Albert湖盆中-高滲儲層非均質性分析

楊小麗，徐　偉，張新葉，楊希濮 ，房　磊，劉　鈞

(中海石油研究總院，北京 100028)

Albert湖盆中-高滲儲層非均質性分析

楊小麗，徐偉，張新葉，楊希濮 ，房磊，劉鈞

(中海石油研究總院，北京 100028)

摘要：烏干達Albert湖盆南區(qū)K油田為中-高滲類型儲層，非均質性較強。主要運用37 m巖心及280樣次的薄片、粒度、掃描電鏡、X-衍射、壓汞、以及物性等化驗分析結果，對儲層進行層內(nèi)、層間及微觀儲層非均質性分析并研究其控制因素。研究發(fā)現(xiàn)，儲層滲透率變異系數(shù)為0.83～1.81，非均質性強，黏土及多種碳酸鹽成巖方式的差異和沉積顆粒粒級變化是儲層非均質主要影響因素。據(jù)此，將K油田Zone1A、Zone1B及Zone1C層巖石類型主要劃分為粗-中粒顆粒包殼式泥質膠結砂巖、細-中粒碳酸鹽質孔隙式膠結砂巖及中-粗粒顆粒包殼式和孔隙式泥質膠結砂巖。

關鍵詞：烏干達Albert湖盆；中-高滲儲層；分層系；儲層非均質性；

1油田地質概況

Albert湖盆位于東非裂谷西支北端，跨越烏干達和剛果境內(nèi)，為典型的地塹結構。地塹以變質巖基底為主，上覆充填了從中新世至全新世裂谷碎屑巖地層[1-2]。K油田位于烏干達Albert湖盆南區(qū)(圖1)，發(fā)現(xiàn)于2006年，為受斷層控制的砂巖層狀油氣藏，地質特征復雜，非均質性較強。目前共鉆探5口井，其中K-3A井為系統(tǒng)取心井，并進行相應的巖心薄片、粒度、掃描電鏡、X-衍射、壓汞、常規(guī)物性等地質實驗分析，為儲層層內(nèi)、層間及微觀非均質性分析奠定了可靠的基礎。

圖1　Albert盆地區(qū)域概況及K油田位置

2儲層基本特征

K油田主要發(fā)育基底、上中新統(tǒng)、上新統(tǒng)和更新統(tǒng)地層，主要儲層是上新統(tǒng)下段Zone1油組，由上至下可細分為三個亞油組，分別為Zone1A，Zone1B及Zone1C。儲層埋深較淺，為2 180～2 550 mTVDLL(湖面下垂深)，沉積相為濱淺湖沉積環(huán)境的扇三角洲沉積，發(fā)育扇三角洲前緣，以正粒序為主的水下分流河道砂為主要儲層。油田儲層厚度主要為2～10 m。K-3A井劃分為6個主要儲層砂體，共取心7次(圖2)。

3層內(nèi)層間物性、非均質性特征及評價

通過分析目的層Zone1油組儲層物性孔滲對應關系及物性分布規(guī)律，定量計算不同層沉積微相儲層砂體物性特征、滲透率的變異系數(shù)、突進系數(shù)及級差，用以評價儲層各層層內(nèi)非均質性，達到評價層間非均質程度的目的。層內(nèi)非均質性是直接控制和影響單砂體儲層內(nèi)注入劑波及體積的關鍵地質因素。研究層間非均質性是劃分開發(fā)層系、決定開采工藝的依據(jù)，也是注水開發(fā)過程中層間干擾和水驅差異的重要原因[3-4]。

圖2　K油田K-3A井下上新統(tǒng)油組、亞油組及沉積相劃分

Albert盆地南部K油田的巖心分析孔隙度為7.8%～32.1%，主要分布于20%～30%，平均值為24.6%；滲透率為(0.3～22 349.0)×10-3μm2,主要分布于(100～2 000)×10-3μm2,平均1 553.4×10-3μm2,屬中-高孔滲類儲層，但是部分具有低孔滲特點，滲透率跨度極大，孔滲對應關系較差，對應系數(shù)為0.670(圖3)。而且Zone1油組的 3個亞油組物性也存在一定差異性(表1)。

圖3　K油田孔隙度與滲透率關系(K-3A巖心分析)

