锦州南油田变质岩潜山储层分类及其应用

王双龙 郑 炀 程 奇 房 娜 赵健男

中海石油(中国)有限公司天津分公司, 天津 300459

0 前言

潜山裂缝性油藏形成过程复杂[1-3],造成其具有储集空间类型多样、断裂系统发育、非均质性强等特点,使得这类储层特征及其分布规律更加复杂。这类油藏在见水后水淹规律多样,也反映出其具有多种储层类型。储层特征及储层类型研究对于这类油藏开发中、后期注水策略的改变及剩余油挖潜甚为关键。针对这类油藏储层特征,前人主要从岩性分布、储集空间类型、裂缝期次性、裂缝主控因素以及裂缝参数定量计算等角度开展了较为系统的研究[4-10],但对于裂缝储层分类,尤其是基于生产动态分析下的储层类型,目前还缺少更为详细的认识。

1 岩石学特征及测井响应特征

根据研究区岩心观察和薄片鉴定的结果,锦州南油田变质岩潜山岩性为区域变质作用、混合岩化作用和动力变质作用形成的变质岩(片麻岩、混合岩、碎裂岩等),同时伴随着岩浆岩侵入形成岩脉,见表1。

表1 锦州南油田变质岩潜山岩石类型表

1.1 主要岩石类型岩石学特征

锦州南油田变质岩潜山岩石学特征见图1。

片麻岩:发育粒状变晶结构,弱片麻状构造。矿物主要由浅色矿物的石英(10%～25%)、钾长石(10%～65%)、斜长石(6%～78%),以及暗色矿物的黑云母(5%～15%)和角闪石(1%～12%)组成。石英多呈它形颗粒,晶体干净,分布在长石之间;钾长石多为具有格子双晶的微斜长石,也可见正长石和条纹长石;斜长石多呈半自形～它形粒状,发育聚片双晶,表面常见绢云母化,个别斜长石风化较强;黑云母和角闪石局部遭到蚀变,多发生绿泥石化或碳酸盐化,浅层的黑云母发生轻度溶蚀,形成溶蚀孔，见图1-a)。

a)片麻岩,2井,1 750.0～1 750.6 m

混合岩:根据混合岩化作用的强度及脉体的含量可分为混合岩化变质岩(混合岩化作用弱,脉体含量<15%)、注入混合岩(混合岩化作用较弱,脉体含量15%～50%)、混合片麻岩(混合岩化作用较强,脉体含量>50%)以及混合花岗岩(混合岩化作用最强,脉体含量接近100%)[11]。研究区主要混合岩类为注入混合岩和混合片麻岩,其新生脉体主要为伟晶质脉体,矿物成分主要为长石和石英,暗色矿物含量较少,随着混合岩化作用增强,混合岩暗色矿物含量减少，见图1-b)。

动力变质岩:碎裂岩和碎斑岩为研究区主要的动力变质岩,是片麻岩和混合岩经过构造挤压破碎后形成大小不一的碎块或粉末,矿物颗粒破碎裂缝发育,镜下观察微裂缝多呈枝叉状,缝宽约0.01～0.2 mm,部分微裂缝被长英质及泥质充填,沿缝可见少量溶蚀孔。同时也可见构造角砾岩,构造角砾岩破碎严重,岩心无法取出,主要通过成像测井资料识别。

岩浆岩脉:一类为基性岩浆岩辉绿岩,主要由斜长石(50%～60%)和辉石(40%～50%)组成,井上钻遇厚度在2.82～22.52 m;另一类为由岩浆岩后期交代形成的伟晶岩[10],可见花岗伟晶岩和正长伟晶岩，见图1-c)和图1-d),花岗伟晶岩呈灰白色,主要由斜长石(45%)、石英(40%)及少量的正长石和黑云母组成;正长伟晶岩呈肉红色,主要由正长石(含量>90%)组成。具有块状构造、伟晶结构、文象结构,粒径约5～30 mm,井上钻遇厚度在3.52～42.59 m。

1.2 潜山岩性测井响应特征

锦州南油田变质岩潜山主要岩石测井特征见图2。

图2 锦州南油田变质岩潜山主要岩石测井特征图

常规测井系列能较好区分研究区变质岩岩性[12],但对于矿物组分及含量相似的变质岩,常规测井无法区分,如片麻岩与部分混合岩有相似的测井特征,可进一步结合ECS元素俘获测井和FMI成像测井识别共同区分。

