雙重介質(zhì)致密砂巖儲集層有效性綜合評價(jià)
——以鄂爾多斯盆地西南部紅河油田長81油藏為例

賈　俊，司馬立強(qiáng)，孟軍田，孟云濤

(1.西南石油大學(xué) 地球科學(xué)與技術(shù)學(xué)院，四川 成都 610500；　2.中國石化 華北油氣分公司 勘探開發(fā)研究院，河南 鄭州 450006；　3.中海石油 天津分公司 勘探開發(fā)研究院，天津 300452)

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雙重介質(zhì)致密砂巖儲集層有效性綜合評價(jià)

——以鄂爾多斯盆地西南部紅河油田長81油藏為例

賈俊1,2，司馬立強(qiáng)1，孟軍田2，孟云濤3

(1.西南石油大學(xué) 地球科學(xué)與技術(shù)學(xué)院，四川 成都 610500；2.中國石化 華北油氣分公司 勘探開發(fā)研究院，河南 鄭州 450006；3.中海石油 天津分公司 勘探開發(fā)研究院，天津 300452)

鄂爾多斯盆地西南部紅河油田延長組長81致密砂巖儲集層同時(shí)發(fā)育孔隙型和裂縫型雙重儲集空間?？紫缎突|(zhì)儲集層具有填隙物成分復(fù)雜、巖石粒度細(xì)、孔喉結(jié)構(gòu)復(fù)雜、物性差和非均質(zhì)性強(qiáng)等特性，導(dǎo)致有效儲集層特征不明確，儲集層產(chǎn)量普遍較低；同時(shí)，不同產(chǎn)狀、張開度和充填程度的裂縫對基質(zhì)儲集層滲透性改造程度不同，井間產(chǎn)能差異較大?；趲r心分析資料，以測試、生產(chǎn)數(shù)據(jù)為約束條件，綜合運(yùn)用地質(zhì)研究和測井手段，選取有利測井相、孔喉結(jié)構(gòu)、儲集性、滲透性以及裂縫有效性等五項(xiàng)評價(jià)指標(biāo)對長81雙重介質(zhì)致密砂巖儲集層進(jìn)行有效性綜合評價(jià)，并建立了評價(jià)標(biāo)準(zhǔn)。對研究區(qū)域內(nèi)31口井的分析表明，儲集層有效性評價(jià)結(jié)果與生產(chǎn)情況有良好一致性。

雙重介質(zhì)；儲集層有效性；致密砂巖；紅河油田；鄂爾多斯盆地

儲集層有效性評價(jià)是致密儲集層研究的重點(diǎn)和難點(diǎn)[1-2]。鄂爾多斯盆地西南部紅河油田長81致密砂巖儲集層同時(shí)發(fā)育的中、小孔隙和裂縫雙重儲集空間加大了評價(jià)的難度。前人對紅河油田及相鄰地區(qū)長81儲層特征、主控因素、勘探目標(biāo)選擇等做了大量有益的研究，深化了認(rèn)識，為下一步的儲層有效性研究提供了重要的支持[3-6]。

為了明確有效儲層標(biāo)準(zhǔn)，揭示產(chǎn)能差異的內(nèi)在原因，指導(dǎo)開發(fā)生產(chǎn)，本文選取紅河油田長81儲集層作為研究對象，綜合采用地質(zhì)、巖石物理與測井等手段，分別對孔隙型基質(zhì)和裂縫型儲集層有效性進(jìn)行了綜合評價(jià)，建立有效儲集層評價(jià)標(biāo)準(zhǔn)，以期為開發(fā)生產(chǎn)提供依據(jù)。

