東營凹陷沙三中亞段濁積巖低滲透儲(chǔ)層有效性評價(jià)

楊 田, 操應(yīng)長,2, 王艷忠,2, 張少敏, 張會(huì)娜, 王思佳

(1.中國石油大學(xué)地球科學(xué)與技術(shù)學(xué)院,山東青島 266580;2.海洋國家實(shí)驗(yàn)室海洋礦產(chǎn)資源評價(jià)與探測技術(shù)功能實(shí)驗(yàn)室，山東青島 266071)

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東營凹陷沙三中亞段濁積巖低滲透儲(chǔ)層有效性評價(jià)

楊 田1, 操應(yīng)長1,2, 王艷忠1,2, 張少敏1, 張會(huì)娜1, 王思佳1

(1.中國石油大學(xué)地球科學(xué)與技術(shù)學(xué)院,山東青島 266580;2.海洋國家實(shí)驗(yàn)室海洋礦產(chǎn)資源評價(jià)與探測技術(shù)功能實(shí)驗(yàn)室，山東青島 266071)

依據(jù)巖心、薄片、試油、物性、綜合解釋等資料,對東營凹陷沙三中亞段濁積巖低滲透儲(chǔ)層特征及其有效性評價(jià)進(jìn)行研究;通過準(zhǔn)確求取開發(fā)厚度和經(jīng)濟(jì)極限初產(chǎn)油約束下的有效開發(fā)滲透率下限確定滲透率差值,以滲透率差值為母因子表征低滲透儲(chǔ)層綜合特征并優(yōu)選地層壓力、巖性、含油性、成巖相作為評價(jià)參數(shù),求取不同儲(chǔ)層深度區(qū)間、不同控制因素作用下儲(chǔ)層優(yōu)劣綜合值,實(shí)現(xiàn)定性參數(shù)的定量評分;結(jié)合各評價(jià)參數(shù)權(quán)重系數(shù)、綜合得分和經(jīng)濟(jì)初產(chǎn)液量計(jì)算對濁積巖低滲透儲(chǔ)層進(jìn)行分類評價(jià)。結(jié)果表明:濁積巖低滲透儲(chǔ)層主要為巖屑質(zhì)長石砂巖,以中細(xì)砂巖為主,中高孔低滲透儲(chǔ)層發(fā)育;儲(chǔ)集空間類型以原生孔隙為主,次生孔隙較發(fā)育;發(fā)育中壓實(shí)、強(qiáng)膠結(jié)、強(qiáng)溶蝕、過渡型4種成巖相類型;發(fā)育常壓、弱超壓、中超壓及強(qiáng)超壓4種壓力系統(tǒng);含油性可劃分為富含油(飽含油)、油浸、油斑-油跡、不含油(熒光)4個(gè)等級;濁積巖低滲透儲(chǔ)層分為3類,Ⅰ類儲(chǔ)層經(jīng)濟(jì)初產(chǎn)液量大于15 t/d,綜合得分大于0.5,Ⅱ類儲(chǔ)層經(jīng)濟(jì)初產(chǎn)液量0～15 t/d,綜合得分0.5～0.2,Ⅲ類儲(chǔ)層經(jīng)濟(jì)初產(chǎn)液量小于0 t/d,綜合得分小于0.2,Ⅰ、Ⅱ類儲(chǔ)層為有效儲(chǔ)層,建議優(yōu)先開發(fā)。

