柴达木盆地砂砾岩油藏储层有效性评价及应用

姚军朋, 季赟, 陈中权, 孙小艳, 冯志勇, 常琳

(1.中国石油集团测井有限公司, 陕西 西安 710077; 2.中国石油青海油田分公司勘探开发研究院, 甘肃 敦煌 736200; 3.长城钻探工程有限公司测井公司, 北京 100101)

0 引 言

低孔隙度低渗透率砂砾岩油藏储层有效性评价是测井评价的重点和难点[1-2]。柴达木盆地昆北断阶带某油田下第三系路乐河组油藏为砂砾岩油藏,是砂砾沉积物滑塌再搬运而形成的近岸水下扇沉积,由于具有多物源、近距离、相变快、多期次的沉积特点,表现出沉积粒度不均、空间展布复杂、储层品质纵向差异大、非均质严重的特征,电测井曲线表现为差异小、对比性差,存在有效储层划分和油水层识别难、储层参数计算精度低等问题。开发实践证实产量递减快,岩性、物性和含油性差异大,产液性质与产出能力变化大,严重影响油藏的高效开发和综合治理效果,亟需搞清砂砾岩油藏的储层有效性,确定不同有效储层的品质级别,为制定合理开发技术政策与综合治理方案编制提供依据。

1 油藏储层特征

1.1 岩性特征

薄片鉴定表明,研究区砂砾岩油藏岩石石英含量30.8%,长石含量29.2%,岩屑含量21.0%,主要为岩屑长石砂岩;填隙物含量17.0%,其中杂基占8.8%,胶结物占8.2%;储集岩碳酸盐含量16.6%～20.3%,以胶结物形式存在的占1/3左右,化学分析和X衍射分析碳酸盐含量明显高于薄片鉴定,表明碳酸盐多以灰泥状存在;岩性以砾状砂岩和砂砾岩为主,其次为细砂岩和泥质粉砂岩,岩性较为混杂,岩石粒级分布较分散,分选差,非均质性强;岩石磨圆度以次棱状为主,其次为次圆状-次棱状,胶结类型以基底式胶结较多,颗粒支撑为主,但存在较多杂基支撑类型,颗粒接触有点接触,也有点-线接触和漂浮状接触。总体上,岩石成分成熟度和结构成熟度中等-低,孔隙类型以原生粒间孔为主,次生孔较少。岩石颗粒成复模态结构,砾石间的孔隙被次级颗粒所充填,次级颗粒间的孔隙再被更细一级颗粒所充填,使得储层孔喉结构更加复杂,不利于孔隙流体渗流,大大改变了储层的有效性。

1.2 物性特征

根据岩心物性分析资料,孔隙度主要分布在5%～20%,平均9.4%;渗透率主要分布在0.124～80.315 mD*非法定计量单位,1 mD=9.87×10-4 μm2,下同,平均12.8 mD,属于低-特低孔隙度、低-特低渗透率储层。孔渗关系相关性差,说明渗透率不仅受孔隙度影响,还受其他因素控制。

1.3 含水性特征

复模态的孔隙结构[3-5]中微孔喉、小孔喉比例大,无效孔隙度所占比例高,导致储层束缚水含量高。根据相渗、压汞、核磁共振实验结果,研究区储层束缚水饱和度20.6%～75.4%,平均43.1%,如此高的束缚水含量必定会影响储层的有效性。生产资料表明储层在高含水饱和度情况下会有纯油产出,电测井解释纯油层中也会有地层水产出,进一步证实对储层有效性有很大影响。

以上储层特征对储层有效性有很大影响,需进一步精细评价才能摸清储层的产能变化规律。

2 储层有效性评价

储层能否获得工业油流与储层物性、有效厚度、可动流体等因素以及生产方式都有密切关系[6]。针对研究区砂砾岩油藏的储层有效性评价主要围绕微观孔喉结构、宏观物性及可动流体进行。

