低孔-低渗砾岩储层量化评价方法研究

2014-06-19李红南中国石油大学华东地球科学与技术学院山东青岛266580

石油天然气学报 2014年2期

关键词：试油层段含油

李红南 (中国石油大学 (华东)地球科学与技术学院,山东青岛 266580)

封猛,胡广文 (中石油西部钻探分公司试油公司,新疆克拉玛依 834000)

李雪彬 (中石油新疆油田分公司勘探公司,新疆克拉玛依 834000)

万雪蓉 (中国石油大学 (华东)地球科学与技术学院,山东青岛 266580)

张野 (中石油新疆油田分公司勘探公司,新疆克拉玛依 834000)

低孔-低渗砾岩储层量化评价方法研究

李红南 (中国石油大学 (华东)地球科学与技术学院,山东青岛 266580)

封猛,胡广文 (中石油西部钻探分公司试油公司,新疆克拉玛依 834000)

李雪彬 (中石油新疆油田分公司勘探公司,新疆克拉玛依 834000)

万雪蓉 (中国石油大学 (华东)地球科学与技术学院,山东青岛 266580)

张野 (中石油新疆油田分公司勘探公司,新疆克拉玛依 834000)

玛北斜坡区三叠系百口泉组(T1b)发育低孔-低渗砾岩储层,开发难度较大。为寻找高产层位,为油田后期开发部署提供可靠依据,针对T1b储层开展了量化评价研究。以动、静态资料相结合,多参数综合分析为思路,参考试油资料,优选出沉积微相、岩心平均渗透率与流动带指数的乘积、核磁孔隙度与厚度的乘积、τ2谱峰数、压力恢复速率及其曲线形态、含油级别、地层电阻率等作为储层评价指标。确定各指标的分类标准,利用模糊综合评判法将T1b储层划分为4类。经验证,储层评价结果与实际试油结论基本符合,应用效果好。

低孔-低渗;砾岩储层;玛北斜坡区;百口泉组;量化评价

随着油气工艺技术的快速发展和勘探开发程度的不断深入,低孔-低渗油气藏的储量和产量逐年增大,是目前新区产能建设和油田上产的主体。在低孔-低渗油气藏勘探开发过程中,准确地评价储层,筛选出相对优质层位,对提高试油成功率、制定油田开发规划具有重要意义。然而,低孔-低渗储层通常具有孔渗关系较差、孔隙结构复杂、非均质性较强、流体流动表现为 “非达西流”等特点,传统的以孔隙度、渗透率为主要评价参数的储层评价方法已不再适应该类储层[1,2]。目前,已有学者提出了连通因子、喉道半径、可动流体比率、启动压力梯度以及有效驱动因子等表征低孔-低渗储层的新参数,并通过构建综合分类系数或采用模糊综合评判、聚类分析等数学方法进行储层量化评价工作[3～5]。但上述方法往往仅针对某一具体区块开展,并不适用于该次研究的低孔-低渗砾岩储层,因此,需要建立新的储层量化评价方案。笔者以多参数综合分析为研究思路,将流动带指数、核磁孔隙度及横向弛豫时间τ2谱峰数与传统评价参数、沉积微相、试井动态资料、含油气性等相结合,探讨了低孔-低渗砾岩储层的综合分类评价方法,为寻找优质低孔-低渗储层提供参考依据。

1 研究区概况

玛北斜坡区位于准噶尔盆地西北缘乌夏断裂带与玛湖凹陷的接合处。该区三叠系从下到上依次划分为百口泉组(T1b)、克拉玛依组(T2k)、白碱滩组(T3b),其中T1b为该次研究的目的层段。T1b从下到上又可划分为百一段(T1b1)、百二段(T1b2)和百三段(T1b3)[6,7]。沉积相研究表明,T1b主要发育扇三角洲沉积体系,物源主要来自北东方向的夏子街地区。岩石类型包括砂砾岩、砂质砾岩、岩屑砂岩及 (含砾)不等粒岩屑砂岩等。岩石碎屑颗粒间以线接触为主,压嵌型胶结,磨圆度为次圆、次棱-次圆状,分选差,岩石的成分成熟度和结构成熟度均较低。储层物性较差,平均孔隙度低于10%,渗透率一般在1mD以下,且二者相关性较差,属于低孔-低渗储层。粒间孔隙是研究区T1b储层最主要的储集空间,占总孔隙的一半以上,主要为剩余粒间孔,此外,还发育溶蚀孔隙和微裂缝。根据毛细管压力曲线资料,储层排驱压力较大,压汞曲线类型为偏右上方的中细歪度型,且样品最大进汞饱和度一般小于50%,表明T1b储层孔隙结构较差。根据玛北斜坡区T1b储层产能分布状况,将产能划分为4个级别,对应储层也划分为4类:Ⅰ类储层(产能≥8m3/d)、Ⅱ类储层(产能介于8～5m3/d)、Ⅲ类储层(产能介于5～3m3/d)、Ⅳ类储层(产能≤3m3/d)。

