基山砂岩体与盐家砂砾岩体储层特征分析与测井评价

李全利吴春文

(1.胜利油田测井公司 山东东营) (2.胜利油田西部新区研究中心 山东东营)

基山砂岩体与盐家砂砾岩体储层特征分析与测井评价

李全利1吴春文2

(1.胜利油田测井公司 山东东营) (2.胜利油田西部新区研究中心 山东东营)

通过对比低渗透基山砂岩体与盐家砂砾岩体岩性、物性、孔隙结构特征,揭示两地区储层在孔、渗关系、产能、油干层界限等方面不同的原因。针对两地区不同的储层特征,优选计算两地区储层孔隙度和渗透率的测井项目,给出了计算模型;生产科研实践显示,核磁共振测井在计算两地区的储层参数时具有很好的适用性,但深层渗透率计算仍需进一步研究。储层有效性测井评价是低渗透油藏的重点和难点,基山砂岩体利用常规测井资料结合核磁共振测井可以较好地评价储层的有效性,盐家砂砾岩体利用常规测井结合FMI成像、核磁共振测井资料可以更好地评价储层的有效性。

惠民凹陷基山砂岩体;盐家砂砾岩体;孔隙结构;测井评价;储层参数计算

0 引 言

惠民凹陷基山砂岩体与东营凹陷北带盐家中深层砂砾岩体是胜利油田近年来勘探的重点区块,两区块都是典型的低渗透或超低渗透油藏,但是这两地区的油藏在岩性、物性、油干层界限以及储层产能等诸多方面存在很大差异,这些差异的存在使测井评价这两种不同类型的油藏时也存在着较多差异。本文通过对这两种类型油藏的储层岩性、物性和孔隙结构特征对比分析,揭示两地区油藏特征差异的原因,并针对不同的油藏特征提出测井评价时选用的测井项目和适用的方法。

1 储层特征

1.1 岩性特征

基山砂岩体为较深水环境下沉积物,岩石颗粒普遍较细,以细、粉砂岩为主,粒度主要分布在0.15mm～0.25mm之间,成分主要为石英和长石,具有较高结构成熟度、低成份成熟度特征,泥质和灰质含量较高。

盐家砂砾岩体多为陡坡带高能环境下形成的沉积物,岩性非常复杂,主要有含砾砂岩、砾状砂岩、砂岩和砾岩等,岩性变化大,岩石颗粒分选、磨圆度都较差,成分主要为石英、钾长石、斜长石和变质岩等,岩石成分比例变化较大,具有低成份熟度特征,泥质胶结为主。

两地区储层岩性最大的差异首先是储层粒径大小,其次为分选性、岩石成分。

1.2 物性特征

低渗透基山砂岩体埋深主要为2800m～3500 m,由于岩性细、埋藏深、结构成熟度高,物性普遍较差,岩心分析孔隙度主要分布8%～20%之间,见图1,平均为14.8%;渗透率分布在0.16～18×10-3μm2,主要分布区间为0.2～3×10-3μm2。通过对岩心实验、试油、核磁共振、离心实验数据分析,确定了物性的下限值:孔隙度下限为13.1%,渗透率下限为0.61×10-3μm2。

图1 基山砂岩与盐家砂砾岩孔、渗关系

盐家砂砾岩体岩心分析孔隙度主要为2%～16%之间,见图1,平均值为8.9%;渗透率分布在 0.1～100×10-3μm2,主要分布区间为 0.2～12×10-3μm2,储层埋度大于3000m时,孔隙度一般小于12%,渗透率小于10×10-3μm2。孔隙度下限为6%,渗透率下限为 0.5×10-3μm2。