滲透率差值; 權(quán)重系數(shù); 儲(chǔ)層評價(jià); 低滲儲(chǔ)層; 濁積巖; 東營凹陷

隨著油氣勘探開發(fā)程度的不斷提高,碎屑巖油氣勘探開發(fā)目標(biāo)逐步轉(zhuǎn)向低滲、特低滲、超低滲透儲(chǔ)層[1-4]。由于低滲透碎屑巖儲(chǔ)層具有孔喉微細(xì)、結(jié)構(gòu)復(fù)雜、非均質(zhì)性強(qiáng)等特征[2,5-6],常規(guī)儲(chǔ)層分類標(biāo)準(zhǔn)不能對其進(jìn)行有效分類評價(jià)[1,4,7]。準(zhǔn)確合理的低滲透儲(chǔ)層有效性分類評價(jià)方法對尋找整體低滲背景下開發(fā)效果相對較好的優(yōu)質(zhì)區(qū)“先富后貧”,最終實(shí)現(xiàn)油氣資源的整體開發(fā)具有十分重要的意義[4,8-9]。目前針對碎屑巖油氣儲(chǔ)層的評價(jià)方法主要包括定性和定量兩大類[1,4,10-11],低滲透儲(chǔ)層有效性分類評價(jià)方法存在以下問題:定性評價(jià)方法中物性下限求取不準(zhǔn)確,綜合評價(jià)存在主觀因素影響[10,12]。常用的儲(chǔ)層評價(jià)方法主要以孔隙度、滲透率、巖性等作為評價(jià)參數(shù)[10,12-13],但是低滲透碎屑巖儲(chǔ)層由于存在隨埋深增加而減小的有效儲(chǔ)層的物性參數(shù)下限,導(dǎo)致相同物性的儲(chǔ)層在深層可能是有效儲(chǔ)層,而在淺層則可能變?yōu)榉怯行?chǔ)層[14-16]。部分學(xué)者提出采用物性差值(某一深度處儲(chǔ)層物性值與對應(yīng)深度物性下限值之差)作為儲(chǔ)層評價(jià)參數(shù)進(jìn)行定性分類評價(jià)的方法[14-15],但由于物性下限計(jì)算不準(zhǔn)確,定性評價(jià)存在主觀因素的影響,使評價(jià)結(jié)果與實(shí)際地質(zhì)情況存在一定差異。定量評價(jià)方法中評價(jià)參數(shù)不能準(zhǔn)確表征低滲透儲(chǔ)層綜合特征[1-2,10-11],不能對定性參數(shù)進(jìn)行評價(jià)。灰色關(guān)聯(lián)分析是一種應(yīng)用最廣泛,完全通過數(shù)學(xué)計(jì)算確定權(quán)重系數(shù)的定量分析方法[12,17-18],現(xiàn)有儲(chǔ)層定量評價(jià)中多以孔隙度、滲透率為母因素[17],不能消除埋深對儲(chǔ)層評價(jià)的影響;并且只能采用物性等微觀定量參數(shù)開展評價(jià),使得評價(jià)結(jié)果的宏觀可預(yù)測性差[15]?，F(xiàn)有儲(chǔ)層分類評價(jià)方法只是在儲(chǔ)層分類的基礎(chǔ)上開展定性評價(jià),沒有實(shí)用性定量評價(jià)標(biāo)準(zhǔn)[7,14-15]。部分學(xué)者提出以平均日產(chǎn)液量大小作為定量評價(jià)標(biāo)準(zhǔn)進(jìn)行儲(chǔ)層分類評價(jià)[7,14-15],但由于儲(chǔ)層經(jīng)濟(jì)極限初產(chǎn)液量(儲(chǔ)層開發(fā)能夠獲得經(jīng)濟(jì)效益的最低產(chǎn)液量)的不同[19-20],相同平均日產(chǎn)液量的儲(chǔ)層開發(fā)效果存在顯著差異。筆者依據(jù)低滲透碎屑巖儲(chǔ)層有效性分類評價(jià)研究中存在的不足,提出基于灰色關(guān)聯(lián)分析的低滲透碎屑巖儲(chǔ)層有效性分類評價(jià)方法,對東營凹陷沙三中亞段濁積巖低滲透儲(chǔ)層有效性分類評價(jià)進(jìn)行研究。