1　油田概況

紅河油田位于鄂爾多斯盆地西南部，構(gòu)造區(qū)劃上屬于鄂爾多斯盆地西緣天環(huán)向斜的南段(圖1)，構(gòu)造西低東高，平均坡降為6～8 m/km，地層傾角0.3°～0.6°。地層向西平緩傾斜，西傾局部發(fā)育小幅度低洼地帶，構(gòu)造相對簡單[7]?？v向上，三疊系延長組和侏羅系延安組是油田主要目的層段，自下而上發(fā)育長9、長8、長7、長6和延9等多套油氣層，其中三疊系延長組長81是主力產(chǎn)油層之一。

圖1　紅河油田構(gòu)造位置Fig.1　Structural location of Honghe oilfield

2　儲集層基本特征

2.1巖性特征

長81儲集層巖性為長石巖屑砂巖和巖屑長石砂巖，巖屑類型以變質(zhì)巖屑為主[3-5]，并有少量的火成巖巖屑和沉積巖巖屑。填隙物總量約占14%，以泥質(zhì)雜基為主，膠結(jié)物類型主要包括方解石、白云石和自生粘土等。其中，自生粘土礦物主要有伊/蒙混層、綠泥石、高嶺石及伊利石。膠結(jié)類型以孔隙式膠結(jié)為主，次為薄膜-孔隙式和鑲嵌-孔隙式膠結(jié)。巖石顆粒以細(xì)砂-粉砂粒徑為主，磨圓度以次棱角-棱角狀為主，分選中等，接觸關(guān)系以線-點(diǎn)接觸和線狀接觸為主。以上巖石學(xué)特征表明，高含量的伊/蒙混層和綠泥石等填隙物成分影響儲集層孔喉結(jié)構(gòu)，不利于孔隙中流體的滲透。以細(xì)砂-粉砂為主的細(xì)粒巖性，在微小吼道處由于較強(qiáng)的毛管壓力作用易形成栓塞，也會影響儲集層流體滲透，造成束縛水飽和度增大，降低儲集層有效性[7-9]。

2.2物性特征

長81砂巖孔隙度呈單峰態(tài)分布，范圍在1.1%～21.3%，儲層孔隙度主要分布區(qū)間為7%～16%，平均孔隙度為11%。砂巖滲透率分布范圍在(0.01～37.6)×10-3μm2，儲層滲透率主要分布區(qū)間為(0.08～4.43)×10-3μm2，平均滲透率為0.55×10-3μm2，屬于低孔、特低滲儲層[7]。

2.3微觀結(jié)構(gòu)特征

依據(jù)薄片觀察并結(jié)合掃描電鏡，長81儲集空間以孔隙型為主，主要為粒間溶孔和粒內(nèi)溶孔，孔隙組合類型以粒間孔-溶孔型為主。據(jù)毛細(xì)管壓力測試結(jié)果，長81儲集層以微、細(xì)喉組合為主，平均排驅(qū)壓力為1.1 MPa，中值壓力變化范圍相對較大，為0.59～19.2 MPa，平均中值壓力為9.4 MPa，反映巖石孔喉分布的不均勻。喉道半徑為0.01～1.23 μm，平均喉道半徑為0.27 μm，最大孔喉半徑普遍小于1.0 μm，主要偏向于孔喉半徑較小的一側(cè)。

2.4裂縫發(fā)育特征

長81儲層裂縫較發(fā)育，在長73底部泥巖、長81頂部和長81主砂體均見到裂縫。裂縫類型主要包括因機(jī)械壓實(shí)破裂或沿解理縫裂開形成的裂縫、因應(yīng)力作用巖石被擠壓或拉張形成的構(gòu)造縫以及沉積物沉積時(shí)形成的層理縫等。從裂縫產(chǎn)狀分析，長81儲集層主要發(fā)育構(gòu)造應(yīng)力作用產(chǎn)生的斜交縫、高角度縫和網(wǎng)狀裂縫，并發(fā)育一定成巖作用產(chǎn)生的層間水平縫。從裂縫充填程度分析，長81儲集層裂縫多以充填和半充填為主，其中，高角度裂縫以未充填和半充填為主，而低角度、水平縫多以充填、半充填形式存在，滲透性較差[10-11]。