从图1可以看出,基山砂岩体储层孔隙度总体上比盐家砂砾岩体储层的大,但渗透率比盐家砂砾岩体储层略小;物性孔隙度下限基山砂岩体明显的大,渗透率下限非常相近。

1.3 孔隙结构特征

两地区的不同沉积环境决定了两地区储层岩性的差别,岩性的差异又影响着孔隙结构。图1显示,两地区储层孔隙度相同时渗透率却相差很大,相差超过一个数量级。根据勘探开发实践,两地区产层孔隙度下限值相差较大,渗透率却非常相近;基山砂岩地区储层孔隙度大于13%时,储层压裂改造才可能获得工业产能,盐家砂砾岩孔隙度为12%时,可以获得较高的自然产能。两地区储层压裂改造效果也不同,相同渗透率的储层,砂砾岩储层改造效果更好。引起这些差异的根本原因是什么呢?图2是两地区代表性的孔喉半径分布图,从图中可以看出,基山砂岩体孔喉半径分布相对集中,且以较小的孔喉半径为主,盐家砂砾岩体孔喉半径相对分散,较大孔喉半径部分多于基山砂岩体。孔隙结构的差异是两地区储层孔、渗关系差异的根本原因[1],也影响着储层改造效果。

图2 基山砂岩体与盐家砂砾岩体典型孔喉半径分布

2 测井评价

2.1 储层参数计算

基山砂岩体与盐家砂砾岩体在岩性、物性和孔隙结构方面存在着较大的差异,但都是低渗透储层,在测井评价方面存在较多不同点和相同点。

2.1.1 孔隙度计算

基山砂岩体岩性和岩石矿物成分变化小,岩石骨架接近为定值,孔隙度与声波时差具有很好的相关性,因此利用声波测井可以比较准确地计算孔隙度。

盐家砂砾岩体岩性变化大,纵横向非均质性强,岩石矿物成分变化也较大,岩石骨架是一个变化的值,孔隙度与声波时差的相关性比较差。同样,储层孔隙度与密度、中子测井的相关性也较差。因此,盐家砂砾岩体利用单一孔隙度测井计算孔隙度精度不高。核磁共振测井基本不受岩石骨架的影响,可以提供比较准确的孔隙度,在该区采集核磁共振测井资料可以提高孔隙度计算精度。

2.1.2 渗透率计算

渗透率是流体在储层中流动的能力量度,直接影响着油层产能和油干界限。影响渗透率的因素较多,诸如岩石的孔隙度、孔隙结构、粒度、泥质含量及胶结物等。对碎屑岩来讲,渗透率一般与孔隙度相关性最强,但不同的岩性渗透率差别较大,这主要是孔隙结构差异比较大。

图2显示两区储层孔隙结构方面存在较大差异,因此,渗透率与孔隙度的关系也存在明显不同。图1为两区孔隙度与渗透率的关系,图中显示基山砂岩体渗透率与孔隙度具有较好的关系,砂砾岩体孔、渗关系略差,这是不同岩性孔、渗关系不同的结果,故准确区分岩性,分岩性建立孔、渗关系可以提高砂砾岩体储层渗透率计算精度。

砂砾岩体在相同孔隙度时渗透率比基山砂岩体的渗透率约大1.2个数量级,因此,应分别建立渗透率计算模型。研究发现,基山砂岩体渗透率与孔隙度、泥质含量、碳酸盐含量关系密切,建立了根据以上因素计算渗透率的模型:

相关系数:R=0.746614

式中,K为渗透率,10-3μm2;Vsh为泥质含量,小数;Φ为计算的孔隙度,小数;Ca为碳酸盐岩含量,小数。

盐家砂砾岩体渗透率与孔隙度关系最为密切,与粒度、泥质含量碳酸盐含量关系不太密切,因此,可以建立利用孔隙度计算渗透率的模型,但由于不同岩性的孔、渗关系不同,应分岩性分别建立渗透率计算模型。

式(2)是盐家砂砾岩体未分岩性渗透率计算模型:

核磁共振以独特测井原理,通过计算总孔隙度、可动孔隙度和束缚流体孔隙度可以提供更准确的渗透率,在这两地区都有较好的应用,但深层由于次生微裂缝较发育,核磁共振计算渗透率可能需要进一步研究。

2.2 流体识别

基山砂岩体与盐家砂砾岩体埋藏深,岩性致密、较高束缚水和低含油饱和度是两地区油层的共同特点,油气对测井响应贡献较小,岩性贡献较大,油水层测井差异小,流体识别都存在较大困难。

