复杂岩性储层原始含油饱和度解释新方法

张文旗, 宋新民, 肖毓祥, 徐芳, 侯秀林, 甘俊奇

(中国石油勘探开发研究院, 北京 100083)

0 引 言

复杂岩性储层岩石类型繁多、孔喉结构复杂、岩石电学性质复杂,导致原始含油饱和度测井解释难度大。确定油藏原始含油饱和度的主要方法有岩心直接测定法、测井资料解释法和毛细管压力曲线计算方法等[1]。其中,岩心直接测定方法比较可靠,但由于成本的原因导致该项资料较少;测井资料解释法通常是根据阿尔奇公式间接评价含油饱和度,但是没有考虑泥质、淡水、低孔隙、非均匀几何参数分布(孔隙度、曲折度)、非均匀饱和度分布、各向异性以及参数a和b对岩石电阻率的贡献和隐藏在这些参数和因素后面的物理机制[2],难以适用于具有非均匀几何参数分布(孔隙度、曲折度)的复杂岩性油藏的含油饱和度的计算;毛细管压力曲线计算法是将实验室毛细管压力换算为地层毛细管压力,便可计算自由水界面之上不同油柱高度的含油饱和度。以上研究主要集中在单一岩性或者岩性变化不大的储层,对于复杂岩性的原始含油饱和度研究相对较少[3-10]。本文基于前人的研究,以海拉尔-塔木察格盆地(海塔盆地)凝灰质砂砾岩油藏为例,综合应用岩心分析、毛细管压力曲线、测井解释、地层压力多方面的资料,通过建立油柱高度、孔隙结构、含油饱和度之间关系,探索一种原始含油饱和度解释的新方法。

1 研究区地质概况

海塔盆地位于中国东北中蒙交界处,国内部分称为海拉尔盆地,蒙古国部分称为塔木察格盆地,发育的白垩系地层有铜钵庙组、南屯组、大磨拐河组、伊敏组,目的层位于下白垩统南屯组和铜钵庙组。海塔盆地的形成经历了断陷期—断坳转换—坳陷期的3个阶段的构造演化,南屯组和铜钵庙组沉积过程中,海塔盆地正处于断陷期,构造活动对岩石类型有较强的控制作用。剧烈的构造活动导致幔源物质沿深大断裂喷出地表,致使地层沉积物富含火山物质。储层岩性复杂,根据火山碎屑物含量可划分为含凝灰质砂(砾)岩、凝灰质砂(砾)岩、沉凝灰岩、凝灰岩等多种岩性,其中凝灰质砂(砾)岩是含油储层发育的主要岩性。孔隙度值集中分布在5%～20%,平均值为11.2%,渗透率值集中分布在(0.1～10)×10-3μm2,储层属于低孔隙度、低渗透率特低渗透率储层。

2 岩性归类与识别

2.1 岩性归类

研究区储层岩石类型繁多,通过岩性与物性相关分析(见图1),储层孔隙度和渗透率关系的差异主要受岩性粗细程度控制,大致分为3个大的区域:砾岩区、砂岩区及凝灰质砂、砾岩区。其中,含凝灰质砂砾岩、砂质砾岩、砂砾岩、砾岩表现为低孔隙度高渗透率特征,归为砾岩类;粗砂岩、细砂岩、粉砂岩、含砾细(粉)砂岩表现为中孔隙度中渗透率特征,归为砂岩类;凝灰质砂、砾岩总体表现为低孔隙度低渗透率特征,根据沉积环境、岩石粒度等差异进一步划分为凝灰质砂岩、凝灰质砾岩2类。本文将研究区岩性归为4类,即砾岩类、凝灰质砾岩类、砂岩类、凝灰质砂岩类。

图1 不同岩性孔隙度和渗透率关系图

2.2 岩性识别

根据沉积规律,研究出了基于物源-沉积相带的复杂岩性储层识别方法。研究区目的层主要接受北部和西部2个物源的沉积,通过岩心及铸体薄片观察,北部物源凝灰质含量高于西部物源,同一物源不同沉积部位粒度差异变化较大。在岩性识别时,首先将2套物源划分开,再将扇三角洲前缘亚相进一步细分为内前缘和外前缘,分别建立岩性识别图版。