2 储层分类评价指标

2.1 沉积微相及层位

据研究区内43个井层的试油结果统计,T1b不同层位储层的含油性差异较大:T1b2的17个试油井层中获油层12个,所占比例明显高于其他2个层位;T1b3的14个试油井层中油层所占比例仅为14.3%,干层和含油水层所占比例却达到了71.4%;T1b1中油层、干层和含油水层所占的比例均介于T1b2和T1b3之间 (见图1)。区内沉积微相研究资料显示,这种差异性与不同层位发育不同的沉积相带有关。T1b2主要发育扇三角洲前缘砂体,规模大,物性好,故有利储层分布最广;T1b3主要发育扇间(含砾)泥岩沉积和前扇三角洲细粒沉积,储层物性整体上较差,多为干层和含油水层;T1b1以扇三角洲平原沉积为主,储层物性介于T1b2和T1b3之间。而在产能方面,扇三角洲前缘亚相水层和油层的平均产量也高于扇三角洲平原亚相、前扇三角洲亚相水层和油层的平均产量。综上所述,沉积相带控制着储层的分布和质量,区内T1b2扇三角洲前缘砂体形成的储层规模大、质量好,往往是勘探开发的有利区带。

2.2 储层物性评价参数

2.2.1 室内试验评价参数

通过分析研究区T1b储层岩心孔隙度与渗透率之间的关系,发现两者相关性较差,即使是孔隙度相同时,渗透率的变化范围也较大,故应用孔隙度或渗透率单一参数对储层物性进行评价的方法不适用于目的层段。而流动带指数 (Ifz)是孔隙度、渗透率组合形成的一个宏观参数,它由Kozeny-Carmon方程导出,其表达式为[8]:

图1 不同层段试油结果对比图

式中:K为渗透率,D;φe为有效孔隙度, 1;Fs为形状因子;τ为孔隙弯曲度;Sgv为单位体积颗粒的比表面,μm-1。即便是针对低孔-低渗储层,Ifz也能很好地反映储层孔隙结构的品质,其值越大,说明储层孔喉配置关系越好。

该次研究将Ifz与岩心平均渗透率 (Kc)的乘积作为目的层段物性评价参数之一。利用研究区10口井的岩心分析资料及试油结果,构建Kc×Ifz与产能的相关性,据此将Kc×Ifz划分为4类,分别为Ⅰ类:Kc×Ifz＞220μm3;Ⅱ类:Kc×Ifz介于220～70μm3之间;Ⅲ类:Kc×Ifz介于70～25μm3之间;Ⅳ类:Kc×Ifz＜25μm3(见图2)。

2.2.2 核磁测井评价参数

核磁测井测量的岩石孔隙内氢核的τ2仅取决于储集层孔隙结构与流体性质,不受岩石骨架的影响,故核磁孔隙度比常规测井解释的孔隙度要准确,更接近于岩石的真实孔隙度,能更好地反映岩石的储集空间大小[9]。τ2还与孔隙直径相对应,在τ2分布谱中,短τ2谱对应的峰是由黏土和毛细管微孔隙中的束缚流体形成的,长τ2谱对应的峰是由渗流大孔隙中的可动流体形成的,故通过选择合理的τ2截止值,可有效区分储集层中的可动流体和束缚流体,进而确定储层渗透率[10]。因此,核磁共振测井技术在低孔-低渗储层分类评价中有着显著的优势。

