松辽盆地三肇凹陷致密储层地质评价

蒋瑞刚

大庆油田有限责任公司勘探开发研究院，黑龙江 大庆

1. 引言

致密储层的成藏受圈闭和水动力条件控制不明显，平面上呈现大面积连片分布，因此优选甜点作为致密油藏的优先开发区[1]。当前，针对致密储层地质评价往往围绕孔隙结构、岩性精细描述、粘土矿物含量、流体性质等展开，并取得了大量的研究成果[2]-[7]。但多参数致密储层评价往往导致参数间互相矛盾，同时在实际开发过程中，为了提高致密储层的渗流能力，一般对油井进行压裂增产措施，原始的孔隙结构发生变化，导致基于孔隙结构等参数建立的致密储层评价标准适用性变差。大庆长垣东部扶杨油层致密油探明未开发储量达2.2 亿吨，是大庆油田未来重要的产量接替区。本文从压裂开发的地质条件入手，突破传统孔喉特性、流固耦合、塑性矿物含量等多参数致密储层地质评价方法，探索单井控制储量和脆性指数双参数对单井产能的控制作用，以供大庆长垣东部扶杨油层致密油的有效动用参考。

2. 地质概况

研究区位于大庆长垣东部三肇凹陷升平鼻状构造南端，是扶杨油层的开发试验区(图1)，三肇凹陷扶杨油层具有致密油形成与聚集的得天独厚的地质条件[8]。泉头组三、四段沉积时期，气候为半干旱向潮湿的过渡阶段，研究区受北部拜泉-明水沉积体系、讷河-依安沉积体系和南部沉积体系的共同影响，沉积环境为三角洲平原和三角洲前缘，发育的砂体有分流河道、水下分流河道、前缘席状砂等，砂岩厚度平均2.0 m。根据预探井和评价井岩心物性分析资料，扶杨油层孔隙度5.5%～17.5%，中值11.3%，渗透率0.01～11.2 mD，中值0.6 mD，属于典型的致密储层。

Figure 1. Top structure and study area location of Sanzhao sag图1. 三肇凹陷顶面构造及研究区位置

Figure 2. Relationship between fracture morphology and brittleness index图2. 裂缝形态与脆性指数关系示意图

3. 致密油藏产能影响因素

对于非压裂开发的致密气藏，产能受致密储层的泥质含量、孔隙度、渗透率、含油饱和度、有效厚度以及天然微裂缝的影响[9]。对于压裂开发的致密油藏，储层原始的孔隙结构和渗透性已经发生变化，因此采用脆性指数和单井控制储量衡量储层好差。致密砂岩储层的脆性研究往往借鉴页岩脆性的研究成果，并取得了较好的效果[10] [11]。Richman 在北美Barnett 页岩压裂现场试验中发现，岩石的可压性可用脆性指数表征，岩石脆性指数高，岩石越易于压裂，压后越易于形成复杂的裂缝(图2)，单井产能越高[12] [13] [14] [15]，同时裂缝形态还受压裂工艺的影响，常规压裂技术只能形成水平的对称双翼裂缝，无法改善垂向渗流能力[16]。基于杨氏模量和泊松比的脆性指数计算模型：

式中，BI——脆性指数；E——杨氏模量；u——泊松比；ρ——密度测井，g/cm3；DTS——横波测井，us/m；AC——纵波测井，us/m。

杨氏模量是指岩石破裂后，岩石维持其形成的裂缝的能力，泊松比是指岩石受到力的作用时，其抵抗被破坏的能力。脆性指数大的页岩具有较大的杨氏模量和较小的泊松比，脆性较小的页岩一般具有较小的杨氏模量和较大的泊松比[17]。

3.1. 致密储层脆性指数

通过岩心试验的方法获得脆性指数成本昂贵，不切实际，目前常用岩石力学参数法和脆性矿物表达法获得脆性指数，受岩矿鉴定数据的限制，本文采用岩石力学参数法获得脆性指数，即Richman 模型。

根据Richman 模型可知，计算致密储层脆性指数需要用的测井数据有纵波速度、横波速度和密度测井。研究区密度测井不全，只有20 口井有密度测井，横波时差测井完全没有，鉴于研究区的实际情况，需要通过其他测井数据计算出密度数据和横波时差数据。

岩石的密度受孔隙度和矿物成分的控制，因此选择能反映孔隙和岩矿特征的测井纵波声波时差、自然伽马、自然电位和深侧向电阻率线性拟合密度数据。由于测井仪器、测井环境等的差异，选择砂岩发育最差的FII3 为标准层(图3)，选择研究区中部的两口井为标准井，对全区测井曲线进行直方图法标准化处理。以其中10 口井作为拟合运算数井，剩余的10 口井作为后验井，后验井表明拟合效果很好，绝对误差平均0.002，相对误差平均2.5%。拟合公式如下：

