勝北地區(qū)復雜微觀結(jié)構(gòu)儲層巖電關(guān)系及含油飽和度主控因素分析

　(中國石油集團測井有限公司吐哈事業(yè)部，新疆 哈密 839009)

勝北地區(qū)復雜微觀結(jié)構(gòu)儲層巖電關(guān)系及含油飽和度主控因素分析

[摘要]在勝北地區(qū)低幅度構(gòu)造背景下，上侏羅統(tǒng)喀拉扎組(J3k)油藏Ⅲ、Ⅳ油組儲層微觀結(jié)構(gòu)復雜，油、水分布關(guān)系多樣，油、水層電性對比度低，測井識別難度大。以勝北地區(qū)J3k油藏基本地質(zhì)特征為出發(fā)點，分析了儲層微觀結(jié)構(gòu)特征和影響儲層滲透率的主要原因，提出了油水界面以上近似油柱高度情況下孔隙結(jié)構(gòu)是控制含油飽和度的最主要因素，并以此得出了油氣的深度剖面分布規(guī)律?；诖?，給出了針對性的測井儲層評價方法，利用測井資料定量計算方解石含量及多元滲透率模型判別儲層類型；并針對不同儲層類型，采用符合儲層微觀特征的、差異化的巖電參數(shù)精準計算含油飽和度，核磁共振成像測井識別孔隙分布及流體性質(zhì)等。該研究方法在現(xiàn)場推廣應用中取得了良好的效果，極大地推進了勝北地區(qū)的油氣勘探開發(fā)進度。

[關(guān)鍵詞]儲層微觀結(jié)構(gòu)；含油飽和度；油柱高度

吐哈盆地勝北地區(qū)發(fā)育多個低幅度(構(gòu)造傾角平均在4°左右)斷鼻構(gòu)造，現(xiàn)已發(fā)現(xiàn)白堊系油藏和上侏羅統(tǒng)喀拉扎組(J3k)油藏，油藏類型主要為凝析油、凝析氣藏。在低幅度構(gòu)造背景下，深度剖面油、水分布呈現(xiàn)2個特征：一是油水過渡帶寬，欠含油飽和度油層、油水同層、含油水層發(fā)育，試油以油水同層、含油水層居多，而且油層無水采油期短；二是油、水分布復雜，存在“油、水倒置”現(xiàn)象。

J3k砂巖厚度大，油氣顯示活躍，為勘探增儲、開發(fā)上產(chǎn)的重點層位。J3k油藏Ⅱ油組底面與Ⅲ油組頂面呈不整合接觸，Ⅰ、Ⅱ油組為深湖相沉積，儲層相對不發(fā)育；Ⅲ、Ⅳ油組為辮狀河三角洲沉積，所發(fā)現(xiàn)油氣儲量大多集中在Ⅲ、Ⅳ油組[1]。在Ⅲ、Ⅳ油組儲層微觀特征上，較高的方解石填隙物含量，復雜化了導電通道，增加了低滲透(含油)水層的電阻率，降低了油、水層之間的對比度，使得測井識別油氣層難度較大；在油藏油、水分布關(guān)系上，多口井出現(xiàn)不整合面下伏Ⅲ油組頂部油層出水，底部油層出油的“油水倒置”現(xiàn)象，而且油層的剖面可追溯性和平面分布的連續(xù)性較差。為此，定量分析研究不同儲層類型的巖電關(guān)系，弄清影響油藏含油飽和度的主要控制因素，是測井評價J3k油(氣)藏面臨的主要問題。

1巖礦特征

1.1砂巖結(jié)構(gòu)

依據(jù)巖性三角圖版，勝北地區(qū)J3k主要巖性為長石巖屑細砂巖。依據(jù)勝北12井等井457塊巖樣粒度分析，J3k儲層平均粒徑一般介于0.005～0.15mm之間，占總樣品的95%；以0.05～0.15mm之間分布最廣，占總樣品65%(見圖1)?？傮w來看，J3k砂巖主要為細粒結(jié)構(gòu)，粉砂質(zhì)結(jié)構(gòu)次之。

圖1　J3k儲層平均粒徑直方圖

圖2　方解石充填孔隙(勝北12井，25號樣品)

圖3　顆粒內(nèi)溶蝕微孔(勝北8井，11號樣品)

1.2填隙物成分及含量

薄片分析表明，填隙物體積分數(shù)平均約為8.45%；雜基主要為泥質(zhì)和黏土，平均體積分數(shù)約3.05%；膠結(jié)物包括方解石、自生石英、硬石膏、自生黏土和方沸石等(圖2)，其中方解石體積分數(shù)最高，主要分布在3%～6%之間。