通过对不同岩性储层的测井曲线敏感性分析,认为自然伽马曲线对凝灰质含量、泥质含量比较敏感;密度、电阻率测井曲线对储层粒度反映比较敏感。分相带选择密度与电阻率、自然伽马与电阻率建立岩性识别图版(见图2),从所建立的图版可以看出,各相带各岩性划分界限清晰,具体划分标准见表1。

根据建立的岩性识别图版,连续地解释单井的岩性剖面,获得单井的连续岩性柱状剖面图。经与取心剖面及测井曲线对比,连续划分的岩性识别结果与取心岩性剖面符合率达到85%以上。

图2 不同物源不同相带岩性识别图版

物源沉积相带岩性岩性识别测井界限GR/APIDEN/(g·cm-3)RLLd/(Ω·m)北部物源砾岩<85—>30凝灰质砾岩>85—>31扇三角洲内前缘砂岩<85—10～30凝灰质砂岩>85—10～30泥岩>85—<10凝灰质砂岩>70—>15扇三角洲外前缘砂岩<70—>15凝灰质泥岩>110—<15西部物源砾岩<100>2.33>10扇三角洲内前缘砂岩<1002.2～2.33>10凝灰质砂岩>100—<10砾岩<80—>100凝灰质砾岩>80—>100扇三角洲外前缘砂岩<80—10～100凝灰质砂岩>80—10～100泥岩凝灰质泥岩>100—<10

3 孔隙度、渗透率测井解释模型建立

建立准确的孔隙度、渗透率解释模型是准确求取原始含油饱和度的关键。根据岩性识别结果分岩性建立孔隙度、渗透率测井解释模型。

3.1 孔隙度解释模型

根据岩心分析资料与岩心物性间的单相关分析,岩心分析孔隙度与岩石视密度具有良好的相关性,二者相关系数较高。但砾岩、凝灰质砾岩的孔隙结构复杂,单纯使用密度求取孔隙度误差较大,因此,采用三孔隙度综合计算其孔隙度。通过对岩心分析孔隙度与各种测井响应特征之间的相关性分析,建立了一套研究区内分岩性的孔隙度解释模型(见表2)。

表2 研究区分岩性孔隙度解释模型汇总表

3.2 渗透率解释模型

岩心常规物性分析资料表明,该区孔隙度、渗透率相关性较差,即使是对于同一种岩性;同时,粗岩性比细岩性渗透性要好;非凝灰质岩性比凝灰质岩性渗透性好。研究采用统计方法建立分岩性的渗透率解释模型(见表3)。

表3 研究区分岩性渗透率解释模型汇总表

4 原始含油饱和度计算

4.1 原始含油饱和度理论公式

油气藏形成过程是油气运移的驱动力(主要是浮力)不断克服毛细管压力而排驱水达到平衡的过程,油气水分布的现状是驱动力和毛细管压力相对平衡的结果,其含水饱和度与深度的关系具有毛细管压力曲线的分布特征,油藏内不同位置处的含水饱和度受油藏高度(自由水界面以上的高度)、孔隙结构以及油水密度差(流体性质)等因素控制[14-17]。根据J函数与毛细管压力、含水饱和度的关系以及毛细管压力与油藏浮力的关系[18],得到原始含油饱和度的计算公式

(1)

对于同一油藏,式(1)中ρw、ρo、σwo、θwo、g一般为常数。原始含油饱和度公式可简化为与距自由水面的高度h、渗透率K、孔隙度φ以及回归系数A、B的关系式

(2)

其中

式中,σwo为界面张力,mN/m;K为渗透率,×10-3μm2;φ为孔隙度;pcr为毛细管压力,MPa;θwo为润湿角,(°)。ρw、ρo分别为水、油气质量密度,g/cm3;g为重力加速度,g=9.8 m/s2;h为距自由水面的高度,m;r为毛细管半径,μm。

