胜北地区复杂微观结构储层岩电关系及含油饱和度主控因素分析

2015-02-20 00:33中国石油集团测井有限公司吐哈事业部新疆哈密839009

长江大学学报(自科版) 2015年11期

　(中国石油集团测井有限公司吐哈事业部，新疆哈密 839009)

[摘要]在胜北地区低幅度构造背景下，上侏罗统喀拉扎组(J3k)油藏Ⅲ、Ⅳ油组储层微观结构复杂，油、水分布关系多样，油、水层电性对比度低，测井识别难度大。以胜北地区J3k油藏基本地质特征为出发点，分析了储层微观结构特征和影响储层渗透率的主要原因，提出了油水界面以上近似油柱高度情况下孔隙结构是控制含油饱和度的最主要因素，并以此得出了油气的深度剖面分布规律。基于此，给出了针对性的测井储层评价方法，利用测井资料定量计算方解石含量及多元渗透率模型判别储层类型；并针对不同储层类型，采用符合储层微观特征的、差异化的岩电参数精准计算含油饱和度，核磁共振成像测井识别孔隙分布及流体性质等。该研究方法在现场推广应用中取得了良好的效果，极大地推进了胜北地区的油气勘探开发进度。

[关键词]储层微观结构；含油饱和度；油柱高度

吐哈盆地胜北地区发育多个低幅度(构造倾角平均在4°左右)断鼻构造，现已发现白垩系油藏和上侏罗统喀拉扎组(J3k)油藏，油藏类型主要为凝析油、凝析气藏。在低幅度构造背景下，深度剖面油、水分布呈现2个特征：一是油水过渡带宽，欠含油饱和度油层、油水同层、含油水层发育，试油以油水同层、含油水层居多，而且油层无水采油期短；二是油、水分布复杂，存在“油、水倒置”现象。

J3k砂岩厚度大，油气显示活跃，为勘探增储、开发上产的重点层位。J3k油藏Ⅱ油组底面与Ⅲ油组顶面呈不整合接触，Ⅰ、Ⅱ油组为深湖相沉积，储层相对不发育；Ⅲ、Ⅳ油组为辫状河三角洲沉积，所发现油气储量大多集中在Ⅲ、Ⅳ油组[1]。在Ⅲ、Ⅳ油组储层微观特征上，较高的方解石填隙物含量，复杂化了导电通道，增加了低渗透(含油)水层的电阻率，降低了油、水层之间的对比度，使得测井识别油气层难度较大；在油藏油、水分布关系上，多口井出现不整合面下伏Ⅲ油组顶部油层出水，底部油层出油的“油水倒置”现象，而且油层的剖面可追溯性和平面分布的连续性较差。为此，定量分析研究不同储层类型的岩电关系，弄清影响油藏含油饱和度的主要控制因素，是测井评价J3k油(气)藏面临的主要问题。

1岩矿特征

1.1砂岩结构

依据岩性三角图版，胜北地区J3k主要岩性为长石岩屑细砂岩。依据胜北12井等井457块岩样粒度分析，J3k储层平均粒径一般介于0.005～0.15mm之间，占总样品的95%；以0.05～0.15mm之间分布最广，占总样品65%(见图1)。总体来看，J3k砂岩主要为细粒结构，粉砂质结构次之。

图1　J3k储层平均粒径直方图

图2　方解石充填孔隙(胜北12井，25号样品)

图3　颗粒内溶蚀微孔(胜北8井，11号样品)

1.2填隙物成分及含量

薄片分析表明，填隙物体积分数平均约为8.45%；杂基主要为泥质和黏土，平均体积分数约3.05%；胶结物包括方解石、自生石英、硬石膏、自生黏土和方沸石等(图2)，其中方解石体积分数最高，主要分布在3%～6%之间。

2孔隙特征及孔隙结构分类

2.1孔隙类型

铸体薄片分析，胜北地区J3k储层孔隙发育一般～好，但分布不均匀，主要为剩余粒间孔、溶蚀粒间孔、粒内孔，孔隙连通性一般～好；方解石充填孔隙并交代碎屑，方沸石充填孔隙。

扫描电镜显示，J3k储层中方解石、硬石膏、方沸石充填孔隙，自生黏土薄膜状胶结，石英次生加大Ⅰ级，颗粒普遍遭溶蚀，粒间孔发育主要为中等～好，微孔发育差～中等，伊-蒙混层呈片状、卷曲丝发状分布于颗粒表面，造成胶结物内微孔、颗粒内溶蚀微孔发育(图3)。

2.2孔隙结构特征

依据胜深3井等井共225块毛细管压力曲线形态以及压汞特征参数[2]，将J3k储层分为4类：

Ⅰ类(中孔、中渗、粗歪度型)该类为研究工区最好的储层类型，孔隙度大于23%，渗透率大于100mD，排驱压力小于0.04MPa，中值压力小于0.1～3MPa，孔喉直径均值大于125μm，最大进汞饱和度大于80%，分选系数1.5～2。

