基于储层分类的低孔渗储层流体识别方法

2014-09-14李金奉钟淑敏中石油大庆油田有限责任公司勘探开发研究院黑龙江大庆163712

长江大学学报(自科版) 2014年16期

李金奉，钟淑敏（中石油大庆油田有限责任公司勘探开发研究院，黑龙江大庆 163712）

大庆长垣CC地区扶余油层油藏类型主要以岩性油藏为主，储层以残余原生粒间孔为主，喉道狭窄，物性较差，有效孔隙度8%～16%，空气渗透率0.1～5mD，属于低孔、低渗储层。由于储层具有非均质性强、孔隙结构复杂、断层活动多期性等特点，导致流体测井响应复杂，流体识别难，应用常规方法油水层解释精度低。

国内外油水层识别的方法主要是在开展储层 “四性”关系研究基础上，进行导电机理分析，优选储层参数进行油水层识别［1－4］，通常采用交会图法、电阻率重叠法、神经网络法等。经大量研究分析，认为孔隙结构是控制低孔低渗油气藏流体分布的重要因素，因此有必要对低孔低渗储层按岩石物理性质进行分类，使每一类储层孔隙结构基本一致，以提高低孔渗储层的测井解释精度［5］。

1 储层分类研究

通常储层分类主要依据孔隙度、渗透率、孔隙结构等参数。孔隙度反映储层的储集空间大小，而渗透率则反映储层孔隙空间的连通性和岩石的渗流能力；孔隙结构是比宏观物性更能反映储层的本质特征的微观参数。对于孔隙结构的研究通常采用试验方法，存在成本高、难以大量采样等缺点。可以通过对少数岩心压汞资料进行分析，获得孔隙结构分类，通过对大量的宏观物性参数计算，得到储层分类参数，并进行有效划分。在此基础上，应用岩心刻度测井的方法建立一套应用测井资料进行储层分类的标准。

1.1 岩心资料储层分类

毛细管压力曲线的形态特征能比较全面真实地反映储层孔隙结构特征，是直观进行储层分类的有效方法［6－7］。笔者通过重叠法对研究区67块压汞样品试验所获得的毛细管压力曲线进行分类，根据其形态特征的不同将其分为3类（见图1）。

图1 毛细管压力曲线图

1）Ⅰ类（好）储层物性最好，岩性以粉砂岩、细砂岩为主，压汞曲线为Ⅰ类曲线，孔喉半径大、分选好、粗歪度，储层类型主要为中孔、细喉、特低渗和低孔、微细喉特、低渗，评价为好储层。

2）Ⅱ类（较好－较差）储层物性中等，岩性以粉砂岩、细砂岩为主，但粒度比Ⅰ类储层稍细，压汞曲线类型以Ⅱ类曲线为主，孔喉分选较好、歪度稍偏细，储层类型以低孔、微细喉、超低渗为主，部分为特低孔、微细喉、超低渗，评价为中等储层，是该区扶余油层产能贡献的主体储层。

3）Ⅲ类（差）储层物性最差，岩性以粉砂岩为主，粒度较细，压汞曲线类型为Ⅲ类曲线，孔喉半径小、分选差、细歪度，储层类型以特低孔、微细喉、非渗为主，部分为低孔、微细喉、非渗和超低孔、微细喉、非渗，评价为差储层。

通过分析67块压汞样品资料，得到了不同类型储层微观孔隙结构参数界限值（见表1）。

毛细管压力曲线典型形态特征反映了储层的微观孔隙结构特征，据此，可以对储层孔隙结构进行很好地分类评价，但由于实际生产中进行压汞试验分析的样品少且造价高，一定程度上限制了应用范围。低渗透率储层微观结构复杂，不同孔隙结构的储层在物性上的宏观表现就是孔隙度、渗透率关系的变化。因此，以孔隙度、渗透率关系的变化反映孔隙结构的变化为理论基础，建立宏观物性参数评价储层孔隙结构的方法，即储层品质指数法（RQI）：