式中，DEN——密度；AC——纵波时差；GR——自然伽马；SP——自然电位；RD——深侧向电阻率。

Figure 3. Histogram of sandstone layers and average single layer sandstone thickness图3. 砂岩层数和平均单层砂岩厚度直方图

横波时差出现在声波全波列测井中，如长源距声波测井、阵列声波测井、交叉偶极子阵列声波测井等，本文采用肇平8 井的正交偶极子阵列声波测井(XMAC)中的横波时差，通过反映孔隙和岩矿特征的横波时差、自然伽马和密度测井进行线性拟合，以水平段(扶余油层)前半段作为拟合数据，后半段作为后验数据，后验数据表明拟合效果很好，绝对误差平均-2.1，相对误差平均1.5%。拟合公式如下：

式中，DTS——横波时差；AC——纵波时差；Vsh——泥质含量；DEN——密度。

最后把纵波声波时差、横波声波时差和密度带入Richman 公式，即可计算出研究区各井扶杨油层的脆性指数，单井脆性指数采用砂岩厚度权衡法。

3.2. 单井控制储量

单井控制储量是油井产能的物质基础，它受含油面积、有效厚度、有效孔隙度的控制，通过单井控制储量这一参数，综合起了以往致密储层评价时采用的有效厚度、有效孔隙度等参数，不仅达到降维的目的，而且更综合反映各参数间的互补作用。

结合注采井间流线分布[18] (图4)，采用龟背图法圈定含油面积，具体圈定原则是：以油井为中心，向四周扩展一个开发井距，如果一个开发井距内有断层，则以断层作为边界；如果一个开发井距内有水井，则以水井作为边界；如果一个开发井距内有别的油井，则以井距之半作为边界(图5)。

Figure 4. Streamline distribution between injection and production wells图4. 注采井间流线分布图

Figure 5. Turtle back of Fuyang reservoir图5. 扶杨油层龟背图

有效厚度采用等值线面积权衡法，有效孔隙度采用有效厚度权衡法，原始含油饱和度采用单位有效孔隙体积权衡法[19]，最后用容积法计算单井控制储量[20] (表1)。

Table 1. Parameter calculation of single well controlled reserves表1. 单井控制储量参数计算表

Continued

4. 致密储层综合地质评价

以油井产能为中心，分类评价致密储层。研究区部分井是葡扶杨油层合采井，为了提高研究结果的准确性，剔除这部分井。由于压裂开发的致密油藏，单井日产下降快(图6)，所以采用油井压裂投产后连续生产两年的累积产油量来衡量致密储层的好差，基于两点考虑，一是连续生产两年油井单井产量趋于稳定，二是注水尚未受效，规避开发因素对产量的影响。根据各井连续生产两年累积产油量的累积频率可以把累积产油量分为四段，即＜500，500～1050，1050～1500，＞1500，由于第四段井数太少，所以把第三段和第四段合并，这样累积产油量分为三段，相应的致密储层类别也分为三类，即I 类、II 类、III 类(图7)。

Figure 6. Daily production curve of some oil wells in Fuyang reservoir图6. 扶杨油层部分油井日产曲线

Figure 7. Histogram of cumulative oil production of oil wells in Fuyang reservoir图7. 扶杨油层油井累积产油量直方图

结合单井控制储量、脆性指数和储层类别，可知三类储层的单井控制储量和脆性指数标准(表2)。I类储层单井控制储量和脆性指数都高，III 类储层单井控制储量和脆性指数都低，II 类储层单井控制储量高、脆性指数低或单井控制储量低、脆性指数高，说明单井控制储量与脆性指数具有互补性，该分类标准的符合率达到85% (图8)。

Table 2. Comprehensive geological evaluation criteria of reservoir表2. 储层综合地质评价标准表

Figure 8. Scatter diagram of single well controlled reserves and brittleness index图8. 油层单井控制储量与脆性指数散点图

5. 结论

1) 升平鼻状构造扶杨油层整体开发效果较差是由普通压裂的压裂工艺和扶杨油层脆性指数较小的特点共同决定的，两者共同作用的结果是压裂只能形成两翼对称的多缝，不能形成体积缝，无法在垂向上改善致密储层的渗透性。

2) 对于压裂开发的致密油藏，油井产能受单井控制储量和脆性指数的共同控制，以油井产能为致密储层的根本评价参数，以单井控制储量和脆性指数为地质评价参数，把致密储层分为I、II、III 类储层，单井控制储量与脆性指数具有互补性。

3) 在致密储层评价中，首次采用单井控制储量评价参数，不仅实现了评价参数的降维，而且评价结果较好。