2孔隙特征及孔隙結(jié)構(gòu)分類

2.1孔隙類型

鑄體薄片分析，勝北地區(qū)J3k儲層孔隙發(fā)育一般～好，但分布不均勻，主要為剩余粒間孔、溶蝕粒間孔、粒內(nèi)孔，孔隙連通性一般～好；方解石充填孔隙并交代碎屑，方沸石充填孔隙。

掃描電鏡顯示，J3k儲層中方解石、硬石膏、方沸石充填孔隙，自生黏土薄膜狀膠結(jié)，石英次生加大Ⅰ級，顆粒普遍遭溶蝕，粒間孔發(fā)育主要為中等～好，微孔發(fā)育差～中等，伊-蒙混層呈片狀、卷曲絲發(fā)狀分布于顆粒表面，造成膠結(jié)物內(nèi)微孔、顆粒內(nèi)溶蝕微孔發(fā)育(圖3)。

2.2孔隙結(jié)構(gòu)特征

依據(jù)勝深3井等井共225塊毛細管壓力曲線形態(tài)以及壓汞特征參數(shù)[2]，將J3k儲層分為4類：

Ⅰ類(中孔、中滲、粗歪度型)該類為研究工區(qū)最好的儲層類型，孔隙度大于23%，滲透率大于100mD，排驅(qū)壓力小于0.04MPa，中值壓力小于0.1～3MPa，孔喉直徑均值大于125μm，最大進汞飽和度大于80%，分選系數(shù)1.5～2。

Ⅱ類(中低孔、中低滲、略粗歪度型)該類孔隙度17%～23%，滲透率10～100mD，排驅(qū)壓力小于0.04～0.1MPa，中值壓力小于0.1MPa，孔喉直徑均值31.25～125μm，最大進汞飽和度大于80%～70%，分選系數(shù)小于1.5。

Ⅲ類(低孔、低滲、略細歪度型)該類孔隙度大于11%～17%，滲透率1～10mD，排驅(qū)壓力0.1～1MPa，中值壓力3～9MPa，孔喉直徑均值7.8～31.25μm，最大進汞飽和度大于70%～50%，分選系數(shù)小于2～3。

Ⅳ類(低孔、特低滲、細歪度型)該類孔隙度大于23%，滲透率小于1mD，排驅(qū)壓力大于1MPa，中值壓力大于9MPa，孔喉直徑均值小于7.8μm，最大進汞飽和度小于50%，分選系數(shù)大于3。

統(tǒng)計表明，J3k儲層以Ⅱ、Ⅲ類為主。

3孔、滲特征及巖電關(guān)系

3.1孔、滲分布及關(guān)系

J3k孔隙度主要分布區(qū)間為11%～19%，平均13.95%；滲透率主要分布區(qū)間為1～100mD?？紫抖扰c滲透率呈線性關(guān)系(見圖4)，表明孔隙度是影響儲層滲透性的主導性因素；但是，同一孔隙度對應的滲透率區(qū)間跨度比較大，如孔隙度為15%時，對應滲透率為1～80mD，表明其他因素對滲透率的影響不可忽視。

3.2影響滲透率的主要因素

薄片分析表明，在包括方解石、自生石英、硬石膏、自生黏土和方沸石等膠結(jié)物中，方解石含量最高。構(gòu)建孔隙度-方解石體積分數(shù)-滲透率的三維交會圖(圖5)可以看出，滲透率自高方解石含量、低孔隙度到低方解石含量、高孔隙度線性增大；在方解石體積分數(shù)大于3%時，滲透率總體上小于1mD，該段存在明顯的中高孔、特低滲現(xiàn)象。顯然，利用方解石含量和孔隙度共同刻畫滲透率，比單一孔隙度定量描述滲透率更精確一些。由此可見，儲層微觀結(jié)構(gòu)中填隙物的礦物類型及含量對滲透性有著重要的影響。

圖4　J3k儲層孔隙度滲透率關(guān)系圖　　　　　圖5　孔隙度方解石體積分數(shù)滲透率的三維交會圖

圖6　勝北地區(qū)J3k不同填隙物類型F-φ關(guān)系示意圖

圖7　勝北地區(qū)J3k的F-φ關(guān)系圖

共選取J3k的12塊巖心開展了巖電試驗。原始地層水采用等效的氯化鈉溶液配制，試驗溶液的測量參數(shù)為勝北地區(qū)J3k等效氯化鈉礦化度50000mg/L，25℃條件下地層水電阻率0.1315Ω·m。

