HQ地区长6储层岩石物理相分类与油层有效厚度研究

张景皓, 张予生, 景成, 孙万明, 叶志红, 王博

(1.延长油田杏子川采油厂, 陕西 延安 717400; 2.中国石油集团测井有限公司吐哈事业部, 新疆 哈密 838202;3.中国石油大学(华东)石油工程学院, 山东 青岛 266580; 4.长庆油田第五采气厂, 陕西 西安 710016)

0 引 言

HQ地区长6储层居于低孔隙度、低渗透率、低电阻率、复杂岩性、复杂孔隙结构的滑塌浊积扇储层,特低渗透储层致使泥浆对地层侵入作用弱,泥饼难以形成,亦使得微电极电阻率曲线在渗透层上的正幅度差异不明显;直观指示油气层和水层的深、中、浅电阻率在常规储层的有序排列基本消失;发育在储层中的微裂缝呈现的不规则扩径使测井曲线背景值失真;测井响应指示的与油气有关的信息少,造成无效层段与低孔隙度储层之间的测井响应差异很小。一般情况下,这类“三低”储层中烃类在岩层总体积中所占比例不足8%,加之不同孔隙结构及钻井液对井壁的高侵影响,以及储层成岩压实、胶结作用强烈,次生溶蚀孔隙和次生黏土矿物发育,导致储层孔隙结构非均质性强,有效孔喉在总孔喉中所占比例低,致使储层测井响应十分复杂,确定有效储层及其厚度难度很大[1-5]。

Chopra A K等[6-7]1987年曾尝试利用渗孔比划分储集层的岩石物理相;Spain D R等[8]提出在单井剖面上划分岩石物理类型;Amaefule J O等和许多国内学者[9-13]相继进行储层岩石物理相的分类、划分。采用的方法主要是流动层带指标法及其模式识别法。但是,采用单一或局部参数值不能准确表征储层岩石物理相特征。本文试图利用该区长6储层各类测井、岩心和试油资料研究岩石物理相的多种信息,分析建立不同类别岩石物理相油层有效厚度参数下限的差异、特征及评价标准,有效提取储层岩石物理相分类表征参数确定特低渗透油层有效厚度,从不同角度显示该区储层渗流、储集及非均质性等岩石物理相特征,集中反映该区特低渗透储层中相对优质储层形成的地质特点。

1 储层岩石物理相特征及其评价划分

岩石物理相分类集中体现出岩性等地质因素对储层岩石物理相的控制作用,岩石物理相分类的测井储层参数处理则主要是通过规则化消除孔隙流体的影响[11-13]。其中同类岩石物理相储层具有相似的岩石学和沉积—成岩作用特征,储层中成岩孔隙类型、结构及其相应渗流、储集特征趋于一致。特别是同类储层岩电关系、测井响应特征趋于吻合且特征明显[12-14]。因此,储层岩石物理相是控制特低渗透储层“四性”关系和测井响应特征的主导因素,在其普遍存在早-中成岩期的压实压溶及胶结作用,使得长6储层原生孔隙由35%～40%下降为8%～13%,由于强烈的成岩作用大大改变了原始孔隙结构,从而导致储层孔隙结构复杂化,形成了以剩余粒间孔、成岩溶孔为主、多孔隙类型共存的混合型储集特征;大部分孔隙被细小喉道所控制,造成储层退汞效率低,难采体积大。依据HQ地区砂岩储层岩石物理相形成的地质条件,分析目的层段砂岩储层沉积、成岩作用和岩性、物性、孔隙类型、孔隙结构及测井响应特征,在研究区划分出较为有利的渗砂型、较差的低渗砂型、致密砂型等Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ类岩石物理相类型[14-17]。

