Research and application of acoustic time difference response characteristics of high temperature and overpressure gas reservoir in Yinggehai Basin

  • Yi-xiong WU , 1 ,
  • Xiang-yang HU 1 ,
  • Juan-zi YI 2 ,
  • Dong YANG 1 ,
  • Yu-nan LIANG 1
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  • 1. Zhanjiang Branch of China National Offshore Oil Corporation Ltd. ,Zhanjiang 524057,China
  • 2. Chongqing Gas Mine,Southwest Oil and Gas Field Company of PetroChina,Chongqing 400707,China

Received date: 2020-07-23

  Revised date: 2020-09-09

  Online published: 2021-03-10

Supported by

The Science and Technology Major Project of China National Offshore Oil Corporation Limited(CNOOC-KJ135ZDXM38ZJ01ZJ)

The Comprehensive Science and Technology Project of China National Offshore Oil Corporation Limited(YXKY-2019-ZJ-01)

Highlights

High temperature and overpressure gas fields such as DFX-1, DFX-2 and LDX-1 have been discovered in Yinggehai Basin in recent years. Due to the high-temperature and overpressure conditions, low-speed mudstone is widely distributed. It is difficult to obtain accurate compaction correction factor (C p) and the mudstone acoustic time (DT sh) in acoustic time difference analysis. The method of evaluating the primary porosity using the Wyllie formula encountered challenges. By analyzing the response characteristics and influencing factors of acoustic wave velocity of mudstone and sandstone in high temperature and overpressure strata, on the basis of clarifying the history of hydrocarbon accumulation, a large-scale statistical chart of formation pressure and gas saturation with C p is established in different regions, which can obtain C p under different pressures and different fluids. By analyzing the relationship between mud distribution in clastic reservoir and the history of accumulation, an accurate method for obtaining DT sh is established, which improved the evaluation accuracy of sonic porosity in high-temperature and overpressured formations, and lays a foundation for subsequent pore structure and classification evaluation. This method has achieved good results in the evaluation of related exploratory wells, and has the value of promotion and application.

Cite this article

Yi-xiong WU , Xiang-yang HU , Juan-zi YI , Dong YANG , Yu-nan LIANG . Research and application of acoustic time difference response characteristics of high temperature and overpressure gas reservoir in Yinggehai Basin[J]. Natural Gas Geoscience, 2021 , 32(2) : 298 -307 . DOI: 10.11764/j.issn.1672-1926.2020.09.007

0 引言

莺歌海盆地勘探发现东方X-1、东方X-2等高温高压气田后,近年来在乐东区的底辟及周缘,以莺歌海组—黄流组地层轴向水道为目标,又新发现了乐东X-1、乐东X-2、乐东X-3等地层温度高达200 ℃,压力系数达2.28的超高温超高压气田,揭示了该区巨大的勘探潜力和开发前景。但目的层储层低孔低渗,碳酸盐矿物广泛分布,局部次生孔隙发育1,提高储层孔隙结构评价精度成为亟需解决的问题。核磁测井仪器由于耐温问题在该区无法测量,考虑到声波在地层传播中遵循费马原理,主要受骨架矿物和原生孔隙度的影响,而中子和密度放射性测井则是原生孔隙和次生孔隙的综合响应2。如能准确获取声波孔隙度和中子、密度孔隙度并进行差值分析,则次生孔隙度、原生孔隙度的评价问题迎刃而解,因此高温高压含气地层的单声波孔隙度评价成为重要研究内容。研究区主要为重力流水道快速沉积,地层声波时差在泥岩和砂岩段表现出不同的响应特征3,需要针对这2种不同岩性地层的声波时差响应特征分别开展研究。

1 高温超压地层泥岩声波时差响应特征与影响因素

从莺歌海、琼东南盆地多井泥岩段声波时差(DT sh)与埋深、压力系数的关系图(图1)可以发现在埋深小于2 000 m时,泥岩声波时差随埋深增加而变小。当埋深大于2 000 m时,随着埋深的增大泥岩声波时差的变化趋势呈现分异的特征。左边红线为正常压实的泥岩声波时差随埋深变化趋势线,右边黑线为高压地层泥岩声波时差随埋深变化的趋势线,高压地层泥岩声波时差偏大、欠压实特征明显,但从LDX-3-A井4 100 m层段附近出现局部泥岩声波时差偏大非常明显,可能存在高压以外的因素影响。
图1 南海北部典型井泥岩声波时差与埋深关系

Fig.1 Relationship between DT sh and buried depth of typical wells in northern South China Sea