1 地質(zhì)概況

東營凹陷為渤海灣盆地濟(jì)陽坳陷中的一個(gè)次級構(gòu)造單元,是在古生界基巖古地形背景上發(fā)育起來的中、新生代箕狀斷陷—坳陷湖盆。剖面上具有北斷南超的特征,平面上劃分為北部陡坡帶、中央隆起帶、利津洼陷、民豐洼陷、牛莊洼陷、博興洼陷、南部緩坡帶等二級構(gòu)造單元。沙三中亞段沉積時(shí)期,構(gòu)造運(yùn)動(dòng)強(qiáng)烈,湖盆深陷擴(kuò)張,水體深度達(dá)到最大,在充沛物源供給下在洼陷帶和中央隆起帶地區(qū)半深湖—深湖相發(fā)育了豐富的烴源巖和大量成藏條件優(yōu)越的濁積巖砂體[21](圖1)。濁積巖儲(chǔ)層分布規(guī)律復(fù)雜,儲(chǔ)層有效性分類評價(jià)研究相對欠缺。

2 濁積巖低滲透儲(chǔ)層特征

2.1 巖石學(xué)特征

按照四組分三端元砂巖分類方案[22],統(tǒng)計(jì)巖石碎屑組分相對含量繪制巖石成分三角圖,主要為巖屑質(zhì)長石砂巖(圖2),以中細(xì)砂巖為主,包含部分含礫粗砂巖、粉砂巖、泥質(zhì)砂巖以及灰質(zhì)砂巖。石英含量為29%～69.2%,平均為43.5%;長石含量為14.3%～47%,平均為33.7%;巖屑含量為2%～44.2%,平均為22.8%;泥質(zhì)雜基含量為0.5%～48%,平均為11.0%;膠結(jié)物含量為0.5%～34.6%,平均為8.2%。成分成熟度0.4～2.2,平均為0.8,沉積物分選中等偏差,磨圓次棱角狀—次圓狀。

圖1 東營凹陷沙三中亞段沉積相平面圖Fig.1 Sedimentary facies distribution in Es3z of Dongying Sag

圖2 東營凹陷沙三中亞段濁積巖儲(chǔ)層巖石類型圖解Fig.2 Triangular plot of rock types of turbidite reservoirs in Es3z of Dongying Sag

2.2 儲(chǔ)集特征

研究區(qū)儲(chǔ)層平均孔隙度為17.15%,平均滲透率為38.11×10-3μm2。其中,低孔隙度儲(chǔ)層含量為30.82%,中高孔隙度儲(chǔ)層含量為69.18%;低滲透儲(chǔ)層含量為97.89 %,中高滲透儲(chǔ)層含量為12.11%,以中高孔低滲透儲(chǔ)層最為發(fā)育,占儲(chǔ)層總含量的89.98 %(圖3)。儲(chǔ)集空間類型包括原生孔隙、混合孔隙和次生孔縫。以原生孔隙為主,主要為壓實(shí)膠結(jié)剩余原生孔隙和雜基間微孔(圖4(a)～(c)),混合孔隙主要為溶擴(kuò)孔隙(圖4(d)),次生孔縫包括顆粒和膠結(jié)物內(nèi)部溶蝕孔隙(圖4(b)、(e))、鑄模孔(圖4(f))、高嶺石晶間孔(圖4(c))以及部分微裂縫和成巖收縮縫。濁積巖儲(chǔ)層微孔含量較高,這些微孔的存在使得在相同的孔隙度下滲透率大大降低,因此中高孔低滲透儲(chǔ)層發(fā)育。

2.3 成巖特征

研究區(qū)儲(chǔ)層成巖作用主要包括壓實(shí)作用、膠結(jié)作用、交代作用和溶解作用(圖3(a)、(g)～(i))。壓實(shí)作用中等,顆粒以點(diǎn)接觸和線接觸為主(圖4(g))。膠結(jié)作用以碳酸鹽膠結(jié)為主,可見方解石、鐵方解石的基底式膠結(jié)(圖4(h))、孔隙式膠結(jié),白云石和鐵白云石以晶粒狀膠結(jié)為主(圖4(b));硅質(zhì)膠結(jié)以石英次生加大為主(圖4(f)、(i)),石英次生加大可見兩期;黏土礦物膠結(jié)以高嶺石膠結(jié)最為常見(圖4(c)),晶間孔發(fā)育。溶解作用主要表現(xiàn)為長石(圖4(d)～(f))、巖屑顆粒及碳酸鹽膠結(jié)物等酸性不穩(wěn)定礦物的溶解(圖4(b)),多形成粒內(nèi)溶孔及溶擴(kuò)孔,此外可見少量石英及其次生加大邊的溶蝕。交代作用普遍發(fā)育,主要為碳酸鹽膠結(jié)物之間的交代和碳酸鹽膠結(jié)物對碎屑顆粒的交代、高嶺石對長石的交代等。