Ⅱ类(中低孔、中低渗、略粗歪度型)该类孔隙度17%～23%，渗透率10～100mD，排驱压力小于0.04～0.1MPa，中值压力小于0.1MPa，孔喉直径均值31.25～125μm，最大进汞饱和度大于80%～70%，分选系数小于1.5。

Ⅲ类(低孔、低渗、略细歪度型)该类孔隙度大于11%～17%，渗透率1～10mD，排驱压力0.1～1MPa，中值压力3～9MPa，孔喉直径均值7.8～31.25μm，最大进汞饱和度大于70%～50%，分选系数小于2～3。

Ⅳ类(低孔、特低渗、细歪度型)该类孔隙度大于23%，渗透率小于1mD，排驱压力大于1MPa，中值压力大于9MPa，孔喉直径均值小于7.8μm，最大进汞饱和度小于50%，分选系数大于3。

统计表明，J3k储层以Ⅱ、Ⅲ类为主。

3孔、渗特征及岩电关系

3.1孔、渗分布及关系

J3k孔隙度主要分布区间为11%～19%，平均13.95%；渗透率主要分布区间为1～100mD。孔隙度与渗透率呈线性关系(见图4)，表明孔隙度是影响储层渗透性的主导性因素；但是，同一孔隙度对应的渗透率区间跨度比较大，如孔隙度为15%时，对应渗透率为1～80mD，表明其他因素对渗透率的影响不可忽视。

3.2影响渗透率的主要因素

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胶结物中，方解石含量最高。构建孔隙度-方解石体积分数-渗透率的三维交会图(图5)可以看出，渗透率自高方解石含量、低孔隙度到低方解石含量、高孔隙度线性增大；在方解石体积分数大于3%时，渗透率总体上小于1mD，该段存在明显的中高孔、特低渗现象。显然，利用方解石含量和孔隙度共同刻画渗透率，比单一孔隙度定量描述渗透率更精确一些。由此可见，储层微观结构中填隙物的矿物类型及含量对渗透性有着重要的影响。

图4　J3k储层孔隙度渗透率关系图　　　　　图5　孔隙度方解石体积分数渗透率的三维交会图

图6　胜北地区J3k不同填隙物类型F-φ关系示意图

图7　胜北地区J3k的F-φ关系图

共选取J3k的12块岩心开展了岩电试验。原始地层水采用等效的氯化钠溶液配制，试验溶液的测量参数为胜北地区J3k等效氯化钠矿化度50000mg/L，25℃条件下地层水电阻率0.1315Ω·m。

地层因素F和孔隙度φ在双对数坐标下呈现分段线性关系;当φ≥0.17时，胶结指数m=1.6558，岩性系数a≈1，表现为简单孔隙结构特征；当φ<0.17时，随着φ的降低，岩-电关系呈现双向性，其一是由于泥质填隙物含量高，微孔发育，导电网络通畅，F-φ关系线位于简单孔隙结构关系线下方(曲线③)，其二是由于方解石含量的增加引起导电网络的复杂化，使得F-φ关系线在低孔隙度端出现上翘现象(曲线②)，与较纯净砂岩的F-φ关系线(曲线①)相比，该段m增加、a减小，显然异于由于泥质充填而引起的m减小、a增加的情况(图6)。

m、a的变化综合反映了孔隙结构、填隙物分布及含量变化对导电通道的影响[3]。当高方解石含量水层和较纯净砂岩油气层共存同一剖面时，方解石引起的电阻率大幅度升高会降低油气层的对比度，会混淆测井直观判别油气的能力。在计算含油饱和度时，要充分考虑不同储层类型的岩电关系特征和岩电参数的选取。

针对于不同孔隙结构储层，选取不同的m和a(见图7):

Ⅰ类、Ⅱ类孔隙结构储层(φ≥0.17)，m=1.6588，a=1.0275；

Ⅲ类、Ⅳ类孔隙结构储层(φ<0.17)，m=1.9094，a=0.3981。

4含油饱和度主控因素分析

4.1油柱高度及含油饱和度关系

图8　不同储层分类的油柱高度-含水饱和度关系

利用J函数得到实验室平均毛细管压力曲线，利用油藏条件和实验室润湿角等参数将其转换成油藏条件下的毛细管压力曲线，进而换算成不同储层分类的油柱高度-含水饱和度关系[4](图8)。

转换过程中，实验室、地层相关参数取值为：地层条件下水-油界面张力、润湿角分别为30mN/m和30°；水-气界面张力、润湿角分别为50mN/m和0°；实验室里空气-汞界面张力、润湿角分别为480mN/m和140°。

