勝北地區復雜微觀結構儲層巖電關系及含油飽和度主控因素分析

2015-02-20 00:33:42中國石油集團測井有限公司吐哈事業部新疆哈密839009

長江大學學報(自科版) 2015年11期

　(中國石油集團測井有限公司吐哈事業部，新疆哈密 839009)

[摘要]在勝北地區低幅度構造背景下，上侏羅統喀拉扎組(J3k)油藏Ⅲ、Ⅳ油組儲層微觀結構復雜，油、水分布關系多樣，油、水層電性對比度低，測井識別難度大。以勝北地區J3k油藏基本地質特征為出發點，分析了儲層微觀結構特征和影響儲層滲透率的主要原因，提出了油水界面以上近似油柱高度情況下孔隙結構是控制含油飽和度的最主要因素，并以此得出了油氣的深度剖面分布規律。基于此，給出了針對性的測井儲層評價方法，利用測井資料定量計算方解石含量及多元滲透率模型判別儲層類型；并針對不同儲層類型，采用符合儲層微觀特征的、差異化的巖電參數精準計算含油飽和度，核磁共振成像測井識別孔隙分布及流體性質等。該研究方法在現場推廣應用中取得了良好的效果，極大地推進了勝北地區的油氣勘探開發進度。

[關鍵詞]儲層微觀結構；含油飽和度；油柱高度

吐哈盆地勝北地區發育多個低幅度(構造傾角平均在4°左右)斷鼻構造，現已發現白堊系油藏和上侏羅統喀拉扎組(J3k)油藏，油藏類型主要為凝析油、凝析氣藏。在低幅度構造背景下，深度剖面油、水分布呈現2個特征：一是油水過渡帶寬，欠含油飽和度油層、油水同層、含油水層發育，試油以油水同層、含油水層居多，而且油層無水采油期短；二是油、水分布復雜，存在“油、水倒置”現象。

J3k砂巖厚度大，油氣顯示活躍，為勘探增儲、開發上產的重點層位。J3k油藏Ⅱ油組底面與Ⅲ油組頂面呈不整合接觸，Ⅰ、Ⅱ油組為深湖相沉積，儲層相對不發育；Ⅲ、Ⅳ油組為辮狀河三角洲沉積，所發現油氣儲量大多集中在Ⅲ、Ⅳ油組[1]。在Ⅲ、Ⅳ油組儲層微觀特征上，較高的方解石填隙物含量，復雜化了導電通道，增加了低滲透(含油)水層的電阻率，降低了油、水層之間的對比度，使得測井識別油氣層難度較大；在油藏油、水分布關系上，多口井出現不整合面下伏Ⅲ油組頂部油層出水，底部油層出油的“油水倒置”現象，而且油層的剖面可追溯性和平面分布的連續性較差。為此，定量分析研究不同儲層類型的巖電關系，弄清影響油藏含油飽和度的主要控制因素，是測井評價J3k油(氣)藏面臨的主要問題。

1巖礦特征

1.1砂巖結構

依據巖性三角圖版，勝北地區J3k主要巖性為長石巖屑細砂巖。依據勝北12井等井457塊巖樣粒度分析，J3k儲層平均粒徑一般介于0.005～0.15mm之間，占總樣品的95%；以0.05～0.15mm之間分布最廣，占總樣品65%(見圖1)。總體來看，J3k砂巖主要為細粒結構，粉砂質結構次之。

圖1　J3k儲層平均粒徑直方圖

圖2　方解石充填孔隙(勝北12井，25號樣品)

圖3　顆粒內溶蝕微孔(勝北8井，11號樣品)

1.2填隙物成分及含量

薄片分析表明，填隙物體積分數平均約為8.45%；雜基主要為泥質和黏土，平均體積分數約3.05%；膠結物包括方解石、自生石英、硬石膏、自生黏土和方沸石等(圖2)，其中方解石體積分數最高，主要分布在3%～6%之間。

2孔隙特征及孔隙結構分類

2.1孔隙類型

鑄體薄片分析，勝北地區J3k儲層孔隙發育一般～好，但分布不均勻，主要為剩余粒間孔、溶蝕粒間孔、粒內孔，孔隙連通性一般～好；方解石充填孔隙并交代碎屑，方沸石充填孔隙。

掃描電鏡顯示，J3k儲層中方解石、硬石膏、方沸石充填孔隙，自生黏土薄膜狀膠結，石英次生加大Ⅰ級，顆粒普遍遭溶蝕，粒間孔發育主要為中等～好，微孔發育差～中等，伊-蒙混層呈片狀、卷曲絲發狀分布于顆粒表面，造成膠結物內微孔、顆粒內溶蝕微孔發育(圖3)。

2.2孔隙結構特征

依據勝深3井等井共225塊毛細管壓力曲線形態以及壓汞特征參數[2]，將J3k儲層分為4類：

Ⅰ類(中孔、中滲、粗歪度型)該類為研究工區最好的儲層類型，孔隙度大于23%，滲透率大于100mD，排驅壓力小于0.04MPa，中值壓力小于0.1～3MPa，孔喉直徑均值大于125μm，最大進汞飽和度大于80%，分選系數1.5～2。