2.5滲流特征

長81巖心油潤濕指數(shù)為0，水潤濕指數(shù)為0.20～0.61，潤濕性為弱親水-親水性。油水兩相滲流實(shí)驗(yàn)表明，束縛水飽和度為20.67%～44.92%，平均35.3%，殘余油時(shí)的含水飽和度為58.21%～92.93%，平均為73.6%。核磁共振測井顯示儲集層束縛水含量高，同時(shí)試油生產(chǎn)情況證實(shí)儲集層油水同出，且在高含水的情況下也能產(chǎn)出油流，甚至是工業(yè)油流，但產(chǎn)量變化較大。

綜上所述，紅河油田長81砂巖孔隙型基質(zhì)儲集層巖性細(xì)，孔喉結(jié)構(gòu)復(fù)雜，小孔與微、細(xì)喉并存發(fā)育，儲集層儲、滲能力較差，束縛水飽和度高，巖石親水，生產(chǎn)能力有限。同時(shí)，部分儲層發(fā)育裂縫，有利于溝通基質(zhì)孔隙空間，一定程度改善了儲集層滲透能力，具有典型的低孔特低滲孔隙型基質(zhì)儲層條件下局部發(fā)育裂縫的雙重介質(zhì)儲集層特征[7]。

3　儲集層有效性評價(jià)

儲集層有效性與沉積相、孔喉結(jié)構(gòu)、物性和裂縫有效性等多種因素密切相關(guān)[2]。

3.1測井相分析

紅河油田延長組屬三角洲沉積體系[10]。長81儲集層為三角洲前緣亞相，發(fā)育水下分流河道、分流間灣及遠(yuǎn)砂壩等沉積微相。其中，水下分流河道是儲集層主要的沉積砂體。

對24口井27個(gè)試油段測井相分析，試獲油流層段測井相類型以鐘形和箱形(光滑或齒化箱形)為主，比例為92%，少數(shù)為漏斗形。在測試產(chǎn)量超過2 m3/d的11層中，鐘形和光滑箱形的測試產(chǎn)量高于齒化箱形。鐘形水下分流河道砂體儲集層有效性較好，其次為光滑箱形和齒化箱形水下分流河道砂體，漏斗形遠(yuǎn)砂壩砂體儲集層有效性最差(表1)。

3.2基質(zhì)儲集層有效性評價(jià)

1) 孔喉結(jié)構(gòu)有效性評價(jià)

對長81儲集層巖心毛管壓力曲線分析[7]，以物性為基礎(chǔ)對儲集層進(jìn)行分類。其中，孔隙度Φ≥12%為Ⅰ類儲集層，9%≤Φ≤12%為Ⅱ類儲集層，7%≤Φ≤9%為Ⅲ類儲集層，當(dāng)Φ≤7%為非儲集層。

Ⅰ類儲集層排驅(qū)壓力小于0.5 MPa，中值半徑大于0.42 μm，有較好的滲流能力，儲集層有效性好。曲線形態(tài)表現(xiàn)為近似平臺狀，孔喉結(jié)構(gòu)呈明顯雙峰結(jié)構(gòu)，主峰部分為中喉道系統(tǒng)，喉道中值半徑分布在0.90～2.16 μm，為主要的滲流通道，對滲透率的貢獻(xiàn)值在80%以上。副峰是微細(xì)喉道系統(tǒng)，中值半徑為0.42～0.90 μm，對儲集層滲流作用有限。