片麻岩:自然伽马曲线呈平直状或低锯齿状,自然伽马值为96～254 API,密度曲线和补偿中子曲线呈“绞合状”或“负相交”(“绞合状”为补偿中子曲线和密度曲线绞合在一起；“负相交”为补偿中子曲线在左,密度曲线在右;“正相交”则反之)两种形式,密度值为1.70～2.67 g/cm3,补偿中子值为1.9%～18.0%。根据薄片数据统计,当暗色矿物含量小于15%,密度曲线和补偿中子曲线多呈“绞合状”,暗色矿物含量小于15%,密度曲线和补偿中子曲线多呈“负相交”,ECS元素俘获测井总体表现为相对低硅、低铝、高铁特征,电阻率静态图上呈暗黄—黄色,可见片麻状构造,裂缝发育。

动力变质岩:测井曲线表现为电阻率曲线和密度曲线降低,补偿中子曲线升高,形成向左“凹”状,密度曲线和补偿中子曲线呈“正相交”,构造角砾岩在GVR电阻率静态图上特征明显,为黄—棕褐色,岩石呈破碎状,碎块大小混杂,排列紊乱。

混合岩:自然伽马曲线一般为中—低锯齿状,自然伽马值为117～285 API,随着混合岩化作用增强,混合岩中暗色矿物含量逐渐减少,混合片麻岩密度曲线和补偿中子曲线多为偏“正相交”,密度值为2.34～2.63 g/cm3,补偿中子值为2.8%～16.9%；注入混合岩密度曲线和补偿中子曲线多为“绞合状”,密度值为2.41～2.64 g/cm3,补偿中子值为1.6%～18.1%。混合岩中随着伟晶质含量增多,ECS元素俘获测井为硅、铝含量相对增加,铁含量相对减少。

岩浆岩:辉绿岩自然伽马为低值平直状,其值为29～110 API,密度曲线和补偿中子曲线呈“负相交”,补偿中子值为5.4%～27.8%,密度值为2.47～2.82 g/cm3;正长伟晶岩自然伽马为高锯齿状,其值为170～603 API,密度曲线和补偿中子曲线呈“绞合状”,补偿中子值为5.4%～34.0%,密度值为2.30～2.62 g/cm3。研究区常见两类岩浆岩常规测井特征明显,易于识别。

2 储集空间类型及其特征

锦州南油田变质岩潜山曾长期暴露于地表,遭受强烈的风化剥蚀及淡水淋滤,并经历了频繁的构造运动[13],断裂系统发育,其储集空间主要发育构造裂缝、碎裂粒间孔隙和溶蚀孔隙等三种类型。

构造裂缝是锦州南油田变质岩潜山最主要储集空间和运移通道,根据岩心和成像测井资料分析,锦州南油田变质岩潜山裂缝主要形成于喜山运动早期(沙河街时期)北西向拉张应力场和喜山运动中晚期(东营组时期)北东向右旋走滑应力场,早期发育北北东至北东向张裂缝,中晚期再发育一组北西向和北东向剪裂缝。同时,在构造作用强烈的区域对变质岩本身进行破坏,形成碎裂岩和碎斑岩,甚至构造角砾岩,这类岩石碎裂粒间孔隙十分发育,成为油气储存和运移的良好储集空间。但由于不同岩石类型和矿物种类抗构造应力改造的程度不同,一般认为变质岩比岩浆岩裂缝发育,同一岩类暗色矿物含量越高,抗应力程度越强,裂缝越不发育[14-15],根据锦州南油田变质岩潜山岩心和薄片资料统计分析,片麻岩裂缝最为发育,其次为混合岩,最后为伟晶岩,辉绿岩裂缝基本不发育,片麻岩中暗色矿物含量与微裂缝发育也并非成简单线性关系,薄片中黑云母含量与碎裂岩和碎斑岩形成无明显关系,但角闪石含量大于15%时,碎裂岩和碎斑岩基本不发育。