2.1 储层岩性评价

砾状砂岩和砂砾岩岩石颗粒粗、分布较分散,大颗粒间呈颗粒支撑时会保存大量的原生孔,被小颗粒充填时造成孔隙大量减小,整体表现为大孔喉多而分选差,孔隙度、渗透率较大且分布分散,含油性最好,主要为油浸和油斑,形成的储层在生产中能获得高产油流。细砂岩和粉砂岩岩石颗粒分选好,泥质和碳酸盐岩胶结物含量较少,储层孔渗较好,且二者呈线性变化关系,含油性以油斑和油迹为主,形成的储层在生产中一般能够获得中-低产能。不等粒砂岩颗粒复模态结构强,泥质粉砂岩泥质含量和胶结物含量高,孔隙被颗粒或胶结物充填,物性普遍很低,含油性为不含油或为荧光,为干层或非储层。中、粗砂岩不发育,碳酸盐岩胶结物含量高,物性、含油性普遍较差,生产中多为干层。总体上,储层物性和含油性随岩性变化而变化有规律性。

2.2 孔喉结构有效性

研究区储层喉道类型以孔隙缩小型喉道、缩径型喉道为主,少量裂缝喉道,通过95块岩样毛细管压力曲线进行Bessel和J函数处理,对渗透率贡献值在95%以上渗流孔喉系统,孔喉半径分布在0.074～21.366 μm,储渗有效性最好;孔喉半径在0.023 6～0.306 2 μm的中、小孔喉为微孔喉系统,对油气储渗有一定贡献,储渗有效性变差(见图1)。

图1 研究区砂砾岩油藏储层孔喉结构特征

分类孔喉类型排驱压力/MPa中值压力/MPa中值半径/μm流动孔喉中值压力/MPa最大进汞饱和度/%比例/%Ⅰ粗喉大孔<0.1<4>1.250.07～1.01>6613Ⅱ粗喉中孔0.1～0.34～9.00.350.18～2.3760～66.040Ⅲ细喉中孔0.3～0.79～16.00.070.25～9.7555～60.034Ⅳ细喉小孔>0.716.0～25<0.051.31～63.12<5514

结合油田实际生产将储层孔喉结构分为4类,分类标准见表1。Ⅰ类为粗喉大孔型,毛细管压力曲线出现平缓的平台段,排驱压力低,进汞饱和度高,分选好,主流孔喉半径相对较大,单峰渗流孔喉结构特征明显,微孔喉系统主要为中等孔喉,小孔喉比例较少,对渗透率贡献值在95%以上的孔喉半径分布在2.450～21.366 μm,反映储层储渗性能好。Ⅱ类为粗喉中孔型,曲线平台斜率增加,排驱压力较低,进汞饱和度较高,分选较好,大孔喉比例小,双峰孔喉结构中渗流孔喉系统为中等孔喉,主流孔喉半径相对较大,微孔喉系统主要为中、小孔喉,对渗透率贡献值在95%以上的孔喉半径分布在0.368～10.683 μm,反映储层储渗性能较好。Ⅲ类为细喉中孔型,曲线斜度增加向右上方靠拢,排驱压力较高,进汞饱和度较低,分选差,双峰孔喉结构中渗流孔喉系统为细孔喉,主流孔喉半径相对较小,微孔喉系统主要为中、小孔喉,对渗透率贡献值在95%以上的孔喉半径分布在0.074～3.675 μm,反映储层储渗性能较差。Ⅳ类为细喉小孔型,孔喉结构中渗流孔喉系统为细孔喉,能够储存少量流体,微孔喉比例较大,几乎无渗流能力。

2.3 储集空间评价

通过薄片和物性分析可知,研究区储集岩的储集空间类型主要是原生粒间孔,占70%～90%,其次为粒内溶孔,占10%～30%,少量杂基孔和微裂缝,铸体薄片分析表明平均孔隙直径为56.96 μm,平均喉道直径11.31 μm。

