孙永河,冯　丹,王汉强

(1.东北石油大学 地球科学学院,黑龙江 大庆 163318;2.东北石油大学 非常规油气成藏与开发省部共建国家重点实验室培育基地,黑龙江 大庆 163318)



松辽盆地姚家组砂岩输导层划分与定量表征

孙永河1,2,冯丹1,2,王汉强1

(1.东北石油大学 地球科学学院,黑龙江 大庆 163318;2.东北石油大学 非常规油气成藏与开发省部共建国家重点实验室培育基地,黑龙江 大庆 163318)

以松辽盆地古龙南地区姚家组姚一段砂岩为研究对象,根据岩心、测井资料及油水分布规律,将研究区划分为P11-1～P14-2、P15-1～P16-1、P16-2～P18三套输导层。利用砂地比建立判定砂体几何连通性和流体连通性的概率模型,并应用该模型量化描述研究区主要砂岩输导层的连通性特征。结果表明:当砂地比小于5%时,砂体基本不连通;当砂地比大于35%(几何连通性特征)或25%(流体连通性特征)时,砂体完全连通;当砂地比介于5%～35%(几何连通性特征)或5%～25%(流体连通性特征)时,随着砂地比的逐渐增加,砂体连通概率逐渐增大。全区砂地比普遍偏低,但连通性良好,三套输导层中P11-1～P14-2砂体连通性最好,其次为P15-1～P16-1,P16-2～P18最差。该研究为油气运移路径刻画提供了依据。

砂岩输导层;几何连通性;流体连通性;砂地比;量化表征

0　引　言

近年来,众多学者对盆地尺度的油气运移进行了研究[1-3],通过研究认识到量化分析运移通道对寻找油气具有重要意义。以往学者借鉴储层描述的思想和方法,提出了输导层的概念,以实现对油气输导通道的量化表征。事实上,由于作为通道的地质体内微观孔渗的非均质性,使得宏观上油气运移的路径具有非均质性[4]。因此,若想准确地刻画油气的运移路径,必须先厘清输导通道的非均质性。研究区松辽盆地古龙南地区姚家组地层砂体非常发育,断裂几乎不发育。笔者研究了该区砂体间的连通性特征,并进行定量表征,以期为油气运移路径刻画提供依据。

1　砂岩输导层的划分

一般认为输导体即是在油气运移过程中作为通道的地质体,其定义为,一定空间和时间范围的油气成藏系统内,微观上具有孔隙空间和渗透能力,宏观上几何连接,内部各部分之间具有流体动力学连通性的地质体。

要在盆地尺度内进行油气运移研究,砂岩输导体的输导性能及其量化表征应在一定厚度的地层单位范围内进行。基于上述认识,罗晓容等[4]提出了输导层的概念并将其定义为区域盖层之下具有一定厚度的地层单元中各输导体的总和。这些输导体在宏观上几何连接，油气运移发生时相互之间具有流体动力学连通性。

在厚度较大的砂岩层中往往分布有稳定连续的泥岩层,其孔渗性差[5-6],不能输导油气,因此可作为分隔层,将大套砂岩分隔成几套输导层。文中以岩心照片与测井曲线对比结果、油水纵向分布规律、全区精细对比结果作为划分依据,在纵向上对研究区砂体进行精细划分。

1.1划分依据

1.1.1岩心照片与测井曲线对比

通过岩心和测井结合方法,建立二者响应关系。在全区选择八口主干井,建立连井剖面,通过泥岩层的测井曲线特征进行追踪,并与八口井相应深度的岩心照片作对比,刻画泥岩隔层的分布范围。从岩心照片与测井曲线对比结果中可以清晰地看出,P15-1和P16-2有连续稳定分布的两套泥岩层,可作为分隔层。

1.1.2油水纵向分布规律

结合油水关系,对纵向区域连井剖面精细刻画,细分输导层。在研究区内选择G68井区的开发井分析油气纵向分布规律。纵向油气分布结果显示，在P15-1之上砂体呈现明显的下水上油分布规律,是一套独立的油水系统，P16-2之下也呈现这样的规律。总体上分割出三套独立的油水系统。