圖3 東營凹陷沙三中亞段濁積巖儲(chǔ)層物性分布Fig.3 Property distribution of turbidite reservoirs in Es3z of Dongying Sag

圖4 東營凹陷沙三中亞段濁積巖儲(chǔ)層典型成巖作用及儲(chǔ)集空間類型Fig.4 Typical diagenesis and types of reservoir spaces of turbidite reservoirs in Es3z of Dongying Sag

根據(jù)不同成巖礦物的成巖環(huán)境指征意義和交代作用、溶蝕充填反映的不同成巖作用事件發(fā)生的先后順序,總結(jié)研究區(qū)儲(chǔ)層的成巖演化序列為:壓實(shí)作用/早期碳酸鹽膠結(jié)→長石(巖屑)溶蝕/石英次生加大/高嶺石沉淀/烴類充注→方解石、鐵方解石膠結(jié)/石英溶解→碳酸鹽溶蝕/長石溶蝕/石英次生加大/烴類充注。以成巖演化序列為約束,根據(jù)成巖作用類型及其強(qiáng)弱,將研究區(qū)儲(chǔ)層劃分為強(qiáng)壓實(shí)長石弱溶蝕碳酸鹽弱膠結(jié)成巖相(A)、弱壓實(shí)長石弱溶蝕碳酸鹽強(qiáng)膠結(jié)成巖相(B)、弱壓實(shí)長石強(qiáng)溶蝕碳酸鹽弱膠結(jié)成巖相(C)、中壓實(shí)長石中溶蝕碳酸鹽中膠結(jié)成巖相(D)4種成巖相類型。薄層砂體以強(qiáng)壓實(shí)和強(qiáng)膠結(jié)成巖相為主,中厚層砂體靠近砂泥界面處以強(qiáng)壓實(shí)和強(qiáng)膠結(jié)成巖相為主,砂體中部主要為中、強(qiáng)溶蝕成巖相。

2.4 地層壓力及含油性

利用聲波時(shí)差測井?dāng)?shù)據(jù),采用等效深度法計(jì)算地層壓力，結(jié)合試油資料實(shí)測壓力數(shù)據(jù),根據(jù)壓力系數(shù)大小,將濁積巖低滲透儲(chǔ)層的地層壓力特征劃分強(qiáng)超壓(壓力系數(shù)為1.5)、中超壓(壓力系數(shù)1.2～1.5)、弱超壓(壓力系數(shù)1.1～1.2)、常壓(壓力系數(shù)0.9～1.1)4種類型;統(tǒng)計(jì)巖心綜合錄井?dāng)?shù)據(jù)，結(jié)合巖心觀察描述,將濁積巖低滲透儲(chǔ)層的含油性劃分為富含油(飽含油)、油浸、油斑-油跡、不含油(熒光)4種類型。

3 濁積巖低滲透儲(chǔ)層有效性分類評價(jià)

由于滲透率是決定低滲透儲(chǔ)層滲流特征和開發(fā)效果的關(guān)鍵因素,以濁積巖儲(chǔ)層有效開發(fā)滲透率下限計(jì)算為基礎(chǔ),以滲透率差值為母因子表征低滲透儲(chǔ)層綜合特征并優(yōu)選評價(jià)參數(shù),通過灰色關(guān)聯(lián)計(jì)算各評價(jià)參數(shù)權(quán)重系數(shù)和綜合得分,結(jié)合經(jīng)濟(jì)初產(chǎn)液量確定合理分類標(biāo)準(zhǔn)開展?jié)岱e巖低滲透儲(chǔ)層有效性分類評價(jià)。