地層因素F和孔隙度φ在雙對數(shù)坐標下呈現(xiàn)分段線性關(guān)系;當φ≥0.17時，膠結(jié)指數(shù)m=1.6558，巖性系數(shù)a≈1，表現(xiàn)為簡單孔隙結(jié)構(gòu)特征；當φ<0.17時，隨著φ的降低，巖-電關(guān)系呈現(xiàn)雙向性，其一是由于泥質(zhì)填隙物含量高，微孔發(fā)育，導電網(wǎng)絡(luò)通暢，F(xiàn)-φ關(guān)系線位于簡單孔隙結(jié)構(gòu)關(guān)系線下方(曲線③)，其二是由于方解石含量的增加引起導電網(wǎng)絡(luò)的復雜化，使得F-φ關(guān)系線在低孔隙度端出現(xiàn)上翹現(xiàn)象(曲線②)，與較純凈砂巖的F-φ關(guān)系線(曲線①)相比，該段m增加、a減小，顯然異于由于泥質(zhì)充填而引起的m減小、a增加的情況(圖6)。

m、a的變化綜合反映了孔隙結(jié)構(gòu)、填隙物分布及含量變化對導電通道的影響[3]。當高方解石含量水層和較純凈砂巖油氣層共存同一剖面時，方解石引起的電阻率大幅度升高會降低油氣層的對比度，會混淆測井直觀判別油氣的能力。在計算含油飽和度時，要充分考慮不同儲層類型的巖電關(guān)系特征和巖電參數(shù)的選取。

針對于不同孔隙結(jié)構(gòu)儲層，選取不同的m和a(見圖7):

Ⅰ類、Ⅱ類孔隙結(jié)構(gòu)儲層(φ≥0.17)，m=1.6588，a=1.0275；

Ⅲ類、Ⅳ類孔隙結(jié)構(gòu)儲層(φ<0.17)，m=1.9094，a=0.3981。

4含油飽和度主控因素分析

4.1油柱高度及含油飽和度關(guān)系

圖8　不同儲層分類的油柱高度-含水飽和度關(guān)系

利用J函數(shù)得到實驗室平均毛細管壓力曲線，利用油藏條件和實驗室潤濕角等參數(shù)將其轉(zhuǎn)換成油藏條件下的毛細管壓力曲線，進而換算成不同儲層分類的油柱高度-含水飽和度關(guān)系[4](圖8)。

轉(zhuǎn)換過程中，實驗室、地層相關(guān)參數(shù)取值為：地層條件下水-油界面張力、潤濕角分別為30mN/m和30°；水-氣界面張力、潤濕角分別為50mN/m和0°；實驗室里空氣-汞界面張力、潤濕角分別為480mN/m和140°。

4.2影響含油飽和度的主要因素

油藏里飽和度的分布主要受3個因素控制：油藏高度、儲層孔隙結(jié)構(gòu)、油藏驅(qū)替率的大小(實質(zhì)是油、水的密度差)。

油氣聚集要克服毛細管壓力驅(qū)替毛細管中的地層水而形成油藏，不同孔隙結(jié)構(gòu)的儲層成藏需要不同的驅(qū)替壓力。勝北地區(qū)J3k的Ⅳ類儲層由于高方解石含量引起的中高孔、特低滲，成藏所需要的驅(qū)替壓力更大。在低幅度構(gòu)造背景下，會導致其油氣充注程度低而形成低產(chǎn)含油水層，而低部位儲層由于孔隙結(jié)構(gòu)較好而形成相對高含油飽和度的油層。對于勝北地區(qū)J3k，要達到50%的含油飽和度，Ⅳ類孔隙結(jié)構(gòu)儲層需要76m的油柱高度，Ⅲ類孔隙結(jié)構(gòu)儲層需要15m的油柱高度，而Ⅰ類、Ⅱ類孔隙結(jié)構(gòu)儲層僅需要5m的油柱高度。因此，油柱高度和儲層孔隙結(jié)構(gòu)控制著油氣的分布，而在低幅度構(gòu)造條件下，層間孔隙結(jié)構(gòu)差異大的油藏，儲層孔隙結(jié)構(gòu)則成為第一要素，“油水倒置”只是孔隙結(jié)構(gòu)決定油氣分布的外部表象而已。

圖9　SB12井測井曲線圖

4.3實例分析

SB12井2914m井段高自然伽馬層是J3k的Ⅲ、Ⅳ油組之間的不整合面，在勝北地區(qū)普遍存在，為一明顯標志層。該井Ⅲ油組試油2層：第1試油層2950～2954m，試油結(jié)果為少量油，氣水同層；第2試油層2930～2943m，試油結(jié)果為含氣水層。電性具有以下特征：2930～2957m深度段，自然電位曲線、自然伽馬曲線和電阻率曲線均體現(xiàn)出上細下粗的正韻律變化特征；2個試油層的聲波時差都在250～260μs/m之間，但密度值差異較大，底部方解石含量低，滲透性更好(圖9)。試油結(jié)果結(jié)合電性特征，物性較好部位的含油性較為飽滿。

