma、Vsh、φ值。將Vsh、φ以及其他參數(shù)帶入到油頁巖導電方程(7)中[4],就可以得到孔隙中游離態(tài)油的含油率

(7)

3.3 應用效果分析

圖6 油頁巖A井(350～380 m)綜合解釋圖

圖7 油頁巖B井(610～690 m)綜合解釋圖

將確定的2種含油率相加,即可得到油頁巖總的含油率,即Ta=Ta1+Ta2;再將計算出來的總含油率與巖心含油率進行對比,得到A井350～380 m段的綜合解釋圖(見圖6)。 從圖6可以看到,計算出來的含油率與大部分巖心數(shù)據(jù)都能夠吻合得很好,只是在局部巖心值很高的層段計算值偏低。對計算結(jié)果進行45 °檢驗,計算含油率與巖心數(shù)據(jù)吻合程度較高,平均相對誤差0.245。

用相同的方法對油頁巖B井的含油率進行了計算。需要注意的是,B井由于沒有巖心TOC數(shù)據(jù),求解Ta1時,直接對巖心Ta數(shù)據(jù)與測井數(shù)據(jù)進行擬合,求解TOC時借助A井TOC的擬合關(guān)系式。圖7是油頁巖B井610～690 m段的綜合解釋圖。從圖7中可以看到,計算出來的含油率曲線起伏趨勢與巖心數(shù)據(jù)吻合程度高,與A井相似,在局部巖心含油率很高的點處,計算值偏低。對計算結(jié)果進行45 °檢驗,計算結(jié)果平均相對誤差0.279。

4 結(jié) 論

(1) 通過對測井曲線進行分析,農(nóng)安扶余地區(qū)2口井的油頁巖符合“三高”的測井曲線特征。

(2) 在油頁巖測井響應特征的基礎之上,提出利用曲線幅差法對2口油頁巖井進行巖性識別,識別效果顯示該方法能夠達到準確識別油頁巖的目的,對于A、B井的油頁巖識別率分別為90.59%和87.61%。該方法關(guān)鍵在于確定出砂泥巖線方程,保證在砂泥巖段曲線重疊或幅差較小,但是當砂泥巖中放射性礦物含量較高或是其他原因造成曲線出現(xiàn)高值時,會造成識別結(jié)果的一定誤差。

(3) 將油頁巖體積模型進一步簡化為骨架+泥質(zhì)+有機質(zhì)+孔隙的四組分體積模型,在現(xiàn)有測井數(shù)據(jù)的基礎之上提出間接求取四組分的方法。

(4) 充分考慮到油頁巖中2種不同意義下的含油率,提出將總含油率Ta分成Ta1和Ta2分別進行求取。分別建立A、B井巖心數(shù)據(jù)與測井曲線之間的擬合關(guān)系,其中A井巖心Ta與TOC值之間具有很強的相關(guān)性。從A、B井計算解釋圖來看,總含油率的計算方法能夠在一定程度上準確地計算出油頁巖的含油率,計算出的含油率與巖心含油率之間的平均相對誤差分別為0.245和0.279。值得注意的是,在巖心Ta值很高的某些局部深度上,計算結(jié)果值稍低,這可能是由于相關(guān)參數(shù)的確定存在一定的誤差所造成的。

參考文獻:

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