3.1 經(jīng)濟(jì)極限初產(chǎn)油和開發(fā)厚度約束下的有效開發(fā)滲透率下限求取

通過建立經(jīng)濟(jì)極限初產(chǎn)油隨深度、原油價(jià)格變化的圖版和不同埋深區(qū)間低滲透儲(chǔ)層單位厚度日產(chǎn)液量與平均滲透率相關(guān)關(guān)系,求取開發(fā)厚度(開發(fā)井段累計(jì)儲(chǔ)層厚度)為5、10、15、20 m低滲透儲(chǔ)層經(jīng)濟(jì)極限初產(chǎn)油約束下的有效開發(fā)滲透率下限(圖5)。

圖5 東營凹陷沙三中亞段不同開發(fā)厚度濁積巖低滲透碎屑有效開發(fā)滲透率下限Fig.5 Minimum permeability of effective exploration of low permeability reservoirs with different exploration thickness in Es3z of Dongying Sag

3.2 基于滲透率差值的評價(jià)參數(shù)優(yōu)選及單項(xiàng)評分

統(tǒng)計(jì)單井試油井段儲(chǔ)層累計(jì)厚度平均值為5～10 m,選擇開發(fā)厚度為10 m求得的滲透率下限(y=43.719exp(-0.000 7h);R2=0.983 8)求取不同深度儲(chǔ)層滲透率差值。以滲透率差值為母因素,消除埋深對儲(chǔ)層有效性的影響以準(zhǔn)確表征低滲透儲(chǔ)層的綜合特征;探討沉積作用、成巖作用、地層壓力、含油性等宏觀定性參數(shù)對儲(chǔ)層有效性的控制。不同埋深區(qū)間儲(chǔ)層由于沉積成巖環(huán)境的差異會(huì)導(dǎo)致儲(chǔ)層控制因素不同,將沙三中亞段濁積巖儲(chǔ)層在縱向上劃分為2 600～2 900、2 900～3 200、3 200～3 600三個(gè)區(qū)間,根據(jù)不同深度區(qū)間濁積巖儲(chǔ)層的巖相、成巖相、地層壓力和含油性特征,分別統(tǒng)計(jì)其控制儲(chǔ)層中有效儲(chǔ)層(滲透率差值大于零的儲(chǔ)層)比例(圖6)。為了解決僅采用有效儲(chǔ)層百分含量劃分儲(chǔ)層優(yōu)劣的局限性(高有效儲(chǔ)層百分含量低滲透率差值和低有效儲(chǔ)層百分含量高滲透率差值儲(chǔ)層優(yōu)劣的劃分矛盾),以有效儲(chǔ)層百分含量和滲透率差值分布、滲透率差值平均值大小為依據(jù)(圖7),通過公式(1)定量求取不同深度區(qū)間、不同控制因素儲(chǔ)層優(yōu)劣綜合值。對比不同深度區(qū)間相同儲(chǔ)層控制因素儲(chǔ)層優(yōu)劣綜合值的大小,通過極大值標(biāo)準(zhǔn)化實(shí)現(xiàn)各定量參數(shù)的單項(xiàng)評分(表1)。

Y=A(B1C1+B2C2+B3C3+…+BiCi).

(1)

式中,Y為儲(chǔ)層優(yōu)劣綜合值;A為控制因素有效儲(chǔ)層含量;Bi為滲透率差值區(qū)間i含量,Ci為滲透率差值區(qū)間i滲透率差值平均值。

圖6 東營凹陷沙三中亞段濁積巖低滲透碎屑巖儲(chǔ)層不同深度區(qū)間各控制因素有效儲(chǔ)層頻率分布直方圖Fig.6 Frequency histogram distribution of effective reservoirs with different controlling factors of low permeability turbidite reservoirs at different burial depth in Es3z of Dongying Sag

圖7 濁積巖低滲透儲(chǔ)層2 900～3 200 m深度區(qū)間不同控制因素滲透率差值頻率分布及滲透率差值Fig.7 Frequency histogram distribution and permeability difference with different controlling factors with 2 900-3 200 m burial depth of low permeability turbidite reservoirs