1.1.3全区精细对比

在全区范围内作精细对比,系统分析泥岩分隔层的分布,划分输导层。覆盖全区选择四横四纵连井线,建立连井剖面,对输导层进行精细刻划。综合八条连井剖面可以清晰地看出,P15-1和P16-2两个层位有两套覆盖全区稳定的泥岩层，可以作为分隔层。

1.2划分结果

综合上述分析,古龙南地区姚家组地层砂体纵向可以划分为三套输导层,分别是P11-1～P14-2,P15-1～P16-1和P16-2～P18,如图1所示。

图1　姚家组砂岩输导层分布及划分

2　砂体连通性量化表征

依据输导层的定义,砂体间的连通性可以被划分为几何连通性和流体动力学连通性。

2.1几何连通性

2.1.1模型

选择南北两个区块,以开发区砂体连井相剖面为基础,系统统计各井间连通性与砂地比值。图2所示的统计方法[7]为,当一口井和与其相邻的两口井都连通时,该口井记为连通,并对应该口井的砂地比值;而当与其中一口连通,另一口不连通时,则记为不连通;和相邻两口井都不连通时也记为不连通。以此方法对每口井的连通性进行统计。

图2　砂体连通性与砂地比统计关系

由于油气的运移受到了众多地质因素的影响,实际工作中,即便是对勘探程度很高的地区进行连通性分析,也不可能获得任意位置处连通性的确定性判断。概率统计方法可能是表征这种复杂状况的最有效手段,而砂体连通概率可以将砂体连通与否的判断与影响砂体连通性的地质参数联系起来。

对某一地质参数而言,将统计获得的观测数据(参数值)按照一定间隔划分成不同的区间,根据观测点所对应的连通性判识结果,统计每个区间内砂体连通的数据数量(n)与全部数据数量(N)的比值,即砂体连通概率(P),其表达式为P=n/N。

依据北部区块概率统计结果建立三套输导层几何连通性的评估模型,如图3所示。从图3中可以看出,研究区砂地比普遍较低,当砂地比小于0.05时,砂体基本不连通;当砂地比介于0.05和0.35之间时,砂体开始连通,连通概率随砂地比增加而逐渐增大;当砂地比大于0.35时,砂体完全连通。

2.1.2量化表征

根据模型统计出的砂地比与砂体连通概率间的关系,对不同输导层的几何连通特征进行量化表征[8-9],结果如图4所示。从图4中可以看出,第一套输导层P11-1～P14-2砂体几何连通性较好,第三套输导层P16-2～P18砂体几何连通性较差。

图4a、4c、4e中红色代表砂地比高值区;图4b、4d、4f是按照连通性模型绘制的分段砂地比图,其中,蓝色区域代表基本不连通砂体,黄色区域代表开始连通砂体,粉色区域代表完全连通砂体,直观地展现不同位置砂体的连通性特征。

2.2流体连通性

砂岩体在空间上的连接和叠置往往是河道摆动的结果,但砂体直接接触并不一定代表着油气等地质流体就能够在这些砂体之间流动,因为砂岩体相互叠置之前可能发生过泥质沉积过程,形成泥质薄层。这些薄层在钻井中不一定能够辨识,但对流体的流动会起到阻隔作用[10]。因而,几何连通的砂体能否作为有效输导体,还取决于砂体的流体连通特征。

图3　姚家组三套输导层砂体几何连通性评估模型

2.2.1模型

在实际操作中采用注水响应分析法来统计每口井的连通情况。注水井注水量的变化会引起与之连通的产油井产液量的波动,处于同一水动力系统中的注水井注水量随时间变化的趋势和产油井产液量随时间变化的趋势应大致相似,利用此特征可分析油水井层间连通性[11-13]。由于在油田实际生产中注水层位与产液层位并没有详细标定,所以只能对整套砂体进行流体连通性的统计。

以注水井Z126-78为例,该井日注水量和与其相邻两口产油井日产液量随时间的变化关系如图5所示。从图5看出,Z124-79井日产液量变化趋势与注水井日注水量的变化趋势一致,说明两口井连通,而Z128-76井日产液量的变化趋势与日注水量变化趋势不一致,其间没有规律,说明两口井不连通。