相关文献[4]调研表明影响泥岩速度的3个主要因素为:地层有效压力、泥质纯度(黏土矿物含量)、有机质丰度。随着地层有效压力的减小和黏土矿物、有机质含量的增加,泥岩速度都会呈现降低的趋势。图2中LDX-3-A井4 100 m左右深度段的泥岩声波时差明显偏高,甚至较同区同样压力系数的声波时差还高,说明该段泥岩声波除受地层有效压力影响外,还有其他因素影响。结合岩心、岩屑全岩X⁃射线衍射、地球化学实验分析结果可知,该段泥岩的黏土矿物含量较上部泥岩没有较大变化,说明引起该段泥岩声波时差异常的原因可能是有机质丰度较大,利用电阻率和声波时差叠合的ΔLgR方法5也说明了这一点,见图2
图2 LDX-3-A井泥岩声波时差异常段测井响应

Fig.2 The anomalous DT sh Logging map of Well LDX-3-A

2 高温超压地层砂岩声波时差响应特征与影响因素

从砂岩段声波时差(DT)与埋深、地层压力系数及含气性关系图(图3)可以发现随着埋深的增大砂岩储层段声波时差整体呈现变小的趋势,左边红线为正常压实的砂岩声波时差随埋深变化的趋势线,右边黑线为高压地层砂岩声波时差随埋深变化的趋势线,从而可以看出地层压力对声波时差有明显的影响,相同埋深高压地层的声波时差较常压地层明显偏大。而且从DFX-2-B井可以看出当地层含气性越高时声波时差也越大,从LDX-3-A井3 800 m附近层段又发现随着岩石骨架中方解石含量的增加,该段储层的声波时差较正常压实储层偏小。因此可以发现砂岩地层的声波时差影响因素明显较泥岩地层多,需要考察的因素也更多。
图3 南海北部典型井砂岩声波时差与埋深关系

Fig.3 Relationship between DT and buried depth of typical wells in northern South China Sea

影响砂岩速度的主要因素6-10:地层有效压力(上覆地层压力与孔隙压力之差)、温度、含气饱和度、孔隙度等。针对高温高压环境对砂岩段声波时差可能产生的影响,开展了相关的岩石物理声波实验研究。实验设计围压达70 MPa,孔隙压力达50 MPa,温度达150 ℃,岩心样品孔隙度在13%~20%之间。相同岩心不同温压条件下的声波速度实验表明砂岩纵波速度随孔隙压力的增加而减小,随温度的升高也减小,而且孔隙压力对纵波速度的影响程度相对温度更大,具体见图4(a)。相同温压条件下不同岩心的声波速度实验表明砂岩纵波速度随孔隙度的增大而减小,随岩心样品含气饱和度的升高也减小,二者对纵波速度的影响均较大且岩心含气和不含气(纯水)状态测得的声波时差也相差较大,具体见图4(b)。不同孔隙压力条件下不同岩心的纵波速度随着孔隙压力的增大而减小,随着孔隙度的增大也减小,且可以看出孔隙度越大,岩心纵波速度对孔隙压力的变化越敏感。实际测井资料也反映出砂岩段声波时差受地层物性和流体性质的影响明显,这也是利用声波资料进行储层孔隙度评价和流体识别的基础。
图4 不同温压条件下岩心纵波速度实验

Fig.4 Experiment of core velocity under different temperature and pressure

总体来看,高温高压地层泥岩和砂岩的声波时差响应规律比较复杂,受多重因素的共同影响。对较纯净的泥岩来说,泥岩声波时差受到地层有效压力和有机质的影响较明显,但由于本区主要目的层段上覆泥岩有机质的含量比较少,因此本研究重点考察有效压力对纯泥岩的声波时差影响情况,尤其是地层有效压力影响较大;对具体某一气田的主要目的层砂岩来说地层有效压力、地层流体性质和地层孔隙度是影响其声波时差的主要因素。这是后续开展相关影响因素与砂岩、泥岩的声波时差响应规律研究的基础。

3 高温超压气层声波测井孔隙度评价

常规的单声波资料评价储层物性采用较多的是经典Wyllie时间平均公式,最关键的就是地层压实系数和泥质校正参数的确定问题。
ϕ D T = D T - D T m a D T m f - D T m a * 1 C P - V s h * D T s h - D T m a D T m f - D T m a
式中:DT为测井纵波时差值,μs/m;DT sh为泥岩纵波时差值,μs/m;DT ma为砂岩骨架纵波时差值,μs/m;DT mf为地层流体纵波时差值,μs/m; C P为声波时差校正系数,无量纲。
图5(a)展示了声波时差校正系数对单声波资料评价孔隙度结果的影响,单声波时差295 μs/m对应纯砂岩孔隙度为25.6%,随校正系数增大到1.4时孔隙度降低到18.3%,孔隙度相差7.3%,甚至出现储层有效性错判的情况。图5(b)展示泥质校正时差对单声波资料评价孔隙度结果也有较大影响,而且这种影响在泥质含量越高时越明显。
图5 不同压实校正系数和泥岩声波时差值评价孔隙度误差分析