4.2影响含油饱和度的主要因素

油藏里饱和度的分布主要受3个因素控制：油藏高度、储层孔隙结构、油藏驱替率的大小(实质是油、水的密度差)。

油气聚集要克服毛细管压力驱替毛细管中的地层水而形成油藏，不同孔隙结构的储层成藏需要不同的驱替压力。胜北地区J3k的Ⅳ类储层由于高方解石含量引起的中高孔、特低渗，成藏所需要的驱替压力更大。在低幅度构造背景下，会导致其油气充注程度低而形成低产含油水层，而低部位储层由于孔隙结构较好而形成相对高含油饱和度的油层。对于胜北地区J3k，要达到50%的含油饱和度，Ⅳ类孔隙结构储层需要76m的油柱高度，Ⅲ类孔隙结构储层需要15m的油柱高度，而Ⅰ类、Ⅱ类孔隙结构储层仅需要5m的油柱高度。因此，油柱高度和储层孔隙结构控制着油气的分布，而在低幅度构造条件下，层间孔隙结构差异大的油藏，储层孔隙结构则成为第一要素，“油水倒置”只是孔隙结构决定油气分布的外部表象而已。

图9　SB12井测井曲线图

4.3实例分析

SB12井2914m井段高自然伽马层是J3k的Ⅲ、Ⅳ油组之间的不整合面，在胜北地区普遍存在，为一明显标志层。该井Ⅲ油组试油2层：第1试油层2950～2954m，试油结果为少量油，气水同层；第2试油层2930～2943m，试油结果为含气水层。电性具有以下特征：2930～2957m深度段，自然电位曲线、自然伽马曲线和电阻率曲线均体现出上细下粗的正韵律变化特征；2个试油层的声波时差都在250～260μs/m之间，但密度值差异较大，底部方解石含量低，渗透性更好(图9)。试油结果结合电性特征，物性较好部位的含油性较为饱满。

5测井应对技术及方法

根据上述研究，较高方解石含量是引起J3k储层孔隙结构复杂化的主要因素，充分利用核磁共振成像测井横向弛豫时间(τ2)谱分析储层孔隙结构，利用常规测井资料判别方解石含量并采用多元参数模型计算渗透率；基于复杂微观结构储层岩电关系复杂的事实，选取差异化的岩电参数精准计算含油饱和度，是油气层测井综合评价方法的主要研究内容。

5.1岩性、物性、含油饱和度参数模型

碳酸盐体积分数模型：

φ(ca)=3×10-17e16.14ρR2=0.8336

孔隙度模型：

φ=0.1628×Δt-25.413R2=0.5981

渗透率模型：

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

含油饱和度模型：

式中：φ(ca)为碳酸盐体积分数，%；K为渗透率，mD；Sw为含水饱和度，%；n为饱和度指数；a、b为岩性系数；φe为储层有效孔隙度，%；ρw为地层水电阻率，Ω·m；ρt为地层真电阻率，Ω·m；So为含油饱和度，%；R2为模型相关系数。

含油饱和度模型采用阿尔奇公式计算，针对不同储层，采用差异化的岩电参数。

5.2核磁测井储层评价方法

由核磁共振τ2谱的体积模型可知，τ2谱能够反映的孔隙体积包含黏土束缚水、毛细管束缚水、可动流体体积(包括可动水体积和含烃体积)等，可以判别储层孔隙结构以及开展孔隙的有效性评价[5]；另外，由于油、水完全激化所需时间的不同，利用不同等待时间核磁共振谱差谱可以有效识别孔隙流体性质。因此对于胜北地区复杂孔隙结构储层、复杂油水关系油藏，核磁共振成像测井具有不可比拟的优势。

SB16井J3k的Ⅲ油组顶部的4个井段(2966.4～2969.2m、2972.0～2975.0m、2980.0～2984.0m、2985.6～2986.6m、2990.0～3002.0m)，长τ2谱分布较少，小于33ms分布较多，反映束缚流体体积较大；可动流体孔隙度小于4%，核磁渗透率小于1mD，综合评价为Ⅳ类孔隙结构储层、低产含油水层。3007.7～3012.0m井段，长τ2谱分布较多，可动流体孔隙度为5.8%，核磁渗透率小于3.192mD，差谱油气指示强烈，含油饱和度45%，综合评价为Ⅳ类油水同层。3012.0～3013.6m井段，渗透性较好，但含油性较差，综合评价为含油水层(图10)。

6结论

1)填隙物中方解石含量是决定储层渗透率大小的主要因素。

2)低幅度构造背景下，层间孔隙结构差异大的油藏，在油水界面以上，储层孔隙结构是决定含油饱和度的第一要素，“油水倒置”是孔隙结构决定油气分布的外部表象。

3)方解石含量的增加会导致岩电关系呈现双向性：其一是孔隙度降低，微孔发育，导电网络通畅，F-φ关系线位于简单孔隙结构关系线下方；其二是由于方解石含量的增加，引起导电网络的复杂化，使得F-φ关系线低孔隙度端出现上翘现象。