基于孔隙分布非均质性建立碳酸盐岩储层产能分类标准

李晓辉,缑艳红,吴燕辉,姜宝彦

(1.中国石油集团测井有限公司大庆分公司,黑龙江 大庆 163412;2.中国石油集团大庆油田勘探事业部,黑龙江 大庆 163453)

0 引 言

由于经历了多期构造活动和构造热事件,塔里木盆地研究区块碳酸盐岩储层次生孔隙发育,但基质孔隙偏低[1]。基质孔与次生溶蚀孔洞作为油气储集的空间,其越发育,油气资源越充足,是储层获得高产的必要条件;裂缝作为油气运移的通道[2],其越发育,孔隙空间的连通性越好,越有利于油气的流动,是油气高产的充分条件,二者缺一不可。然而二者各自的发育程度及存在方式,使储层微观结构复杂化,储层孔隙分布非均质性进一步增强,直接影响着油气的赋存和渗流能力。因此,对于目标区特低孔隙度渗透率碳酸盐岩储层,研究孔隙分布的特征及非均质性,评价储层的储集空间及其渗流能力,是建立储层产能分类标准的基础。

本文通过大量的压汞资料分析,明确了储层孔隙非均质性对渗透性的影响关系,应用电成像测井资料处理获得孔隙度分布频谱,提取表征孔隙分布非均质程度的特征参数,并结合常规测井资料提供的储层有效孔隙度和有效厚度等信息,建立一种新的储层产能分类标准,实现了对碳酸盐岩储层产量级别的有效预测。

1 储层基本特征

研究区处于碳酸盐岩储层发育有利相带,发育溶蚀型灰岩礁滩储层、溶蚀型白云石化储层、台缘丘滩白云岩储层[1]。储层岩性以白云岩、石灰岩为主,孔隙类型多样,储集空间主要有粒间溶孔、粒内溶孔、溶蚀缝洞、晶间(溶)孔、裂缝、构造缝(胶结残余)、溶塌角砾间空洞等。由岩心分析孔隙度渗透率资料统计,孔隙度主要分布在0.01%～5%之间,渗透率主要分布范围在0.001～1.0 mD*非法定计量单位,1 mD=9.87×10-4 μm2,下同之间。结合核磁共振T2分布谱、铸体薄片、CT扫描等岩心实验资料(见图1),目标碳酸盐岩储层为典型的双孔隙介质储层,孔隙空间在形态、大小、分布等特征上均表现出较强的非均质性,且孔隙度渗透率关系复杂,导致了渗流能力的巨大差异。

2 孔隙分布非均质性与渗透率关系

储层的非均质性是影响储层产量、最终采收率及经济效益的重要参数,全面、有效、科学、定量地表征储层非均质性是地质学家、石油工程师探索的一个重要问题[3]。常规压汞实验是进行岩心孔隙结构评价的重要手段之一,是以毛细管束模型为基础,反映储层孔喉的大小与分布,是研究岩石孔喉分布特征、渗流能力的重要资料,也是储层有效性分类评价的重要基础资料[4],有助于进一步开展储层渗流能力评价分析,提高对储层的认知水平。

通过常规压汞实验数据分析可以获得丰富的孔隙结构特征参数,包括均值、歪度、分选系数、变异系数、平均孔隙半径、排驱压力、最大孔喉半径、孔隙分布峰位、最大进汞饱和度、孔喉比等,每一个参数均在不同的侧面反映着储层孔隙结构特征和渗流能力,只是在相关关系和相关程度上有所不同[5]。本文优选其中最直接反映孔隙分布的分选系数、平均孔隙半径、最大孔喉半径、孔隙分布峰位等4个参数,对各参数与渗透率之间的相关性和相关程度进行了对比分析。

图1 孔隙非均质性分布特征图

本文收集碳酸盐岩、砂泥岩、火成岩以及火山碎屑岩共计2 000余块岩心的压汞分析实验数据,样品孔隙度分布范围在0.5%～35%之间。按照孔隙度大小进行区间分类,分别应用分选系数、平均孔隙半径、最大孔隙半径、孔隙分布峰位与岩心渗透率建立相关性,绘制相关性直方图(见图2)。由图2可见,平均孔隙半径、最大孔隙半径、孔隙分布峰位这3个特征参数,在全部孔隙度范围内与渗透率参数均表现为正相关,且相关性随着孔隙度增加逐渐增强,当孔隙度大于20%之后,相关性基本保持不变;分选系数则在孔隙度5%、20%、25%处明显存在转折点,当岩样孔隙度小于5.0%时,分选系数与渗透率之间为明显的正相关,且与另外3个参数相比较相关系数最高,相关性最好;而当孔隙度在5%～20%之间时,分选系数与渗透率之间虽仍保持明显的正相关,但与其他3个参数相比较,相关性有所降低;当孔隙度在20%～25%之间时,分选系数与渗透率之间保持正相关,但相关性很低;当孔隙度大于25%,分选系数与渗透率之间的相关性则转变为明显的负相关。