Ⅰ类较为有利的渗砂层岩石物理相储层处于三角洲前缘湖底滑塌浊积分支水道有利相带中,水浅水动力条件强,形成以中-细粒砂岩为主的长石砂岩沉积,是沉积物中最粗的部分。该类岩相底界与下伏岩层为冲刷接触,通常底部为中-细粒砂,含泥砾,向上变为细砂。成岩中压实、胶结作用相对较弱,使部分原生孔隙得以保存,从而使储层中易溶组分溶蚀得以改善,形成了较为有利的中-细粒长石砂岩粒间孔-溶孔型岩石物理相储层。该类岩相具有较好的物性和孔隙结构特征,渗透率一般大于0.15 mD*非法定计量单位,1 mD=9.87×10-4 μm2,下同,孔隙度大于10%,孔径大于30 μm,压汞曲线处于中部呈较宽平台型,排驱压力小于0.5 MPa,中值压力小于3.0 MPa,最大孔喉半径大于3.0 μm,中值半径大于0.3 μm。测井响应相对于泥岩呈现“四低两微低两增大”特征,即自然电位低、自然伽马低、光电吸收截面指数低、密度低、声波时差和中子孔隙度微低、微电阻率差异和井径增大,反映出较为有利的渗砂层岩石物理相成因单元。

Ⅱ类较差的低渗砂层岩石物理相储层处于三角洲前缘湖底滑塌浊积扇较为有利分支水道微相中,岩性以细砂岩及粉-细砂岩为主,常夹有薄层湖相泥岩或泥质粉砂岩,形成原生粒间孔、长石、浊沸石溶孔及少量微孔隙发育的岩石物理相储层。该类岩相直接控制较低渗透率储层物性和孔隙结构特征,渗透率0.06～0.25 mD,孔隙度8%～11%,孔径10～30 μm,压汞曲线处于偏上呈缓坡型,排驱压力0.5～1.5 MPa,中值压力3.0～10.0 MPa,最大孔喉半径1.0～3.0 μm,中值半径约0.05～0.3 μm。测井响应相对泥岩呈现“两低四较低两较高”特征,即自然伽马低、光电吸收截面指数低,自然电位、密度、声波时差、中子孔隙度较低,微电阻率差异和井径较为增大,反映出相对较差的低渗砂层岩石物理相成因单元。

Ⅲ类致密砂层岩石物理相储层处于三角洲前缘湖底滑塌浊积扇分支水道间或无水道前缘席状砂微相中,岩性以致密细砂岩、粉砂岩或细-粉砂岩为主,常与泥岩组成薄互层。该类岩相砂层薄、物性差、次生孔隙不发育,形成了晶间孔、微孔发育的超低渗致密砂岩岩石物理相储层,其渗透率小于0.1 mD,孔隙度小于9%,孔径小于10 μm,压汞曲线处于偏上呈斜坡型,排驱压力大于1.5 MPa,中值压力大于10 MPa,最大孔喉半径小于1.0 μm,中值半径小于0.05 μm。测井响应相对泥岩呈现“四低两微低和两微高”特征,即自然伽马低、光电吸收截面指数低、声波时差低、中子孔隙度低,自然电位、密度微低,微电阻率差异和井径微增大,反映出超低渗致密砂层岩石物理相成因单元。 上述3种不同类别岩石物理相处于不同沉积成岩储集相带环境中,储层具有不同岩性、物性、孔隙类型、孔隙结构特征,反映出不同类别储层参数及其相应测井响应参数分布特征与差异。岩石物理相分类的测井响应集中体现出岩性等地质因素对储集层岩石物理相的控制作用。采用单一流动层带指标IFZ或局部测井响应参数值都不能准确表征储集层岩石物理相特征,例如流动层带指标IFZ值实际上是由孔隙度、渗透率参数决定的[17],同一地区相对的高孔隙度、高渗透率或低孔隙度、低渗透率韵律段储集层都有可能导致同一IFZ值。利用该区储层岩石物理相分类的测井响应特征,结合流动层带指标IFZ对不同类别岩石物理相特征分析,利用灰色理论对分类岩石物理相进行统计,采用统计平均数据列为岩石物理相评价划分标准,再以标准指标绝对差大小为评价准确率,以标准离差平方和的方根大小为评价分辨率,利用准确率和分辨率组合分别赋予各项标准指标以不同权系数[17-19]。该区长6特低渗透储层岩石物理相评价划分标准及权系数见表1。