Fig.5 Sonic porosity error analysis of different C p and DT sh

3.1 声波时差校正系数C p的确定

由碎屑岩的沉积、成岩过程及作用机理可知砂岩储层压实程度与超压时间的耦合关系密切相关11-14。地层超压开始时间较早,孔隙流体会承担一定的上覆地层压力,砂岩骨架受到的有效上覆压力则会减小,会对砂岩储层起到一定的保护作用,也称为“超压保护”;如果地层超压是在储层成岩压实作用后期形成,超压对地层孔隙的保护作用则不明显,这主要是因为压实作用造成的储层孔隙减小这一过程是不可逆的。因此在研究地层压力、含气性、地层孔隙度与砂岩声波时差关系时,首先需要厘清该气田的超压演化史,对具有相近超压演化史的高温超压气田进行大数据统计分析结果才可靠。
由前述高温超压储层砂岩纵波速度影响因素分析可知,砂岩纵波速度主要受地层有效压力、含气饱和度、孔隙度等因素影响,需要对纵波速度进行地层有效压力和含气饱和度校正来提高纵波速度评价孔隙度结果的精度。利用同区域高温超压气田探井声波孔隙度与中子—密度孔隙度或岩心孔隙度关系确定单声波孔隙度校正系数,结合测压获得的地层孔隙压力系数,测井评价的地层含气饱和度等资料,统计分析三者之间的对应关系。为减少有效压力和含气饱和度单位不同造成的统计误差,方便对比分析,对地层孔隙压力系数进行归一化处理。选取研究区最高、最低地层孔隙压力系数,采用离差标准化法使地层孔隙压力系数映射到0~1区间内。图6是归一化后的地层孔隙压力系数与含气饱和度的乘积(声波时差影响因子Fs)和声波时差孔隙度校正系数的关系图版,图版明确指示了该高温超压气田群单声波孔隙度校正系数与地层孔隙压力、含气饱和度的定量关系。
图6 南海北部高温高压井声波时差影响因子与声波时差孔隙度校正系数关系

Fig.6 Relationship between Fs and C p of HTHP wells in northern South China Sea

结合超压演化史分析15图7中的LDX-1-B井目的层储层在4.5 Ma时孔隙度降为10%,形成低孔储层,约在3 Ma时开始形成超压(压力系数1.3),即超压在成岩压实作用后期形成,与图6中的相关探井先超压后压实的成藏过程不同。该井地层压力系数达2.28,且该段储层岩心资料证实次生孔隙不发育,通过岩心覆压孔隙度、中子—密度孔隙度刻度后的声波孔隙度校正系数约为1.35,进一步说明图6中的区域规律与不同成藏压实过程的乐东区规律不同。
图7 LDX-1-B井钻井取心段声波孔隙度、中子—密度孔隙度、岩心孔隙度对比

Fig.7 Comparison of acoustic porosity, neutron-density porosity, core porosity of Well LDX-1-B

综上所述,在厘清高温超压气田超压演化史的基础上,可以对具有相近超压演化史的高温高压区域气田进行大数据统计分析,建立区域高温高压气田声波时差校正系数与归一化地层压力系数和含气饱和度的关系,进而可以确定相关气田在不同含气饱和度、不同压力系数条件下的准确声波孔隙度压实校正系数。同时,由于图6中确定的压力、含气饱和度、压实校正系数三者之间的相关性较好,当储层覆压孔隙度、原始声波孔隙度和压力系数已知时,可以利用上述模型进行储层含气饱和度的估算,该方法在钻井取心等电阻率失真层段尤其具有应用价值。