图2 压汞特征参数与渗透率相关性

通过上述压汞资料的分析可以明确,分选系数,即储层孔隙分布的非均质性,是反映特低孔隙度渗透率储层连通性与渗滤效果的重要参数,储层非均质性越强,储层连通性越好,渗透性越好。而研究区碳酸盐岩储层的孔隙度主要分布在5%以下,由此可以通过评价孔隙分布的非均质性来实现对渗流能力的评价及产能级别的预测。

3 碳酸盐岩储层孔隙非均质性定量评价

3.1 成像测井孔隙度频谱特征参数法

在实际应用中,对于某一给定深度附近的孔隙度频谱,可以采用数学手段提取其特征参数,用以定量表征不同孔隙发育程度及其非均质性[6](见图3)。以孔隙度谱标准方差(φVR)为例进行说明。

图3 孔隙度分布部分特征参数示意图

孔隙度谱标准方差(φVR):成像计算孔隙度谱的均方差,指示孔隙度谱的离散程度,孔隙度谱的均方差越大,即数据越离散,说明孔隙度分布范围越大,同时孔隙度的非均质性也越强。因而该参数可以很好地衡量储层的非均质性。通过公式(1)实现

(1)

式中,φi为成像测井转换为孔隙度谱后的孔隙度值;φavg为统计窗长内的孔隙度平均值;n为统计窗内数据的计数。统计窗长、步长一般取0.1 m与0.05 m左右。

主峰孔隙度(φPHP):用以表征出现频率最大的孔隙数值,孔隙度谱主峰所在位置,与孔隙度均值接近;主峰右侧宽度(φw)与右侧方差(φV):表征次生孔隙的发育程度。主峰右侧的谱宽越大、方差越大,则说明次生孔隙在各个层级上均有发育,孔隙分布非均质性越强。

3.2 成像孔隙度频谱特征参数与储层孔隙非均质性及渗透性的关系验证

通过2组孔隙度基本相同的2个样品的岩心分析渗透率与成像资料提取的孔隙度谱特征参数对比,对应于渗透率较大的样品点,其孔隙度频谱的主峰右侧宽度和方差及标准方差都较大,即孔隙度分布非均质性较强(见表1、图4)。由此证明对于特低孔隙度渗透率碳酸盐岩储层,孔隙分布非均质性强,储层的渗透能力相对较好。

表1 岩心分析渗透率与孔隙非均质性特征参数对应表

图4 不同渗透率的孔隙度谱分布特征图

4 建立碳酸盐岩储层产能分类标准

针对气藏,根据塔里木油田油(气)层工业油气流标准,应用千米井深的稳定天然气日产量进行表征,缝洞型碳酸盐岩气藏按照产能分为3类(见表2)。

表2 缝洞型碳酸盐岩气藏产能分类表

根据研究区9口井的试气资料(见表3),选择单井试气压裂层段射开小层的常规有效孔隙度、成像孔隙度谱标准偏差参数,以工程试气层段为单位,将大于1.8%的有效孔隙度进行累加求和(∑φe)并除以有效厚度(He),作为纵坐标,代表储层单位有效厚度内的有效存储空间大小。将孔隙度谱标准偏差进行累加求和作为横坐标(∑σ),代表储层孔隙分布的非均质性,采用对数刻度,建立了产能分类标准(见图5)。图5中可以看出压后中高产、压后低产以及干层界限明显,目前产能级别符合率达到了90%(该区块试油层段深度一般在5～7 km之间)。

表3 塔东古城地区碳酸盐岩储层压裂试气层段统计表

图5 塔里木研究区产能分类图版

5 应用实例与效果分析

将建立的产能分类图版应用于新钻井GC-X测井解释中。GC-X井试气层段岩性为含灰云岩,通过综合解释成果图(见图6),可见试气层段(a、b号层)处理的孔隙度谱分布相对较宽,但2层有效孔隙度大于1.8%的储层厚度相对较小,在新建产能分类图版中落在压后低产区(见图5),最终GC-X井酸化压裂试气,日产气926 m3,为低产气层,产能分类结果与试气结果一致。

图6 GC-X井综合解释成果图*非法定计量单位,1 ft=12 in=0.304 8 m,下同

6 结 论

(1) 对于特低孔隙度渗透率储层,储层孔隙分布的非均质程度与其渗透能力关系明显,即非均质性越强,渗透性越好。

(2) 以工程试气层段为单位,优选累加孔隙度及孔隙度谱标准偏差建立了塔东碳酸盐岩储层产能分类标准,在新井应用中见到了很好的效果,为塔东碳酸盐岩勘探评价、射孔选层提供了必要的技术支持。

(3) 目前研究区处于勘探初期,随着后期试气资料的增加,文中所建立的产能分类标准可得到进一步检验和完善。