4.2 参数求取

根据原始含油饱和度理论公式,如果能确定距自由水面的高度h以及回归系数a、b几个参数就能计算出油藏的原始含油饱和度。

4.2.1 自由水面的确定

毛细管压力为0的水面为自由水面。在正常地质条件下具有统一水动力系统的油气藏,由于油、气、水存在密度差,不同流体就具有不同的压力梯度[14-15]。但事实上原始地层压力是无法直接测量的,通常是将第一批井打开后进行关井试油,当地层压力恢复平衡后,井底压力计测量的地层压力作为原始地层压力。由于复杂的地质、工程情况,并不能确保每一次测试都能成功和相当精确。在对测压点压力数据进行可靠性分析后,根据实际资料预测的自由水面海拔为-1 200 m。回归方程的斜率与该区块取样的高压物性原油密度为0.81 g/cm3相符,可知所得到的油藏的压力梯度合理。在进行自由水面预测中,地层静压数据的准确与否决定了自由水面预测的精度。实际工作中需要结合测井以及动态数据对预测的自由水面进行修正。

4.2.2J函数曲线法确定回归系数

根据压汞法毛细管压力数据,对于具有不同K和φ岩样的毛细管压力曲线,以关于岩心的标准化饱和度SwD为横坐标、J(SwD)为纵坐标对数据点进行回归,可以得到1条能够代表储层特征的平均无因次J(SwD)曲线。

研究区不同岩性J函数差异较大,需要分岩性确定回归系数才能更准确地对油层进行定量表征。将研究区所有岩样分成4种岩性分开绘制曲线(见图3)。表4为确定各岩性的回归系数a和b。

图3 各岩性毛细管压力曲线的J(Swd)函数关系图

图4 ×井NI4油组储层综合成果图*非法定计量单位,1 mD=9.87×10-4 μm2,下同

砾岩凝灰质砾岩砂岩凝灰质砂岩A1641.60.04861425.60.0397B-2.12-2.08-2.08-2.15a1.53×10-33.60×10-31.76×10-363.07b-0.47-0.48-0.48-0.47

4.3 原始含油饱和度计算及应用效果分析

根据公式(2),含油饱和度是关于自由水界面、孔隙度及渗透率的函数,利用J函数法确定的不同岩性的回归系数便可得到油藏原始含油饱和度。×井为研究区一口密闭取心井,目的层岩性以凝灰质砂岩、砂岩为主,中间夹砾岩层。从岩心分析和密度测井可以看出该井储层从下到上物性逐渐变好的反旋回,电阻率曲线无明显的变化。对目的层储集层含油饱和度处理结果所示(见图4),计算的含油饱和度与密闭取心资料分析的含油饱和度具有很好的相关性和变化趋势一致性,与试油和动态数据相符。

利用密闭取心井岩心分析含油饱和度与解释含有饱和度交会图对解释结果作整体评估(见图5),交会点均匀分布在直线y=x附近,计算得到的原始流体饱和度与密闭取心井分析含油饱和度相关系数达到81.2%,饱和度平均绝对误差4.91,满足储量计算精度要求。

图5 研究区目的层原始含油饱和度解释成果检验图版

5 结 论

(1) 采用基于物源-沉积相带的复杂岩性储层识别方法实现了凝灰质砂(砾)岩储层的岩性识别,分岩性解释了储层的孔隙度和渗透率。

(2) 根据毛细管压力与油藏浮力的关系推导出的含油饱和度理论公式,利用毛细管压力、地层压力等数据,解决了理论公式中自由水面、回归系数等参数的求取;结合孔隙度和渗透率解释结构,解决了凝灰质砂砾岩储层原始含油饱和度定量计算的问题。

(3) 利用密闭取心井分析的含油饱和度对结果进行验证,两者具有很好的相关性且变化趋势一致性,并与试油和动态数据相符。

(4) 该方法为复杂岩性油藏流体饱和度计算提供了新的思路,对提高复杂岩性油藏测井精细解释的准确性具有实际意义。

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