潜山顶部的变质岩在受构造和风化淋滤双重作用下裂缝、溶蚀孔隙以及碎裂粒间孔隙也较发育,但受风化产物和上覆地层泥岩充填,导致储层物性变化较大。潜山内部溶蚀孔隙是由晶间孔隙或裂缝经风化淋滤后发育形成,主要为长石等颗粒和塑性矿物溶蚀形成孔洞。

同时变质岩在成岩演化过程中,还会经历裂缝充填作用,使裂缝成为无效储集空间,研究区主要被方解石、铁质、黄铁矿以及绿泥石等物质充填。

3 储层类型划分

3.1 储层纵向分带

童凯军、邹华耀、黄保纲等人[5，16-17]根据风化程度将锦州南油田变质岩潜山储层纵向分为风化壳、半风化壳和基岩三部分。本文结合储集空间类型及产能情况,将锦州南油田变质岩潜山储层纵向分为风化破碎带、构造裂缝带、构造破碎带以及致密带,见图3。

图3 锦州南油田变质岩潜山储层纵向特征图

风化破碎带:上覆沉积地层与潜山基岩过渡带,以风化裂缝和溶蚀孔为主,井点统计厚度为6～30 m,厚度与古地貌成正向关系,古地貌越高,风化破碎带越发育。储层物性差,孔隙度为5%～10%,渗透率变化较大，为0.1～160 mD,测井上具有相对高声波时差、相对低电阻率的特点。风化破碎带产能变化较大,2井产能为110 m3/d,占总井产能29%,4D井产能为22 m3/d,占总井产能6%,7井产能为2 m3/d,占总井产能3%,8井测试无产能,总体而言产能较差。

构造裂缝带:以构造裂缝为主,井点统计构造裂缝带厚度介于30～150 m,厚度与古地貌单元成正向关系,古地貌越高,构造活动越强烈,其构造裂缝越发育。孔隙度3%～15%,渗透率变化较大，为0.1～478 mD,测井上具有相对高声波时差、相对中等电阻率的特点,裂缝在成像测井上多为暗色正弦曲线。构造裂缝带是潜山的主要生产段,其产能占整个潜山的70%以上。

构造破碎带:当构造引力更强时,局部构造裂缝带可碎裂成构造破碎带,储集空间以碎裂粒间孔隙为主,发育在大型断层附近,测井上具有高声波时差、低电阻率的特点,储层渗透率好,多口开发井在钻遇到构造破碎带都发生井漏,如E22H井在钻遇构造破碎带后,平均漏速达40 m3/d,累计漏失量 3 400 m3。

致密带:是潜山内部储集空间不发育的基岩带,基质岩块渗透率基本小于1 mD,测井上具有低声波时差、高电阻率的特点,在致密带偶尔也发育薄层的裂缝段,与深大断裂有关,但根据测试可知这类裂缝一般无产能。

3.2 储层平面分类

不同裂缝性质直接影响潜山油田开发效果,单一裂缝注水,注入水容易沿着主裂缝突进,而网状裂缝注水驱替更均匀,且古地貌也直接影响潜山注采模式,进而影响开发效果,见图4。

图4 锦州南油田变质岩潜山古地貌类型及裂缝走向图

根据储层类型、裂缝参数以及潜山古地貌特征将锦州南油田变质岩潜山储层平面分为四类，见表2。

表2 锦州南油田变质岩潜山储层分类及注采模式表

Ⅰ类储层:位于古地貌的凸起区,纵向上发育构造裂缝带和构造破碎带,储层厚度约80～150 m,储集空间类型为北东向张裂缝以及北西向和北东向剪裂缝形成的网状构造缝,裂缝线密度大于6条/m。由于地貌单元高、储层厚度大,采用水平井顶、底交错的开发模式,油井和水井垂向距离为50～120 m,平面距离大于300 m,开发初期单井日产油大于400 m3,无水采油期可长达800 d,见水类型以缓慢稳定型为主。

Ⅱ类储层:位于古地貌的平台区,纵向上以构造裂缝带为主,储层厚度约60～120 m,储集空间类型以北东向张裂缝形成的单一缝为主,裂缝线密度4～6条/m。由于地貌单元相对较高,平面范围大,也采用水平井顶、底交错的开发模式,油井和水井垂向距离为50～90 m,平面距离大于300 m,开发初期单井日产油200～400 m3,无水采油期300～600 d,见水类型以波动上升型为主。