研究区岩石润湿性以亲水储层为主,水分析资料显示地层水矿化度低,在(2.12～5.19)×104mg/L,平均3.96×104mg/L,依据偶电层厚度与溶液矿化度关系,模拟地层条件下储层水膜厚度在43.32～67.78 nm,平均53.6 nm,是普通油层水膜厚度的2～4倍(0.021 3～0.044 3 μm)[7-9],水膜厚度大导致储层束缚水含量高,大大降低储集空间的有效性。压汞实验表明最大进汞饱和度36.5%～81.1%,相渗与核磁共振实验测得束缚水饱和度22.4%～65.1%,可动流体饱和度10.8%～42.3%,表明研究区储层储集空间总体有效性差。

2.4 渗流特征评价

研究区储层物性为低-特低孔隙度、低-特低渗透率储层,储层孔隙中水膜厚度大,这些储层特征影响储层中流体的渗流特性,是砂砾岩储层有效性评价的关键参数之一。

相渗实验结果表明,研究区储层束缚水和残余油饱和度高,束缚水饱和度在34.2%～62.3%之间,构造部位越低束缚水含量越高;随含水饱和度增加,油的相对渗透率急剧降低,水的相对渗透率快速上升,油水两相共渗区较窄,残余油下水的相对渗透率较高,越向构造边部共渗区越窄,含油饱和度和最终驱油效率较低(50.89%);没有无水驱油阶段,说明随注水开发油藏更容易见水且形成水淹通道,高束缚水、高残余油性质将导致储层流体的渗流阻力大,可动流体含量少。结合油藏开发实际,可将储层渗流特征分为3类(见图2),据此可结合测井资料开展定量评价。

图2 各类储层油驱水相渗实验特征

2.5 有效性综合评价指标

通过上述分析,研究区储层的有效性主要取决于储层岩性、孔喉结构、储集空间和渗流特征指标。因此,根据这些参数并结合生产实际确定储层有效性评价指标体系(见表3)。

3 有效性评价应用

3.1 储层有效性定量评价

表3 研究区储层有效性综合评价指标

(1) 胶结物含量。研究区自然伽马值能够较好地反映泥质含量的变化,通过X衍射泥质含量与测井自然伽马值之间的关系,建立储层泥质含量计算模型

Vsh=37.998ΔGR0.5823

(1)

分析岩心碳酸盐岩含量与测井响应之间的关系,碳酸盐岩含量与表征孔隙性的声波时差与岩石骨架特征的浅侧向电阻率之间关系紧密,由此建立碳酸盐岩含量计算模型

VCa=1010.583-0.0349AC-0.02105RLLs

(2)

可以得到胶结物含量VC的计算公式

VC=Vsh+VCa

(3)

(2) 孔隙度。研究区密度测井资料比较稳定,测井质量更高,在井眼正常井段更能准确反映储层的有效孔隙度,因此,井眼规则层段用补偿密度资料建立储层孔隙度计算模型

φ=-54.506DEN+148.49

(4)

部分井段出现严重扩径现象,导致岩性密度测井值失真,在扩径井段采用补偿声波资料建立孔隙度计算模型

φ=0.1222AC-21.686

(5)

(3) 渗透率。通过储层物性主控因素分析,研究区储层渗透率主要受孔隙度、碳酸盐岩含量的影响。因此,选取孔隙度、碳酸盐岩含量建立渗透率计算模型

K=100.22φ-0.0066Vca-1.931

(6)

(4) 流动孔喉半径中值[10]。毛细管压力曲线反映孔喉虽然彼此连通,但未必都能让所有流体通过,对半径极小的喉道,在不同的开采压差作用下能够流过的各种性质流体也不相同,岩石孔壁表面附着的水膜也使得孔喉通道大大缩小。所以,流动孔喉半径是指非润湿相流体在岩石孔喉中能够流动的孔喉半径。本文所指流动孔喉半径中值是指毛细管压力曲线上进汞饱和度达到最大值一半时对应的孔喉半径。分析研究区各类毛细管压力参数与储层其他参数的关系,发现流动孔喉半径中值最能表征储层的微观特征,与孔隙度、渗透率关系为

rz=0.875 lgK+0.2321φ-1.6049

(7)