Ⅱ類(中低孔、中低滲、略粗歪度型)該類孔隙度17%～23%，滲透率10～100mD，排驅壓力小于0.04～0.1MPa，中值壓力小于0.1MPa，孔喉直徑均值31.25～125μm，最大進汞飽和度大于80%～70%，分選系數小于1.5。

Ⅲ類(低孔、低滲、略細歪度型)該類孔隙度大于11%～17%，滲透率1～10mD，排驅壓力0.1～1MPa，中值壓力3～9MPa，孔喉直徑均值7.8～31.25μm，最大進汞飽和度大于70%～50%，分選系數小于2～3。

Ⅳ類(低孔、特低滲、細歪度型)該類孔隙度大于23%，滲透率小于1mD，排驅壓力大于1MPa，中值壓力大于9MPa，孔喉直徑均值小于7.8μm，最大進汞飽和度小于50%，分選系數大于3。

統計表明，J3k儲層以Ⅱ、Ⅲ類為主。

3孔、滲特征及巖電關系

3.1孔、滲分布及關系

J3k孔隙度主要分布區間為11%～19%，平均13.95%；滲透率主要分布區間為1～100mD。孔隙度與滲透率呈線性關系(見圖4)，表明孔隙度是影響儲層滲透性的主導性因素；但是，同一孔隙度對應的滲透率區間跨度比較大，如孔隙度為15%時，對應滲透率為1～80mD，表明其他因素對滲透率的影響不可忽視。

3.2影響滲透率的主要因素

薄片分析表明，在包括方解石、自生石英、硬石膏、自生黏土和方沸石等膠結物中，方解石含量最高。構建孔隙度-方解石體積分數-滲透率的三維交會圖(圖5)可以看出，滲透率自高方解石含量、低孔隙度到低方解石含量、高孔隙度線性增大；在方解石體積分數大于3%時，滲透率總體上小于1mD，該段存在明顯的中高孔、特低滲現象。顯然，利用方解石含量和孔隙度共同刻畫滲透率，比單一孔隙度定量描述滲透率更精確一些。由此可見，儲層微觀結構中填隙物的礦物類型及含量對滲透性有著重要的影響。

圖4　J3k儲層孔隙度滲透率關系圖　　　　　圖5　孔隙度方解石體積分數滲透率的三維交會圖

圖6　勝北地區J3k不同填隙物類型F-φ關系示意圖

圖7　勝北地區J3k的F-φ關系圖

共選取J3k的12塊巖心開展了巖電試驗。原始地層水采用等效的氯化鈉溶液配制，試驗溶液的測量參數為勝北地區J3k等效氯化鈉礦化度50000mg/L，25℃條件下地層水電阻率0.1315Ω·m。

地層因素F和孔隙度φ在雙對數坐標下呈現分段線性關系;當φ≥0.17時，膠結指數m=1.6558，巖性系數a≈1，表現為簡單孔隙結構特征；當φ<0.17時，隨著φ的降低，巖-電關系呈現雙向性，其一是由于泥質填隙物含量高，微孔發育，導電網絡通暢，F-φ關系線位于簡單孔隙結構關系線下方(曲線③)，其二是由于方解石含量的增加引起導電網絡的復雜化，使得F-φ關系線在低孔隙度端出現上翹現象(曲線②)，與較純凈砂巖的F-φ關系線(曲線①)相比，該段m增加、a減小，顯然異于由于泥質充填而引起的m減小、a增加的情況(圖6)。

m、a的變化綜合反映了孔隙結構、填隙物分布及含量變化對導電通道的影響[3]。當高方解石含量水層和較純凈砂巖油氣層共存同一剖面時，方解石引起的電阻率大幅度升高會降低油氣層的對比度，會混淆測井直觀判別油氣的能力。在計算含油飽和度時，要充分考慮不同儲層類型的巖電關系特征和巖電參數的選取。

針對于不同孔隙結構儲層，選取不同的m和a(見圖7):

Ⅰ類、Ⅱ類孔隙結構儲層(φ≥0.17)，m=1.6588，a=1.0275；

Ⅲ類、Ⅳ類孔隙結構儲層(φ<0.17)，m=1.9094，a=0.3981。

4含油飽和度主控因素分析

4.1油柱高度及含油飽和度關系

圖8　不同儲層分類的油柱高度-含水飽和度關系

利用J函數得到實驗室平均毛細管壓力曲線，利用油藏條件和實驗室潤濕角等參數將其轉換成油藏條件下的毛細管壓力曲線，進而換算成不同儲層分類的油柱高度-含水飽和度關系[4](圖8)。

轉換過程中，實驗室、地層相關參數取值為：地層條件下水-油界面張力、潤濕角分別為30mN/m和30°；水-氣界面張力、潤濕角分別為50mN/m和0°；實驗室里空氣-汞界面張力、潤濕角分別為480mN/m和140°。