5測井應對技術(shù)及方法

根據(jù)上述研究，較高方解石含量是引起J3k儲層孔隙結(jié)構(gòu)復雜化的主要因素，充分利用核磁共振成像測井橫向弛豫時間(τ2)譜分析儲層孔隙結(jié)構(gòu)，利用常規(guī)測井資料判別方解石含量并采用多元參數(shù)模型計算滲透率；基于復雜微觀結(jié)構(gòu)儲層巖電關(guān)系復雜的事實，選取差異化的巖電參數(shù)精準計算含油飽和度，是油氣層測井綜合評價方法的主要研究內(nèi)容。

5.1巖性、物性、含油飽和度參數(shù)模型

碳酸鹽體積分數(shù)模型：

φ(ca)=3×10-17e16.14ρR2=0.8336

孔隙度模型：

φ=0.1628×Δt-25.413R2=0.5981

滲透率模型：

K=100.1743φ-0.0105φ(ca)-1.467R2=0.5043

含油飽和度模型：

式中：φ(ca)為碳酸鹽體積分數(shù)，%；K為滲透率，mD；Sw為含水飽和度，%；n為飽和度指數(shù)；a、b為巖性系數(shù)；φe為儲層有效孔隙度，%；ρw為地層水電阻率，Ω·m；ρt為地層真電阻率，Ω·m；So為含油飽和度，%；R2為模型相關(guān)系數(shù)。

含油飽和度模型采用阿爾奇公式計算，針對不同儲層，采用差異化的巖電參數(shù)。

5.2核磁測井儲層評價方法

由核磁共振τ2譜的體積模型可知，τ2譜能夠反映的孔隙體積包含黏土束縛水、毛細管束縛水、可動流體體積(包括可動水體積和含烴體積)等，可以判別儲層孔隙結(jié)構(gòu)以及開展孔隙的有效性評價[5]；另外，由于油、水完全激化所需時間的不同，利用不同等待時間核磁共振譜差譜可以有效識別孔隙流體性質(zhì)。因此對于勝北地區(qū)復雜孔隙結(jié)構(gòu)儲層、復雜油水關(guān)系油藏，核磁共振成像測井具有不可比擬的優(yōu)勢。

SB16井J3k的Ⅲ油組頂部的4個井段(2966.4～2969.2m、2972.0～2975.0m、2980.0～2984.0m、2985.6～2986.6m、2990.0～3002.0m)，長τ2譜分布較少，小于33ms分布較多，反映束縛流體體積較大；可動流體孔隙度小于4%，核磁滲透率小于1mD，綜合評價為Ⅳ類孔隙結(jié)構(gòu)儲層、低產(chǎn)含油水層。3007.7～3012.0m井段，長τ2譜分布較多，可動流體孔隙度為5.8%，核磁滲透率小于3.192mD，差譜油氣指示強烈，含油飽和度45%，綜合評價為Ⅳ類油水同層。3012.0～3013.6m井段，滲透性較好，但含油性較差，綜合評價為含油水層(圖10)。

6結(jié)論

1)填隙物中方解石含量是決定儲層滲透率大小的主要因素。

2)低幅度構(gòu)造背景下，層間孔隙結(jié)構(gòu)差異大的油藏，在油水界面以上，儲層孔隙結(jié)構(gòu)是決定含油飽和度的第一要素，“油水倒置”是孔隙結(jié)構(gòu)決定油氣分布的外部表象。

3)方解石含量的增加會導致巖電關(guān)系呈現(xiàn)雙向性：其一是孔隙度降低，微孔發(fā)育，導電網(wǎng)絡(luò)通暢，F(xiàn)-φ關(guān)系線位于簡單孔隙結(jié)構(gòu)關(guān)系線下方；其二是由于方解石含量的增加，引起導電網(wǎng)絡(luò)的復雜化，使得F-φ關(guān)系線低孔隙度端出現(xiàn)上翹現(xiàn)象。

圖10　勝北地區(qū)SB 16井核磁共振成像測井成果圖

4)在計算含油飽和度時，Ⅰ類、Ⅱ類孔隙結(jié)構(gòu)儲層，m=1.6588，a=1.0275；Ⅲ類、Ⅳ類孔隙結(jié)構(gòu)儲層，m=1.9094，a=0.3981。

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[編輯]龔丹

[引著格式]劉洪亮，劉海濤，王成榮，等.勝北地區(qū)復雜微觀結(jié)構(gòu)儲層巖電關(guān)系及含油飽和度主控因素分析[J].長江大學學報(自科版) ,2015,12(11):36～42.

[文獻標志碼]A

[文章編號]1673-1409(2015)11-0036-07

[中圖分類號]P631.84

[作者簡介]劉洪亮(1968-)，男，高級工程師，現(xiàn)主要從事測井現(xiàn)場的生產(chǎn)、科研及管理工作，723231161@qq.com。

[基金項目]中國石油天然氣股份有限公司科技重大專項(2012E-34-12)。

[收稿日期]2014-10-14