3.2 泥质校正声波时差DT sh确定

由时间平均公式可以看到泥质校正声波时差也对声波孔隙度有一定影响,实际应用过程中一般采用砂岩储层段邻近上覆泥岩的声波时差来代替储层段泥质校正的声波时差。而在莺歌海盆地高温超压地层中泥岩容易出现欠压实的情况,且泥岩声波时差还可能受到黏土矿物含量和有机质含量等因素的影响,由此确定的泥质校正声波时差可能造成最终评价的声波孔隙度误差较大,如图5(b)。
结合碎屑岩沉积成岩作用过程,泥质在砂岩地层中主要是以胶结物、杂基等填隙物的形式出现,分布形式有分散泥质、层状泥质与结构泥质3种16-18。分散泥质是分散地填充在砂岩的孔隙中,不受或较少受到上覆岩层压力,在泥质中含有较多的束缚水,这部分泥质声速可近似地看作与孔隙水声速相等;层状泥质与结构泥质以夹层、颗粒或者结核的形式存在于砂岩中,它们受上覆岩层的压实作用,压实程度不同这部分泥质的校正声波时差也不同。
研究区高温超压地层低速泥岩形成的主要原因是重力流快速堆积,泥岩排水不畅憋压导致,显然正常压实砂岩储层中的泥质部分不存在排水不畅的问题,且分散泥质和结构泥质也是相对的,在有效压力逐渐增大的过程中,分散泥质有可能转化成结构或层状泥质(如图8)。因此针对碎屑岩储层泥质校正声波时差同样需要结合超压演化史分析结果,厘清成岩压实作用与超压演化之间的关系。总体上,储层先超压后压实成岩时可选择邻近低速泥岩声波时差作为泥质校正声波时差值;储层先压实成岩后期高压充注形成超压则需要根据区域声波时差压实趋势线(图1)选择正常压实的泥质声波时差作为泥质校正声波时差值。
图8 碎屑岩储层压实成岩作用过程中泥质分布形式

Fig.8 Schematic diagram of shale distribution form during compaction and diagenesis of clastic reservoirs

4 实例验证与效果分析

已知探井DFX-1-A井,目的层地层压力系数在1.78左右,气层含气饱和度约为50%,含气水层含气饱和度约为22%,由图6中的回归关系可以分别确定该井气层段的声波时差校正系数约为1.4,含气水层段的声波时差校正系数约为1.2,泥质校正声波时差取邻近泥岩声波时差值约为280 μs/m。图9倒数第2道蓝色曲线为校正系数1.2对应的单声波孔隙度,绿色曲线为校正系数1.4对应的单声波孔隙度,由图可以看出气层段和水层段分别采用校正系数1.4和1.2计算的声波孔隙度与中子密度孔隙度对应关系较好,说明上述综合考虑超压演化史和地层压力系数、含气饱和度的方法确定声波校正系数和泥质校正参数的方法是可行的。
图9 DFX-1-A井不同校正系数的声波时差孔隙度与中子密度孔隙度关系

Fig.9 Acoustic porosity processing results of Well DFX-1-A

在高温超高压的乐东X区结合超压演化史和岩心、壁心化验分析数据确定图10中储层的声波时差校正系数在1.1~1.35之间,泥质校正声波时差按正常压实趋势线确定,计算得到超高温高压低孔气层的单声波孔隙度,结合中子、密度评价的总孔隙度,实现该区复杂孔隙结构储层原生孔隙度、次生孔隙度的定量评价,结果显示4 250 m以浅储层次生孔隙不发育,而4 250 m以深储层次生孔隙较发育。在4 258.5 m和4 275.1 m深度测压有效,流度分别为5.3 mD/cP 和6.4 mD/cP,显示地层流动性较好,整体物性好于上部储层段。图11为该井段壁心薄片资料,显示下部层段碳酸盐溶蚀孔隙发育,上部气层段则不发育次生孔隙。
图10 LDX-1-B井声波孔隙度—中子密度孔隙度评价结果对比

Fig.10 Acoustic porosity processing results of Well LDX-1-B

图11 LDX-1-B井壁心铸体薄片

Fig.11 Casting sheets of Well LDX-1-B

该评价结果与测压和壁心薄片分析结果一致。测试结果显示该层段气体组份CO2含量高达70%,分析认为高含CO2气体遇水形成弱碱性流体,对成岩矿物中的碳酸盐矿物有较强的溶蚀作用,对储层物性有一定的改造作用,形成甜点储层,这类次生孔隙发育储层也是后续该区勘探开发的重要方向19-20

5 结论

(1) 莺歌海盆地中深层高温超压地层泥岩和砂岩声波时差响应特征比较复杂。泥岩声波时差除受到较为常见的地层有效压力和泥质纯度影响外,局部还可能受到有机质的影响;砂岩声波时差除了受到上覆地层压实作用影响外,也受到地层超压、含气程度、孔隙度大小的影响。
(2)在碎屑岩地层,利用单声波资料评价高温超压气田储层物性时对声波时差校正系数和泥质校正值的选取首先需要厘清气田超压演化史。在此基础上利用类似演化史的气田区域声波时差校正系数图版和泥质声波时差趋势线获取准确的声波时差校正系数和泥质校正值,可实现高温超压气藏声波孔隙度的精确评价。
(3)文中方法在莺歌海盆地相关高温超压探井储层评价中取得了较好应用效果,为储层次生孔隙识别和评价、储层分类精细研究等工作奠定基础,具有一定推广应用价值。
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