Ⅱ類儲集層小孔喉比例顯著增大，微孔較少，壓汞曲線呈陡斜式略下凹，孔喉結(jié)構(gòu)無雙峰特征，喉道中值半徑分布在0.20～0.42 μm，滲透率貢獻(xiàn)值在90%以上的喉道半徑較小且分布范圍窄，此類儲集層所占比例為53%，是長81的主要儲集層。相對于Ⅰ類和Ⅱ類儲集層，Ⅲ類儲集層以微孔喉為主，平均排驅(qū)壓力大于2 MPa，孔徑小，喉道中值半徑分布區(qū)間為0.092～0.2 μm，且主要集中在微細(xì)喉道一側(cè)，對滲流能力貢獻(xiàn)較小，儲集層有效性差。

表1　紅河油田長81儲集層沉積相有效性評價(jià)Table 1　Effectiveness evaluation of sedimentary facies of Chang81 reservoir,Honghe oilfield

2) 儲集能力有效性評價(jià)

儲集性主要包括儲集空間類型和儲集空間大小兩個(gè)方面。長81砂巖儲層儲集空間類型主要為粒間溶孔和粒內(nèi)溶孔，并有少量剩余粒間孔和晶間孔，同時(shí)局部發(fā)育裂縫。研究表明[7]，有裂縫發(fā)育的儲集層，通常具有較高的產(chǎn)能。常規(guī)物性分析表明，基質(zhì)孔隙度Φ>12%的樣品僅占總數(shù)的17.8%，儲集能力所占比重為29.5%，對應(yīng)的電性參數(shù)，聲波時(shí)差(AC)大于226 μs/m，補(bǔ)償密度(DEN)小于2.45 g/cm3，為Ⅰ類儲集層。Ⅱ類和Ⅲ類及非儲集層分布情況詳見表2。

3) 滲透能力有效性評價(jià)

滲透性是致密儲集層有效性評價(jià)的重要參數(shù)之一。長81儲集層砂巖巖心滲透率分布在(0.01～4.43)×10-3μm2，為特低滲儲集層。依據(jù)孔滲關(guān)系，對巖心滲透能力的分析表明，滲透率K>0.30×10-3μm2的巖心樣品比重為18.7%，滲透能力所占比重高達(dá)71.4%，此類儲集層為中、低孔，中、細(xì)喉道孔隙結(jié)構(gòu)，滲流能力較好，為Ⅰ類儲集層。0.13

3.3裂縫性儲集層有效性評價(jià)

裂縫與儲集層滲透能力密切相關(guān)，有效裂縫發(fā)育是致密儲集層高產(chǎn)的關(guān)鍵因素之一[11-12]。利用常規(guī)測井可以定性反映裂縫儲集層是否發(fā)育[12-18]，但難以表征裂縫的有效性(如產(chǎn)狀、張開度和充填程度)。采用電成像測井，可以有效反映裂縫的發(fā)育特征[19-25]。通過對研究區(qū)裂縫的電成像測井研究，建立了不同裂縫特征的電阻率成像測井識別模式(表3)。

表2　紅河油田長81儲集層儲集能力有效性評價(jià)Table 2　Effectiveness evaluation of storage capacity of Chang81 reservoir,Honghe oilfield

表3　紅河油田長81裂縫儲集層電成像測井識別模式Table 3　Electric image logging identification model of Chang81 fractured reservoir,Honghe oilfield

長81儲集層充填或半充填裂縫，以低角度裂縫和水平縫居多，對滲透性改善作用有限，而斜交縫和高角度縫充填較少，裂縫有效性較好。通常，裂縫充填包括高阻充填與低阻充填[14]， 高阻充填物一般為次生石英或方解石晶體， 低阻充填一般為泥質(zhì)充填。長81儲集層裂縫充填物主要為方解石，在電成像圖上表現(xiàn)為較亮的正弦波條紋， 常規(guī)電阻率曲線無明顯降低，充填縫一般為無效的閉合縫，對儲集層滲透能力改造效果有限。

根據(jù)前面孔隙型基質(zhì)儲集層和裂縫性儲集層有效性研究成果，選取測井相、孔喉結(jié)構(gòu)、儲集性、滲透性以及裂縫有效性等5個(gè)參數(shù)開展紅河油田長81雙重介質(zhì)儲集層有效性綜合評價(jià)，并建立了有效性評價(jià)標(biāo)準(zhǔn)(表4)。