(5) 束缚水饱和度。分析油水相渗和毛细管压力的束缚水饱和度与岩性、物性、泥质含量及测井响应等参数的关系,结果表明束缚水饱和度与储层泥质含量、孔隙度和渗透率有很好的相关性,最终建立束缚水饱和度的解释模型

Swi=5.238+0.439φ+55.456K-0.086+0.214Vsh

(8)

结合研究区砂砾岩储层特点,综合考虑上述5个指标表征储层的有效性,采用K-means聚类方法按照表3的评价标准将储层有效性分为4类,在此基础上,以试油试采资料为依据,通过对比判别分析判别准确率,建立储层有效性的分级评价模式,实践应用中取得了显著效果。

式(1)至式(8)中,Vsh为泥质含量,%;GR、GRmin、GRmax分别为测井、纯泥岩、纯砂岩自然伽马值,API;VCa为碳酸盐含量泥质含量,%;AC、DEN、RLLs分别为声波时差、补偿密度、浅侧向电阻率,μs/m、g/cm3、Ω·m;φ、K分别为孔隙度、渗透率,%、mD。

3.2 生产应用

图3为研究区砂砾岩油藏QS井储层有效性评价成果。Ⅱ-6小层岩性为粉砂岩,分析孔隙度、渗透率和碳酸盐含量分别为11.4%、0.815 mD和55.3%,但泥质含量较高,测录井显示含油性较好,储层参数定量解释与岩心实验结果一致,K-means聚类方法评价储层有效性为中等储层;第1个Ⅱ-7小层岩心为含砾泥质粉砂岩,储层孔隙度、渗透率和碳酸盐岩含量分别为8.6%、0.213 mD和17.1%,压汞分析流通孔喉半径中值为0.118 6 μm,泥质含量略高,测井定量计算与岩心实验结果相吻合,K-means聚类分析储层有效性为差储层;第2个Ⅱ-7小层岩心为砾状砂岩,储层孔隙度、渗透率和碳酸盐岩含量分别为10.5%、1.192 mD和17.8%,压汞分析流通孔喉半径中值为1.295 μm,泥质含量较低,测井定量计算与岩心实验结果相吻合,Ⅱ-8小层分析结果略好于该层,K-means聚类分析储层有效性二者均为好储层。

图3 研究区QS井常规测井与阵列声波和微电阻率成像测井图

根据上述评价结果,选择第2个Ⅱ-7小层和Ⅱ-8小层同时射孔,产油10.53 m3/d,稳定产油7个多月,初期1个多月每天仅产出0.25 m3束缚水,试采结果验证了储层有效性评价结果的准确性。 根据上述研究,对研究区100多口井进行了储层有效性评价分类,试采结果表明符合率在91.2%以上,储层有效性评价结果与各井产液量具有很好的一致性,为开发方案编制与油水井部署提供了重要的决策依据。

4 结 论

(1) 在储层特征研究基础上,综合考虑储层泥质和碳酸盐岩含量、流动孔喉中值半径、孔隙度、渗透率和束缚水饱和度等特征参数,建议储层有效性评价,结合生产资料建立储层有效性评价分类标准。

(2) 在砂砾岩储层有效性分类评价标准基础上,采用K-means聚类方法将储层有效性分4大类,以生产资料为依据通过对比判别分析判别准确率,建立储层有效性分类评价模式,实践应用效果显著。

(3) 储层有效性评价是研究区砂砾岩储层测井研究的重点和难点,综合研究与生产应用结果表明,单一指标很难做到对储层有效性的精准评价,认清各因素对储层影响的程度对储层有效性评价非常重要。在各因素研究基础上优选主控因素建立综合评价方法,对研究区储层有效性分类能够达到产能分级,提高了储层有效性识别精度,应用效果良好。

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