基山砂岩体建立的电阻率与孔隙度关系图,油水层、差油层重合区较多,给流体识别、油层质量评价带来很大困难。针对这个难题,采取了电阻率与孔隙度、渗透率之间建立关系,较好地区分油水层、差油层,见图3。核磁共振测井直接探测地层流体中氢核的含量,对于流体的判别有着常规测井不可比拟的优势,尤其基山砂岩体储层油质轻、孔隙度略大,核磁共振测井识别流体性质的方法适用效果明显。

图3 电阻率与孔隙度·渗透率交会图

盐家砂砾岩体除受岩性致密、较高束缚水和低含油饱和度影响外,还存在岩性复杂,沉积旋回变化快、泥质夹层多等因素,使流体识别更加困难,只利用常规测井资料识别流体性质困难很大。研究表明,含砾砂岩、砾状砂岩、砂岩油层、水层在电阻率—孔隙度图板上可以分开,砾岩油水层混杂在一起。针对岩性复杂采用在岩性识别基础上,首先识别储层物性较好的含砾砂岩、砾状砂岩等流体性质,再识别砾岩以及复杂岩性组合的流体性质。采集FMI测井可以准确识别岩性,为流体识别提供很好的资料。核磁共振测井识别流体的方法同样适用于该地区,但在岩性致密,含油饱和度较低的储层,油气显示特征不明显。

2.3 储层有效性评价

对于低渗透性油藏,准确评价储层质量、识别有效层对油藏投产方式、储层改造与否及储层改造方式的确定具有重要意义,也是测井评价的难点。

储层能否获得工业油流与油层物性、厚度、油质以及求产方式都有关系,其中,油层物性与储层有效厚度是测井评价的重点。对储层产能影响最大的是储层的物性,尤其是渗透性,所以,针对油层的有效性评价也主要是围绕着储层物性。

基山砂岩体岩性相对均质,储层物性受灰质、泥质影响严重,常规测井资料对灰质、泥质含量指示较为准确,因此,利用常规测井资料可以较好地评价基山砂岩体储层物性。当储层埋藏深增大时,储层次生孔隙较发育,改善了储层物性,常规测井资料评价储层物性准确性下降,应结合核磁共振测井增加对孔隙结构的分析[2]。

盐家砂砾岩体岩性复杂,沉积旋回变化快,沉积厚度薄,较大比例的单层沉积厚度小于常规测井资料的垂向分辨率,这使常规测井资料识别该类储层能力显得不足。同时,该区砾岩母岩为片麻岩,砾岩成分与石英砂岩骨架值差异小,使常规测井资料识别岩性难度加大,使储层参数计算精确度下降,影响对储层有效性的识别。电成像测井(FMI)具有高分辨率特点,可以很好地识别岩性,结合常规测井和核磁共振测井资料可以很好地识别有效储层,具有不可替代的作用。如图4所示,3497m～3500m井段从常规测井资料分析为较均质的岩性,但FMI显示为含砾砂岩、砾岩交互,砾岩厚度小于30cm,由于常规测井垂向分辨率较低,显示的特征为含砾砂岩,实际上含砾砂岩的孔隙度、渗透率都较砾岩大,仅依据常规测井资料难以准确评价储层的物性。

图4 砂砾交互层测井图

3 结 论

1)基山砂岩体与盐家砂砾岩体储层孔、渗关系差异的根本原因是孔隙结构的差异,孔隙结构差异的原因是岩性的差异。

2)两地区孔、渗关系差异大,计算渗透率应分别建立模型。核磁共振测井可以较准确地计算两地区的渗透率,但深层渗透率的计算还需要进一步研究。

3)电成像测井评价高频旋回的盐家砂砾岩体储层物性具有独特优势,结合常规测井、核磁共振测井资料可以更好地评价储层物性,对流体识别也有重要作用。

[1] 曾文冲.油气藏储集层测井评价技术[M].北京:石油工业出版社,1991

[2] 运华云,赵文杰.利用T2分布进行岩石孔隙结构研究[J].测井技术,2002,26(1)

P631.8+1

B

1004-9134(2010)02-0055-03

2009-12-14 编辑:姜 婷)

李全利,男,1998年毕业于成都理工大学核技术专业,目前在胜利测井四分公司从事测井野外作业。邮编:257096