河流相致密儲層單砂體精細刻畫技術

2019-08-19 08:15:46蘭雪

石油知識 2019年4期

蘭雪

（中國石油吉林油田公司勘探開發研究院吉林松原 138000）

1 前言

大安油田紅1區塊構造位于松遼盆地南部中央坳陷區向斜軸部及東翼，開發目的層主要為扶余油層，局部發育高臺子油層，儲層物性差，單井產能低，嚴重制約了油田開發。通過以扶余超低滲透油層研究為基礎，在明確影響產能的關鍵控因基礎上，開展巖電關系研究，量化油層物性、含油性表征，實現滲透性砂體定量刻畫，落實區塊資源開發潛力，為區塊效益開發提供有效的技術保障。

2 有效儲層滲透率的確定

大安油田油井產能主要受到砂體微相、儲層物性、油層含油性和砂巖微觀孔隙結構的影響。微觀孔喉特征研究表明，儲層存在同孔不同喉的特點，不同級別滲透率喉道半徑差異顯著，而孔隙半徑差異較小（圖1）。因此喉道半徑是影響儲層儲滲能力的關鍵控因。研究喉道半徑與排驅壓力的關系，當喉道半徑小于0.24μm時，排驅壓力急劇增大，而喉道半徑與滲透率呈很好的線性關系，喉道半徑0.24μm，對應滲透率為0.2mD，因此可以認為喉道半徑大于0.24μm，滲透率大于0.2mD是開發的潛力油層（圖2）。因此從儲層參數研究入手，利用巖心和電測曲線資料，定量計算滲透率，從而進行滲透性砂體刻畫，實現滲透性儲層定量刻畫，明確滲透性儲層分布狀況。

圖1 大安油田喉道半徑及孔隙半徑分布圖

圖2 大安油田喉道半徑與排驅壓力、滲透率關系圖

3 超低滲透儲層滲透性砂體定量刻畫

紅1區塊超低滲透儲層為砂泥巖薄互層，泥質含量較高，這些因素都會影響滲透率的定量刻畫，應用傳統的方法單獨利用聲波時差（反映儲層物性）不能客觀地反映儲層滲透率，因此，引入自然伽馬相對值（反映儲層巖性）來共同計算滲透率。在研究過程中，優選利用自然伽馬相對值對聲波時差進行泥巖校正，然后利用重構后的聲波時差計算滲透率的方法。

本區泉四段儲層泥質含量高、鈣質含量高，分別利用聲波時差和自然伽馬相對值計算滲透率，對于泥質含量高或鈣質含量高儲層有較大偏差，在高泥質含量的影響下聲波時差值偏大，在高鈣質含量的影響下自然伽馬相對值偏大，這樣用聲波時差和自然伽馬相對值出的泥質含量高或鈣質含量高儲層的滲透率值偏大。因此在計算理論思路的基礎上，利用自然伽馬相對值對聲波時差進行泥巖校正，重構聲波時差曲線，能夠消除泥質影響，達到精細計算滲透率的目的。

首先在巖心深度歸位及泥質含量求取的基礎上，對聲波時差進行泥巖校正，由于泥巖時差Δtsh大于砂巖骨架時差Δtma，儲層含泥質后的測量時差值Δt將比純砂巖大，所以泥質校正后的時差值Δte為：

Vsh——泥質含量，f；

△GR——自然伽馬相對指數，f；

GCUR——Hilchie指數，無單位；

GR——目的層的自然伽馬值，API ；

GRmax——純泥巖的自然伽馬值，API ；

GRmin——純砂巖的自然伽馬值，API。

利用巖心分析孔隙度和泥質校正后的聲波時差、巖心分析滲透率進行擬合模型，得到孔滲公式。

通過對聲波時差進行泥巖校正，較好地消除了泥巖、鈣質的影響，擬合相關系數高，通過對比以及多井評判，應用此方法計算的滲透率與巖心分析滲透率吻合情況好。

反映儲層微觀和宏觀滲流能力的參數對比關系表明，吼道半徑＞0.24μm，K＞0.2mD為大安油田超低滲透油層有效開發界限。利用direct軟件對滲透率大于0.2mD儲層進行了提取，并在巖相的控制下繪制了滲透性砂體平面分布圖，明確了滲透性砂體平面展布特征，從而實現了對高滲透條帶的準確識別和精細刻畫（圖3）。

4 儲層單砂體精細刻畫研究

紅1區塊扶余油層為多期疊置河道砂體沉積，非均質性強，通過單期河道刻畫，明確儲層縱向疊置關系，可以更準確地落實儲層邊界。首先根據電測曲線形態、韻律特征，將扶余油層細分2 2 期單砂體，并依靠巖心、測井資料識別單一期次河道砂體沉積結構界面，利用相控和骨架剖面閉合方法，完成22個時間單元地層劃分與對比。然后根據單砂體電測曲線特征，建立不同相帶電性識別標準。并利用密井網資料建立了“形態差異”、“高程差異”、“韻律差異”、“厚度差異”、“幅度差異”五種單期河道對比識別方法（圖4），有效指導低井控區沉積微相展布研究，完成22期單砂體沉積微相平面刻畫，河道砂體寬度在500～1000m，從下向上表現為湖進沉積（圖5）。