表1 CC地区扶余油层不同类型储层微观孔隙结构参数界限值

式中，RQI为储层品质指数，μm；K为空气渗透率，mD；φ为有效孔隙度。

统计67块压汞样品的RQI值，在应用毛管压力曲线进行储层分类的基础上建立了与压汞法对应的RQI储层分类标准（见表2）。

表2 CC地区扶余油层储层品质指数分类标准

1.2 测井资料储层分类

岩心分析方法评价孔隙结构虽然直接，但具有成本高、难以大量采样等缺点，在实际生产过程中往往不能满足储层评价的需要，而测井资料刚好能够弥补这一不足。应用测井资料进行储层分类是储层孔隙结构研究成果的最终体现。在应用岩心资料进行储层分类基础上，采用岩心刻度测井的方法建立测井资料储层分类方法［8］。优选与RQI相关性好的声波时差、岩性密度、中子孔隙度、自然伽马等测井参数，建立了RQI测井解释模型。

式中，DT为声波时差，μs／ft；GR为自然伽马，API；DEN为岩性密度，g／cm3；CNL为中子孔隙度。

应用公式（2）对研究区10口取心井20层进行储层分类，分类结果与岩心资料建立的公式（1）解释结果对比，解释符合率88%，满足低渗透储层分类的要求。应用测井资料建立的储层分类模型，对研究去单井进行解释，当RQI＞3.8时，解释为Ⅰ类储层；当1.8≤RQI≤3.8时，解释为Ⅱ类储层；当RQI＜1.8时，解释为Ⅲ类储层。

2 油水层识别方法研究

经过上述分析发现，Ⅲ类储层主要以干层为主，因此笔者主要针对Ⅰ、Ⅱ类储层进行油水层识别方法研究。

2.1 各类储层测井响应特征

Ⅰ类储层一般厚度较大、物性较好。对于油层，2.5m电阻率较高，自然电位负异常较小（见图2）；对于水层，2.5m电阻率相对低，自然电位负异常较大（见图3）。

Ⅱ类储层薄层发育、物性较差。对于油层，感应和侧向电阻率较高，自然电位负异常较小（见图4）；对于水层，感应和侧向电阻率相对低，自然电位负异常较大（见图5）。

图2 CC地区扶余油层X70－1井Ⅰ类储层油层测井响应特征

图3 CC地区扶余油层X2－2井Ⅰ类储层水层测井响应特征

图4 CC地区扶余油层X70－4井Ⅱ类储层油层测井响应特征

图5 CC地区扶余油层X8－4井Ⅱ类储层油水同层测井响应特征

2.2 油水层识别图版建立

通过上述Ⅰ、Ⅱ类储层典型油水层测井响应特征分析，发现Ⅰ、Ⅱ类测井响应有一定差异。因此，应选择不同的测井参数应用交会图法建立各类储层的油水层识别图版。

1）Ⅰ类储层油水层识别图版 Ⅰ类储层厚度均在2m以上，选择探测较深且对油水层反映敏感的2.5m梯度电阻率（R2.5）、深侧向电阻率（RLLD）和自然电位（SP）曲线，采用逐步判别法建立Ⅰ类储层油水层识别图版，即：①识别油层：应用有效孔隙度和R2.5／SP参数作交会图（见图6），可以较好的识别油层。由图6可见，当φ≥14%和φ≥－3.669ln（R2.5／SP）＋16.16时，为油层。②识别同层和水层：应用深侧向电阻率和自然电位参数建立了同层和水层识别图版（见图7）。由图7可见，当RLLD≥17Ω·m且RLLD≥0.6779e0.111SP时，为同层，否则为水层。

图6 CC地区扶余油层油层识别图版（Ⅰ类储层）

图7 CC地区扶余油层同层与水层识别图版（Ⅰ类储层）

2）Ⅱ类储层油水层识别图版由于Ⅱ类储层发育较多薄层，在考虑层厚影响的基础上，分薄、厚层分别建立油水层识别图版。①厚度≥1.5m储层：感应测井曲线可以较好的反映油水特征，因此采用深感应电阻率／自然电位、有效孔隙度为纵坐标，建立了油水层识别图版（见图8）。对于油层，φ≥－13.20ln（RLLD／SP）＋31.5且φ ≥9.0；对于油水同层，－13.20ln（RLLD／SP）＋18.91≤φ ＜－13.20ln（RLLD／SP）＋31.5且φ≥9.0；对于水层，φ ＜－13.20ln（RLLD／SP）＋18.91。②厚度＜1.5m储层：由于深侧向电阻率测井分辨率较高，采用深侧向电阻率／自然电位、有效孔隙度为纵坐标，建立了油水层识别图版（见图9）。对于油层：φ≥－9.301ln（RLLD／SP）＋22.46且φ≥9.0；对于油水同层：φ＜－9.301ln（RLLD／SP）＋22.46且φ≥9.0。