4　應(yīng)用效果驗(yàn)證

紅河73井長81儲集層有效性綜合評價(jià)成果(圖2;表5)表明：該井目的層發(fā)育上、下兩套砂體，自然伽馬(GR)曲線讀值隨泥質(zhì)含量增加而增大，分布范圍在52～91API；由于儲集層致密，除6號層外，自然電位曲線整體呈小幅度負(fù)異常。上部砂體(1號儲集層)自然伽馬呈鐘形，GR值較低，泥質(zhì)含量較少，SP受上下圍巖影響，負(fù)異常幅度不明顯，錄井及取心含油級別均為油浸，三孔隙測井曲線指示該層有較好的物性條件，綜合分析，評價(jià)為Ⅰ類基質(zhì)儲集層。2～7號層自然伽馬整體特征呈齒化箱形，其中4號和7號層泥質(zhì)含量較高，儲集條件較1號層略差，錄井含油顯示級別較低，但取心證實(shí)砂巖儲集層部分發(fā)育含油裂縫，具有較好的滲透性，綜合評價(jià)為受裂縫改造的Ⅱ類基質(zhì)儲集層。2號層位于下部砂體頂部，泥巖向砂巖過渡帶，泥質(zhì)含量相對較高(GR=87API)，物性條件較差(AC=212 μs/m，DEN=2.56 g/cm3)，含油級別為油跡，綜合評價(jià)為Ⅲ類基質(zhì)儲集層。相對于以上儲集層，6號層表現(xiàn)高角度裂縫儲集層特征：井眼呈右凸臺狀擴(kuò)徑，長度約4 m，自然電位負(fù)異常明顯，電阻率呈左凹低阻特征，三孔隙曲線指示有較好物性條件，取心證實(shí)該層發(fā)育高角度含油裂縫，裂縫面未被填充，儲集層滲透性改造作用顯著，綜合評價(jià)為Ⅰ類裂縫型儲集層，測試結(jié)果該層日產(chǎn)油9.04 m3/d。

對研究區(qū)內(nèi)31口井的有效性評價(jià)指標(biāo)統(tǒng)計(jì)表明，測井相類型以(齒化)箱形為主，隨著測井相由鐘形向光滑箱形、齒化箱形過渡，產(chǎn)量遞減(圖3)。隨著儲集性和滲透性條件的改善，3類儲集層產(chǎn)量呈遞增趨勢，儲集性評價(jià)標(biāo)準(zhǔn)能有效區(qū)分3類儲集層(圖4)，在直井段或水平段發(fā)育裂縫的層段均具有較高產(chǎn)能，其中HH36P100和HH37P3直井段就發(fā)育5 m以上的裂縫層，截止目前分別生產(chǎn)478和772 d，平均日產(chǎn)量分別為14.13和11.42 m3/d。

表4　紅河油田長81雙重介質(zhì)儲集層有效性綜合評價(jià)標(biāo)準(zhǔn)Table 4　Comprehensive effectiveness evaluation standards of Chang81 dual-porosity reservoir,Honghe oilfield

圖2　紅河油田紅河73井長81儲集層有效性綜合評價(jià)成果Fig.2　Comprehensive evaluation results of effectiveness of Chang81 reservoir in Well HH73,Honghe oilfield表5　紅河油田紅河73井長81儲集層有效性綜合評價(jià)Table 5　Comprehensive effectiveness evaluation of Chang81 reservoir in Well HH73,Honghe oilfield