首先，對各層砂體數(shù)據(jù)進行層內(nèi)非均質分析，滲透率在縱向上分別呈現(xiàn)復合韻律和隨機韻律，呈現(xiàn)較強非均質特點[5](圖2)。各項評價參數(shù)也表明(表1)研究區(qū)儲層層內(nèi)非均質性嚴重(據(jù)陸相儲層非均質評價標準)，滲透率變異系數(shù)為0.83～1.81，突進系數(shù)1.98～8.35，級差107.32～12 416.11。Zone1B層非均質程度相對最強，變異系數(shù)高達1.81；Zone1A次之，變異系數(shù)1.75；Zone1C層變異系數(shù)平均0.9，相對非均質較弱。

綜合層間物性和滲透率非均質性分析結果，Zone1B層物性最差，非均質性也最強；Zone1A層物性相對最好，但非均質性較強；Zone1C層物性較好，非均質程度相對較弱。

4分層微觀非均質性分析與評價

籠統(tǒng)的儲層評價及單一的相建模不能合理表征儲層非均質性特點，應在全面考慮層內(nèi)層間非均質性的基礎上，同時考慮沉積成巖特征，進行微觀非均質性及影響因素分析。

微觀非均質性是評價油層水驅效果和研究剩余油分布的基礎，一般情況下，孔隙非均質性越強，驅油效率越低。因此，在油田開發(fā)前期階段應合理評價儲層微觀非均質性[4]。

表1　K油田儲層層內(nèi)及層間非均質性評價參數(shù)對比(K-3A井巖心分析數(shù)據(jù))

4.1儲層巖石學特征

微觀非均質性主要受砂巖砂粒骨架、膠結物及孔隙喉道等分布及組構的不均一性影響，儲層巖石學特征是進行微觀非均質性分析的基礎[6-7]。根據(jù)K-3A井薄片鑒定、掃描電鏡、X-衍射及黏土分析結果，K油田目的層砂巖類型主要為次長石砂巖、巖屑長石砂巖、長石巖屑砂巖。顆粒以中、粗為主、分選以中等-差為主，磨圓次棱-次圓。膠結物主要為結晶泥質、碳酸鹽膠結物及少量不透明礦物?？紫额愋鸵栽ｉg孔隙為主，見少量次生溶孔，主要為長石等易溶顆粒溶蝕及少量膠結物微孔隙(圖4)，砂巖呈弱-中等壓實，顆粒呈點接觸-線接觸，可視面孔率為0.3%～13.7%。膠結物中結晶泥質普遍存在，黏土礦物形成顆粒包殼，成分主要是蒙脫石、高嶺石、綠泥石和伊利石/云母，含量為5%～15%，局部出現(xiàn)碳酸鹽膠結物，但含量較高，為20%～38%(圖2)。綜合分析其沉積及成巖特征，發(fā)現(xiàn)Zone1A，Zone1B，Zone1C層微觀非均質特征有一定差異。

4.2分層微觀非均質特征

結合層間物性非均質特點，針對各層特有的沉積與成巖特征，分析巖石顆粒骨架、泥質及碳酸鹽膠結方式、孔隙類型及孔隙結構參數(shù)等，按層系分析歸納Zone1油組三個亞油組各自微觀非均質特征及儲層類型[8-10]。

(1)Zone1A層： 碎屑顆粒以粗-中粒為主，粒度中值范圍為159.7～555.8 μm，平均357.2 μm，分選中-差；膠結物以黏土為主，含量較少，為2%～15%(圖2、圖4a)，平均7.5%，主要以顆粒包殼式充填，抑制了石英顆粒的次生加大，增加礦物顆粒抗壓實強度，抑制壓溶作用，也在一定程度上抑制碳酸鹽膠結，促進溶蝕作用[11-12]，孔隙較發(fā)育(圖4a)。另外有碳酸鹽菱鐵礦泥晶膠結充填孔隙，含量為35.3%，但僅局部出現(xiàn)(圖2)，對整體儲層孔隙喉道影響不大，但是使得儲層存在一定非均質性。整體可分為兩類巖石類型：①粗-中粒顆粒包殼式泥質膠結砂巖，孔隙較發(fā)育；②粗-中粒菱鐵礦質孔隙式膠結砂巖，孔隙不發(fā)育；以①類為主。根據(jù)壓汞法毛管壓力分析結果，排驅壓力低(1.1 psi～4.7 psi)；中值壓力較低(5.0～57.3 psi)；最大連通孔喉半徑大(20.69～75.03 μm)，屬于Ia-b類型的很好-非常好儲層[13]。