根据研究区T1b已试油井段的核磁测井资料,并参考目的层段的岩性特征,将储层τ2截止值定为30ms。分析各井段核磁测井τ2分布谱上30～300ms和300～3000ms这2个区间的τ2谱形态,将峰面积大于30%作为条件分别统计,再将2个统计个数相加得到大于30ms的τ2谱峰数,其值越大,表明储集空间中可动流体的体积越大 (见图3)。此外,还利用核磁测井资料计算了相应井段的核磁有效孔隙度及渗透率。分析各参数与产能之间的关系,最终选定与产能相关性最好的2个参数——核磁孔隙度与射孔厚度的乘积 (φNMR×h)、大于30ms的τ2谱峰数作为目的层段的核磁测井评价参数,并依据产能将二者共同划分为4类,分别为Ⅰ类:φNMR×h＞68cm,τ2谱峰数大于15;Ⅱ类:φNMR×h介于68～48cm之间,τ2谱峰数介于15～11之间;Ⅲ类:φNMR×h介于48～30cm之间,τ2谱峰数介于11～7之间;Ⅳ类:φNMR×h＜30cm,τ2谱峰数小于7。

图2 产能与Kc×Ifz关系图

图3 核磁测井τ2分布谱形态特征图

2.3 试井动态评价指标

据T1b储层压力恢复试井资料分析,最终压力恢复速率能直接反映供给速度及地层能量状况,值越大,表明油井中长期稳产能力越强;10h压力恢复速率可反映近井地带储层能量供给,值越大,表明油井初期产能越高,压裂效果越明显。压力恢复速率曲线形态也与产能相关,产能低的层段,最终压力恢复速率曲线和10h压力恢复速率曲线为直线或近于直线型;产能高的层段,恢复速率曲线弯曲度大。以X94井为例,该井在压裂改造前产能很低,最终压力恢复速率曲线及10h压力恢复速率曲线近于直线型;而在进行压裂增产措施后,产能显著提高,压力恢复速率明显增大,最终压力恢复速率曲线也变为上凸型 (见表1)。综上所述,最终压力恢复速率和10h压力恢复速率及其曲线形态能很好地反映目的层段的产能状况,故将其作为储层评价指标之一。

2.4 含油气性评价指标

含油级别是岩心中含油多少的直观标志,一般情况下,含油级别高的储层往往是油层,含油级别低的储层往往是水层或干层[11]。但研究区T1b部分含油级别低的井段的试油结果并不符合上述规律,因此,不能将岩心含油级别当成判别目的层段含油气性的绝对指标。该次研究综合考虑了岩心含油级别、滴水试验结果及各岩心所在层段的电阻率这3项评价指标。据区内10口井的相关资料统计分析 (见表2),岩心含油级别高,滴水不渗或缓渗的井段,地层电阻率均较高(＞30Ω·m),试油结果为产油,且产能较高;岩心含油级别低,滴水不渗或缓渗且地层电阻率较高(＞30Ω·m)的井段,试油结果为产油,但产能不高;岩心含油级别低,滴水缓渗或速渗的井段,地层电阻率较高(＞30Ω·m)时,油水同出;当电阻率较低(＜30Ω·m)时,试油结果为产水。

表2 T1b储层岩心含油级别评价统计表

3 储层综合分类评价

对玛北斜坡区T1b储层的评价采用了模糊综合评判的方法[12,13]。将沉积微相及层位、物性参数、试井动态指标、含油气性指标作为评价的因素集,并根据分类评价方案构建了评价标准。确定综合评判矩阵,同时结合T1b储层的地质特征,划分了各评价指标的权重。最终根据以上确定的集合,通过模糊运算得到储层的综合评价值。如表3所示。

表3 研究区T1b组储层各评价指标的分类标准

4 应用效果

应用上述方法对研究区12口井的T1b储层进行综合评价,并通过试油资料印证其准确性,其中只有2口井储层评价错误,其余10口井的储层评价结果均与试油结论相符合,正确率达83.33%(见表4),说明该方法在目的层段应用效果良好。

表4 储层评价结果与试油结论对比

5 结论

针对玛北斜坡区百口泉组低孔-低渗砾岩储层开展了储层量化评价工作。结合目的层段特征及实际资料,选取平均渗透率、流动带指数等宏观参数与τ2谱峰数等表征微观孔隙结构的参数作为储层物性评价参数,并考虑了沉积微相及层位等静态地质资料、压力恢复速率等动态试井指标对产能的影响。确定各评价参数或指标的分类界限及标准,利用模糊综合评判思想,建立了百口泉组低孔-低渗砾岩储层量化评价方案。验证表明,评价结果与试油结论符合率较高,说明该方法在目的层段应用效果良好,可为寻找优质储层提供有益的参考依据。

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