層號測井相儲集性裂縫特征聲波時(shí)差/(μs·m-1)密度/(g·cm-3)孔隙度/%是否發(fā)育產(chǎn)狀充填含油性儲集層分類1鐘形228.52.4213.5否油浸Ⅰ類2齒化箱形2122.568.5否油跡Ⅲ類4齒化箱形2162.529.4否含油-油跡Ⅱ類6齒化箱形2382.3915.8是高角度未充填油斑-油跡Ⅰ類7齒化箱形2142.519.1否含油-油跡Ⅱ類

圖3　紅河油田長81儲層測井相與產(chǎn)量關(guān)系Fig.3　Relationship between logging facies and production of Chang81 reservoir,Honghe oilfield

圖4　紅河油田長81儲層儲集性與產(chǎn)量關(guān)系Fig.4　Relationship between porosity and production of Chang81 reservoir,Honghe oilfield

5　結(jié)論

1) 紅河油田長81致密砂巖儲集層發(fā)育孔隙型和裂縫雙重儲集空間，孔隙型基質(zhì)儲集層填隙物復(fù)雜，砂巖粒度細(xì)，儲、滲能力差等因素綜合作用導(dǎo)致儲集層有效性較差，產(chǎn)量較低。部分儲集層發(fā)育的高角度或垂直裂縫溝通孔隙空間，儲集層滲透性得到改善，產(chǎn)量較高。

2) 建立的有效性評價(jià)標(biāo)準(zhǔn)與產(chǎn)能關(guān)系分析表明，綜合運(yùn)用有利測井相、孔喉結(jié)構(gòu)、儲集性、滲透性以及裂縫有效性等5個(gè)評價(jià)標(biāo)準(zhǔn)能有效評價(jià)長81雙重介質(zhì)致密砂巖儲集層有效性，指導(dǎo)開發(fā)生產(chǎn)。

3) 儲集層有效性研究是評價(jià)優(yōu)質(zhì)儲集層的重點(diǎn)和難點(diǎn)，常規(guī)測井手段很難精細(xì)表征微觀儲集層特征和評價(jià)裂縫型儲集層，應(yīng)加強(qiáng)巖石物理實(shí)驗(yàn)分析和特殊測井研究，進(jìn)一步提高評價(jià)精準(zhǔn)度。

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(編輯張玉銀)

Comprehensive evaluation of effectiveness of dual-porosity sandstone reservoir:A case study from Chang 81reservoir in Honghe oilfield in southwest of the Ordos Basin

Jia Jun1,2，Sima Liqiang1，Meng Juntian2,Meng Yuntao3

(1.SchoolofGeoscienceandTechnology,SouthwestPetroleumUniversity,Chengdu,Sichuan610500,China;2.ExplorationandProductionResearchInstitute，SINOPECNorthChinaCompany,Zhengzhou,Henan450006,China;3.ResearchInstituteofExploration&DevelopmentofTianjinBranch,CNOOC,Tianjin300452,China)

Chang81reservoir in Honghe oilfield is a tight sandstone reservoir with dual porosity consisting of pores and fractures.Due to various interstitial material component,fine grain size,complex pore structure,poor physical condition and strong heterogeneity,effective reservoir characteristics are inconspicuous and production is generally low.In addition,production capacities among wells are significantly different owing to varying degrees of reservoir permeability improvement by fractures with different occurrences,openess and filling degree.Based on core analysis,experimental test and production data,five evaluation index,including logging facies,pore throat structure,physical property,permeability and fracture effectiveness,were selected to evaluate dual-porosity Chang81reservoir and establish evaluation standards.Verified by 31 wells in Honghe oilfield,the evaluation results are consistent with production conditions.

dual-porosity medium,reservoir effectiveness,tight sandstone,Honghe oilfield,Ordos Basin

2015-09-15;

2016-01-23。

賈俊(1982—)，男,工程師，博士研究生，石油地質(zhì)與巖石物理。E-mail:e.cruiser@163.com。

國家科技重大專項(xiàng)(2011ZX05002-001-002)。

0253-9985(2016)02-0238-07

10.11743/ogg20160212

TE122.2

A