Ⅲ类储层:主要位于古地貌斜坡区,纵向以构造裂缝带为主,风化破碎带和构造破碎带不发育,储层厚度约80～100 m,裂缝线密度2～4条/m,以单一缝为主。由于地貌单元相对较低,且坡度下降加快,采用水平井顶部采油,侧缘注水开发模式,油井和水井垂向距离仅50～70 m,平面距离小于300 m,加剧了见水速度,开发初期单井日产油100～200 m3,无水采油期短,见水类型以快速上升型为主。

Ⅳ类储层:主要位于古地貌凹陷区,纵向储层以风化破碎带为主,储层厚度约6～30 m,以溶蚀孔隙和少量的构造缝为主,内部裂缝不发育或者裂缝多被方解石、泥质或者黄铁矿充填。由于地貌单元低,裂缝不发育,裂缝线密度小于2条/m,采用定向井或水平井衰竭开发,开发初期单井日产油<50 m3,产能递减快,内部裂缝不发育,储层与周边注水井连通性差,不含水或含水率低。

4 矿场实践

针对锦州南油田变质岩潜山四类储层及相应的见水规律,开发中、后期采用了不同的不稳定注水策略[18-21],包括脉冲注水、周期注水、异步注采等多种注水方式,以增加各类储层水驱程度和提高采收率,实现锦州南油田变质岩潜山年增油14×104m3。

Ⅰ类储层开发中、后期注水以补充地层能量、发挥基质骨架渗吸作用为目的,采用脉冲注水策略。A17H井投产5年后日产油由初期近 1 000 m3逐渐降至150 m3,含水率逐渐上升至40%,为控制含水率上升和产量下降,采用脉冲注水开发后,日产油稳定在140 m3左右。

Ⅱ类储层比Ⅰ类储层见水模式更强,注水应以提高注水波及系数和控制含水率上升为目的,采用周期注水策略。A36H井投产2年后含水率迅速上升至60%以上,日产油降至20 m3,采用周期注水开发后,含水率降至10%,日增油40 m3。

Ⅲ类储层容易沿着裂缝形成优势通道,故采用异步注采方式控制含水突破。E22H井投产近1年后含水率突破至80%,采用异步注采开发后,周期增油量0.5×104m3。

Ⅳ类储层地貌单元最低,裂缝最不发育,以衰竭开发为主,水平井实施时井轨迹应顺着潜山面实施,增加储层钻遇率。

5 结论

1)锦州南油田变质岩潜山储层岩性为片麻岩、混合岩、碎裂岩、辉绿岩和伟晶岩,并建立了主要岩性与常规测井、成像测井和ECS元素捕获测井响应关系;储集空间主要发育构造裂缝、碎裂粒间孔隙,其次为溶蚀孔隙,为孔隙—裂缝型储集空间。

2)锦州南油田变质岩潜山储层纵向分为风化破碎带、构造裂缝带、构造破碎带以及致密带。风化破碎带以裂缝和溶蚀孔为主,构造裂缝带以构造裂缝为主,构造破碎带以碎裂粒间孔隙为主,致密带储集空间不发育。

3)锦州南油田变质岩潜山储层平面分为四类:Ⅰ类储层主要位于凸起区,发育网状交织缝,裂缝线密度大于6条/m,见水类型为缓慢稳定型;Ⅱ类储层主要位于平台区,发育单一缝,裂缝线密度大于4～6条/m,见水类型为波动上升型;Ⅲ类储层主要位于斜坡区,发育单一缝,裂缝线密度2～4条/m,见水类型为快速上升型;Ⅳ类储层主要位于凹陷区,以风化裂缝和溶蚀孔隙为主,裂缝线密度小于2条/m,不含水或含水率低。

4)结合各类储层特征和见水规律,建立锦州南油田变质岩潜山开发中、后期各类储层不同的不稳定注水策略,Ⅰ类储层采用脉冲注水,Ⅱ类储层周期注水,Ⅲ类储层采用异步注采方式,Ⅳ类储层仍为衰竭开发,实现锦州南油田年增油14×104m3。