(2)Zone1B層：碎屑顆粒以細-中砂巖為主，粒度中值為314.8～325.73 μm，平均320.3 μm，分選差-中；以高含量碳酸鹽膠結為主，碳酸鹽含量22.0%～38.3%(圖2、圖4b)，平均28.8%。碳酸鹽膠結物成分主要為方解石、白云石，孔隙充填式膠結，堵塞了孔隙喉道，使得儲層孔隙和連通性降低；也存在少部分的泥質含量少、粒間孔隙發(fā)育的另一類巖石類型，這是物性較差且非均質性強的重要原因。整體可分為兩類巖石類型：①細-中粒碳酸鹽質(白云質+鈣質)孔隙式膠結砂巖，孔隙不發(fā)育；②細-中粒少泥質孔隙式膠結砂巖，孔隙發(fā)育；以第①類為主。根據(jù)壓汞法毛管壓力分析結果，排驅壓力較低(3.6～8.9 psi)，中值壓力較低(10.0～61.0 psi)，最大連通孔喉半徑較Zone1A及Zone1C層小(10.89～25.68 μm)，屬于Ib-c類型的好-很好儲層[13]。

(3)Zone1C層：碎屑顆粒以中-粗砂巖為主，粒度中值為400.6～600.5 μm，平均532.9 μm，分選差-中；膠結物以泥質為主，泥質含量比Zone1A、Zone1B層較高，為1.7%～13.7%(圖2、圖4c)，平均9.3%；泥質膠結為顆粒包殼式和孔隙充填式兩種方式，孔隙較發(fā)育，也存在碳酸鹽白云石和少量方解石膠結的巖石類型，僅局部存在，含量為6.0%～21.3%(圖2)。較高的泥質同時有一定的碳酸鹽充填是物性相對較差和非均質程度相對較弱的成巖因素。可分為兩種巖石類型：①中-粗粒顆粒包殼式和孔隙式泥質膠結砂巖，孔隙較發(fā)育；②中-粗粒白云石質孔隙式膠結砂巖，孔隙不發(fā)育；以第①類為主。根據(jù)壓汞法毛管壓力分析結果，其排驅壓力低(1.7～3.2 psi)，中值壓力低(4.4～40.5 psi)，最大連通孔喉半徑較大(30.19～56.72 μm)，屬于Ia-b類型的很好-非常好儲層[13]。

綜上所述，Zone1A，Zone1C儲層顆粒骨架粒級較粗，泥質包殼和充填孔隙為主，物性較好，非均質程度比Zone1B層弱，孔隙較發(fā)育；Zone1B層粒度偏細，主要以高含量碳酸鹽膠結為主，且有一定泥質充填，導致物性相對差，非均質性最強，孔隙相對不發(fā)育。

圖4　K油田Zone1油組砂巖粒度及膠結特征

5結論

(1)烏干達Albert湖盆K油田中-高孔滲(平均孔隙度24.6%，平均滲透率1 553.4×10-3μm2)砂巖儲層，非均質性較強。

(2)儲層主要分為三類不同巖石類型。Zone1A，Zone1C顆粒粒級較粗，泥質蒙脫石、高嶺石等包殼式充填為主，物性較好，非均質程度比Zone1B層相對較弱，孔隙較發(fā)育，屬于Ia-b類型的很好-非常好儲層。Zone1B層粒度偏細，主要以高含量碳酸鹽白云石及方解石膠結為主，導致物性相對差及非均質性最強，孔隙相對不發(fā)育，屬于Ib-c類型的好-很好儲層。

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編輯：趙川喜

文章編號：1673-8217(2016)03-0084-04

收稿日期：2016-01-10

作者簡介：楊小麗，高級工程師，1963年生，1987年畢業(yè)于西北大學巖石與礦物學專業(yè)，現(xiàn)從事海外油田開發(fā)地質工作。

基金項目：國家科技重大專項“西非、亞太及南美典型油氣田開發(fā)關鍵技術研究” (2011ZX05030-005)。

中圖分類號：TE112.23

文獻標識碼：A