为评价上述Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ类岩石物理相类别,采用表1中9种测井响应特征性参数和计算的流动层带指标,利用灰色理论综合评价方法,进行被评价井点数据的综合分析处理。采用矩阵分析、标准化、标准指标绝对差的极值加权组合放大技术,利用灰色理论集成和综合多种测井信息,确定、划分出该区较为有利的渗砂层、较差的低渗透率砂层和超低渗透率致密砂层的3个类岩石物理相[19-21]。

表1 研究区特低渗透储层岩石物理相评价划分标准及权系数

2 特低渗透油层有效厚度下限标准

测井响应可以评价划分含油气层,但不同类别岩石物理相储层测井响应及其反映出的孔隙度、渗透率、含油饱和度大小主要取决于组成岩石颗粒大小、孔隙类型、组织结构及所含流体性质等,明显反映出不同类别岩石物理相储层参数及油层分布概率差异[21-23]。Ⅰ类岩石物理相岩性以中-细长石砂岩为主,粒级相对较粗,孔隙类型主要为残余粒间孔、次生溶孔,孔喉组合以中、小孔-细喉为主,其油层的孔隙度、渗透率、含油饱和度(含相应测井响应参数)的分布及标准趋于相对集中的较高范围;Ⅱ类岩石物理相岩性以细砂岩及粉细长石砂岩为主,粒级降低,孔隙类型为残余粒间孔、次生溶孔和少量微孔隙,孔喉组合以小孔-微细喉为主,其油层的孔隙度、渗透率、含油饱和度(含相应测井响应参数)的分布及标准趋于相对集中的较低范围,明显反映出不同类别岩石物理相油层有效厚度的参数下限差异特征[23-27]。因此,必须研究岩石物理相分类才能准确建立特低渗透油层有效厚度下限标准。

利用岩心分析和试油资料确定油层孔隙度、渗透率有效厚度下限标准;利用测井和试油资料确定油层含油饱和度、电阻率、自然电位减小系数、自然伽马减小系数、密度、声波时差、中子孔隙度及光电吸收截面减小系数有效厚度下限标准;利用岩心分析和鉴定资料,确定岩性有效厚度下限标准为细砂岩级、岩心含油性下限标准为油斑级。结合夹层分析研究方法和开采工艺实际,确定油层有效厚度起算下限0.4 m,夹层扣除下限0.2 m。利用不同岩石物理相类别建立起该区长6储层有效厚度下限标准见表2。

表2 研究区分类岩石物理相油层有效厚度下限标准

表2中长6储层Ⅰ类岩石物理相渗透率下限取0.12 mD时,在渗透率频率分布图上可查得累积产能丢失4%;在渗透率0.12 mD对应的孔隙度频率分布图中孔隙度为10.5%,相应丢失储能3.5%。相应储能、产能丢失不大,因此确定Ⅰ类岩石物理相孔隙度下限10.5%,渗透率下限0.12 mD。

表2中长6储层Ⅱ类岩石物理相渗透率下限取0.06 mD时,渗透率频率分布图上查得累积产能丢失3.5%;渗透率0.06 mD对应的孔隙度频率分布图中,孔隙度为8%,相应丢失储能7.5%。相应储能、产能丢失不大,因此确定Ⅱ类岩石物理相孔隙度下限8%、渗透率下限0.06 mD。

如果不进行分类,渗透率下限都取0.12 mD,Ⅰ类岩石物理相产能丢失4%,Ⅱ类岩石物理相产能可能丢失45%;同样,孔隙度下限取10.5%,Ⅰ类岩石物理相储能丢失3.5%,Ⅱ类岩石物理相储能可能丢失达47%。特别是累计产能和累计储能丢失是采用试油(单试)资料统计确定的,它们显示不同类别岩石物理相渗透率、孔隙度下限的差异很大。显然,岩石物理相分类后才能准确建立不同类别油层有效厚度渗透率、孔隙度下限标准。

对图1、图2的Ⅰ、Ⅱ类岩石物理相油层有效厚度下限进行对比,Ⅰ、Ⅱ类岩石物理相密度下限分别为2.55 g/cm3、2.64 g/cm3,电阻率下限分别为30 Ω·m、20 Ω·m,它们的不同类别也明显差异较大。同样利用岩石物理相分类后才能有效地建立不同类别油层有效厚度密度、电阻率下限标准。