4.2影響含油飽和度的主要因素

油藏里飽和度的分布主要受3個因素控制：油藏高度、儲層孔隙結構、油藏驅替率的大小(實質是油、水的密度差)。

油氣聚集要克服毛細管壓力驅替毛細管中的地層水而形成油藏，不同孔隙結構的儲層成藏需要不同的驅替壓力。勝北地區J3k的Ⅳ類儲層由于高方解石含量引起的中高孔、特低滲，成藏所需要的驅替壓力更大。在低幅度構造背景下，會導致其油氣充注程度低而形成低產含油水層，而低部位儲層由于孔隙結構較好而形成相對高含油飽和度的油層。對于勝北地區J3k，要達到50%的含油飽和度，Ⅳ類孔隙結構儲層需要76m的油柱高度，Ⅲ類孔隙結構儲層需要15m的油柱高度，而Ⅰ類、Ⅱ類孔隙結構儲層僅需要5m的油柱高度。因此，油柱高度和儲層孔隙結構控制著油氣的分布，而在低幅度構造條件下，層間孔隙結構差異大的油藏，儲層孔隙結構則成為第一要素，“油水倒置”只是孔隙結構決定油氣分布的外部表象而已。

圖9　SB12井測井曲線圖

4.3實例分析

SB12井2914m井段高自然伽馬層是J3k的Ⅲ、Ⅳ油組之間的不整合面，在勝北地區普遍存在，為一明顯標志層。該井Ⅲ油組試油2層：第1試油層2950～2954m，試油結果為少量油，氣水同層；第2試油層2930～2943m，試油結果為含氣水層。電性具有以下特征：2930～2957m深度段，自然電位曲線、自然伽馬曲線和電阻率曲線均體現出上細下粗的正韻律變化特征；2個試油層的聲波時差都在250～260μs/m之間，但密度值差異較大，底部方解石含量低，滲透性更好(圖9)。試油結果結合電性特征，物性較好部位的含油性較為飽滿。

5測井應對技術及方法

根據上述研究，較高方解石含量是引起J3k儲層孔隙結構復雜化的主要因素，充分利用核磁共振成像測井橫向弛豫時間(τ2)譜分析儲層孔隙結構，利用常規測井資料判別方解石含量并采用多元參數模型計算滲透率；基于復雜微觀結構儲層巖電關系復雜的事實，選取差異化的巖電參數精準計算含油飽和度，是油氣層測井綜合評價方法的主要研究內容。

5.1巖性、物性、含油飽和度參數模型

碳酸鹽體積分數模型：

φ(ca)=3×10-17e16.14ρR2=0.8336

孔隙度模型：

φ=0.1628×Δt-25.413R2=0.5981

滲透率模型：

K=100.1743φ-0.0105φ(ca)-1.467R2=0.5043

含油飽和度模型：

式中：φ(ca)為碳酸鹽體積分數，%；K為滲透率，mD；Sw為含水飽和度，%；n為飽和度指數；a、b為巖性系數；φe為儲層有效孔隙度，%；ρw為地層水電阻率，Ω·m；ρt為地層真電阻率，Ω·m；So為含油飽和度，%；R2為模型相關系數。

含油飽和度模型采用阿爾奇公式計算，針對不同儲層，采用差異化的巖電參數。

5.2核磁測井儲層評價方法

由核磁共振τ2譜的體積模型可知，τ2譜能夠反映的孔隙體積包含黏土束縛水、毛細管束縛水、可動流體體積(包括可動水體積和含烴體積)等，可以判別儲層孔隙結構以及開展孔隙的有效性評價[5]；另外，由于油、水完全激化所需時間的不同，利用不同等待時間核磁共振譜差譜可以有效識別孔隙流體性質。因此對于勝北地區復雜孔隙結構儲層、復雜油水關系油藏，核磁共振成像測井具有不可比擬的優勢。

SB16井J3k的Ⅲ油組頂部的4個井段(2966.4～2969.2m、2972.0～2975.0m、2980.0～2984.0m、2985.6～2986.6m、2990.0～3002.0m)，長τ2譜分布較少，小于33ms分布較多，反映束縛流體體積較大；可動流體孔隙度小于4%，核磁滲透率小于1mD，綜合評價為Ⅳ類孔隙結構儲層、低產含油水層。3007.7～3012.0m井段，長τ2譜分布較多，可動流體孔隙度為5.8%，核磁滲透率小于3.192mD，差譜油氣指示強烈，含油飽和度45%，綜合評價為Ⅳ類油水同層。3012.0～3013.6m井段，滲透性較好，但含油性較差，綜合評價為含油水層(圖10)。

6結論

1)填隙物中方解石含量是決定儲層滲透率大小的主要因素。

2)低幅度構造背景下，層間孔隙結構差異大的油藏，在油水界面以上，儲層孔隙結構是決定含油飽和度的第一要素，“油水倒置”是孔隙結構決定油氣分布的外部表象。

3)方解石含量的增加會導致巖電關系呈現雙向性：其一是孔隙度降低，微孔發育，導電網絡通暢，F-φ關系線位于簡單孔隙結構關系線下方；其二是由于方解石含量的增加，引起導電網絡的復雜化，使得F-φ關系線低孔隙度端出現上翹現象。