图5　注水井注水量和产液井产液量随时间变化情况

依据此方法对北部工区所有注水井与产油井进行连通性统计,并应用概率统计法建立该区流体连通性的统计模型,如图6所示。

由图6中模型可以看出,当砂地比小于0.05时,砂体基本不连通;当砂地比介于0.05和0.25之间时,砂体开始连通,连通概率随砂地比增加而逐渐增大;当砂地比大于0.25时,砂体完全连通。砂地比的临界值相比几何连通性有一定的差别。

图6　姚家组砂体流体连通性评估模型

2.2.2量化表征

依据以上模型对姚家组地层砂岩体的流体连通性进行量化表征,结果如图7所示。由图7可以看出,研究区尽管砂地比普遍偏低,但砂体流体连通性较好,除少数区域外基本处于流体连通状态,有助于油气在其中运移。

图7　姚家组地层砂地比分布及流体连通性量化表征

Fig.7Diagram of sand ratio distribution and hydro-dynamics connectivity quantitative characterization of Yaojia formation

3　结　论

(1)松辽盆地古龙南地区葡萄花油层划分为P11-1～P14-2,P15-1～P16-1和P16-2～P18三套输导层。

(2)几何连通性的研究表明,当砂地比小于5%时,砂体基本不连通;当砂地比大于35%时,砂体完全连通;当砂地比介于5%～35%时,随着砂地比的

逐渐增加,砂体间开始叠置,砂体连通概率逐渐增大。

(3)流体连通性的研究表明:当砂地比小于5%时,砂体基本不连通;当砂地比大于25%时,砂体完全连通;当砂地比介于5%～25%时,随着砂地比的逐渐增加,砂体连通概率逐渐增大。

(4)除古龙、新肇部分地区及研究区南部一带外,砂体均具有一定的连通性,三套输导层中P11-1～P14-2砂体具有良好的连通性,其次为P15-1～P16-1,P16-2～P18砂体连通性较差。

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(编辑荀海鑫)

Division and quantitative characterization of Yaojia formation sandstone carrier in Songliao Basin

SUN Yonghe1,2,FENG Dan1,2,WANG Hanqiang1

(1.School of Geosciences,Northeast Petroleum University,Daqing 163318,China;2.The State Key Laboratory Base of Unconventional Oil &Gas Accumulation &Exploitation,Northeast Petroleum University,Daqing 163318,China)

This paper is concerned with classifying a study area into three sets of sandstone carrier P11-1～P14-2,P15-1～P16-1 and P16-2～P18,based on the analysis of core and logging data,combined with the oil distribution from the first member of Yaojia formation in Gulongnan area,Songliao Basin.The classification is made possible by determining the sand ratio,the geometrical connectivity and hydro-dynamics connectivity of sandstone carrier,and developing a probability model with which to perform quantitative description of the sandstone carrier connectivity of the study area.The results show that the presence of sand ratio lower than 5% means the isolation of sand bodies from each other;the presence of the sand ratio greater than 35% (for the geometrical connectivity) or 25% (for the hydro-dynamics connectivity) means a complete connection between sand bodies;the occurrence of the sand ratio ranging between 5%～35% (for the geometrical connectivity) or 5%～25% (for the hydro-dynamics connectivity) means a gradual increase in the connectivity probability,depending on the increase in the sand ratio.The whole area is of generally lower sand ratio,but of a better connectivity which varies from the best P11-1～P14-2 through P15-1～P16-1 to the worst P16-2～P18,as in the case of three sets of sandstone carrier.This study may provide a basis for oil and gas migration path description.

sandstone carrier;geometrical connectivity;hydro-dynamics connectivity;sand ratio;quantitative characterization

2015-01-19

国家科技重大专项项目(2011ZX05003-001);国家自然科学基金项目(41272151);中国石油科技创新基金研究项目(212041)

孙永河(1979-),男,黑龙江省佳木斯人,教授,博士,研究方向:含油气盆地构造及控藏作用分析,E-mail:syh79218@163.com。

10.3969/j.issn.2095-7262.2015.02.009

P618.13

2095-7262(2015)02-0157-05

A