图1 长6储层Ⅰ类岩石物理相密度与电阻率关系图

图2 长6储层Ⅱ类岩石物理相密度与电阻率关系图

利用特低渗储层岩石物理相特征的分类评价和有效划分,集中体现了岩性等地质因素对储层岩石物理相的控制作用,形成了评价特低渗透储层“四性”关系和测井响应的主导因素。采用分类岩石物理相建立的油层有效厚度下限标准,可以准确表达不同类别岩石物理相油层有效厚度及其参数变化和差异。

3 特低渗透油层有效厚度精细评价解释

基于上述特低渗透油层岩石物理相分类确定的有效厚度下限标准,采用分类岩心、试油资料刻度储层岩性、物性、含油性及测井曲线建立下限,明显改善和提高了测井数据拟合的均匀程度及其线性关系;利用不同类别油层有效厚度参数下限的差异、特征及标准,实现将非均质、非线性问题转化为相对均质、线性问题解决。通过该区32口井长6的49个层段综合评价解释,其中有42个层段评价解释结果与试油结果相吻合,测井解释与试油结果符合率达到85.7%,有效确定划分出不同类别岩石物理相油层有效厚度,提高了测井评价特低渗透油层的解释精度和实用效果[24-27]。

图3的白169井长63的2 193.0～2 229.0 m储层规模较大,其中2 196.5～2 220.0 m和2 222.5～2 229.0 m上下2个段在储层中除自然电位减小外,密度明显减小,声波时差、中子孔隙度増高,伴随双感应八侧向电阻率较高值变化,计算得出其岩性(细砂岩以上)、物性(孔隙度在10%以上、渗透率在0.2～0.5 mD以上)、含油性(含油饱和度在50%以上),达到Ⅰ类岩石物理油层有效厚度下限标准,综合评价为Ⅰ类岩石物理相渗砂油层。图3中的2 193.0～2 196.5 m和2 220.0～2 222.5 m的2个段在储层中除自然电位、自然伽马都有减小外,密度相对増高,声波时差、中子孔隙度减小,伴随双感应电阻率变化,计算岩性(细砂岩)、物性(孔隙度8%以上,渗透率0.1 mD以上)、含油性(含油饱和度44%以上),达到Ⅱ类岩石物理相油层有效厚度下限标准,综合评价为Ⅱ类岩石物理相低渗砂油层。该井在Ⅰ类岩相的2 203.0～2 209.0 m井段射孔试油,日产油9.1 t,证实了测井综合评价划分Ⅰ、Ⅱ类岩石物理相油层有效厚度的准确性及其合理性。

图3 白169井长63岩石物理相分类测井综合评价解释成果图

4 结 论

(1) 岩石物理相分类主要基于储层沉积、成岩作用特点和孔隙类型、孔隙结构特点,同时考虑多种测井资料及其可识别性,利用灰色理论从不同角度对储层岩性、物性、孔隙类型结构和含油气特征进行全面分析,以其测井响应特征及其差异提取不同类别岩石物理相的多种信息,集中反映该区特低渗透储层不同岩石物理相形成的地质特点。同一种岩石物理相形成具有相同的沉积、成岩作用和条件,它们具有相似的岩性、物性、微观孔隙类型结构及测井响应特征。利用岩石物理相分类准确评价储层实质上是将非均质、非线性问题转化为相对均质、线性问题解决,成为提高非均质特低渗储层测井解释的有效途径。

(2) 利用各类测井、岩心和试油资料,进行储层含油性、物性和电性关系分析,基于岩石物理相分类建立起该区特低渗透油层有效厚度下限标准。阐明了分类确定的参数下限变化表达出不同类别岩石物理相油层有效厚度下限差异及特征,避免测井评价中有效储能和产能丢失,为准确评价划分特低渗透油层有效厚度提供了有效方法。

(3) 通过实例分析提取特低渗透油层岩石物理相分类测井表征参数,阐明了不同类别岩石物理相背景的近井带油层自然电位、自然伽马、密度、声波时差、中子孔隙度、电阻率曲线特征及其岩性、物性、含油性差异,有效确定、划分不同类别特低渗透油层有效厚度。

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