控制因素2600～2900m儲(chǔ)層優(yōu)劣綜合值單項(xiàng)評分2900～3200m儲(chǔ)層優(yōu)劣綜合值單項(xiàng)評分3200～3600m儲(chǔ)層優(yōu)劣綜合值單項(xiàng)評分地層壓力常壓10.310.199.600.180.740.01弱超壓21.460.401.530.030.000.00中超壓2.210.048.910.171.230.02強(qiáng)超壓53.821.0030.510.5716.770.31巖性含礫粗砂巖 ——14.470.4518.160.56中細(xì)砂巖32.141.0011.490.363.550.11粉砂巖6.450.208.040.251.550.05泥質(zhì)砂巖1.260.041.630.053.350.10灰質(zhì)砂巖 ——0.700.020.030.00含油性富含油51.081.005.490.1128.770.56油浸20.860.4115.300.296.500.13油跡、油斑10.050.2010.010.194.720.09不含油2.050.042.520.050.110.00成巖相成巖相(A)1.310.046.280.201.860.06成巖相(B)0.750.020.980.031.660.05成巖相(C)29.050.9032.181.0025.120.78成巖相(D)2.140.076.090.193.090.10

3.3 基于灰色關(guān)聯(lián)分析的權(quán)重系數(shù)及綜合得分計(jì)算

選擇各深度區(qū)間滲透率差值、不同控制因素綜合作用代表性數(shù)據(jù),以滲透率差值為母因素,各控制因素為子因素進(jìn)行灰色關(guān)聯(lián)分析。以2 600～2 900 m深度區(qū)間儲(chǔ)層各控制因素權(quán)重系數(shù)計(jì)算為例(表2),通過計(jì)算各子因素與母因素之間的絕對差值,得到絕對差值最大為0.988、最小值為0。

表2 濁積巖低滲透儲(chǔ)層2 600～2 900 m深度區(qū)間儲(chǔ)層評價(jià)基礎(chǔ)數(shù)據(jù)

(2)

(3)

(4)

i=1,2,…,m.

(5)

式中,M為絕對差值最大值;a為絕對差值最小值;Δt(i)為t數(shù)據(jù)點(diǎn)i個(gè)評價(jià)參數(shù)相對母因素的絕對差值,取分辨系數(shù)ξ為0.5;n為參與評價(jià)數(shù)據(jù)點(diǎn)的數(shù)目;m為確定的分類評價(jià)參數(shù)的個(gè)數(shù);αi為權(quán)重系數(shù);REI為綜合評價(jià)分?jǐn)?shù)。

由關(guān)聯(lián)系數(shù)計(jì)算公式(2)計(jì)算得到任意數(shù)據(jù)點(diǎn)的評價(jià)參數(shù)相對于母因素的關(guān)聯(lián)系數(shù);由公式(3)求取不同數(shù)據(jù)點(diǎn)相同評價(jià)參數(shù)相對于母因素關(guān)聯(lián)系數(shù)的平均值,得到地層壓力、巖性、含油性、成巖相相對滲透率差值的關(guān)聯(lián)度γ=(0.801,0.813,0.867,0.752);由公式(4)進(jìn)行歸一化處理后得到地層壓力、巖性、含油性、成巖相影響濁積巖低滲透儲(chǔ)層綜合特征的權(quán)重系數(shù)α1=(0.248,0.252,0.268,0.233)。由公式(5)根據(jù)各參數(shù)的權(quán)重系數(shù),分別乘以單項(xiàng)評分,求得單項(xiàng)權(quán)衡分?jǐn)?shù),將各參數(shù)單項(xiàng)權(quán)衡分?jǐn)?shù)相加即得到各評價(jià)數(shù)據(jù)點(diǎn)的綜合評價(jià)分?jǐn)?shù)REI(表2)。相同的方法可以計(jì)算2 900～3 200m、3 200～3 600m深度區(qū)間,地層壓力、巖性、含油性、成巖相影響濁積巖低滲透儲(chǔ)層綜合特征的權(quán)重系數(shù)α2=(0.238,0.248,0.250,0.265)、α3=(0.229,0.250,0.252,0.269)及對應(yīng)儲(chǔ)層評價(jià)數(shù)據(jù)點(diǎn)的綜合評價(jià)分?jǐn)?shù)。對比不同埋深區(qū)間儲(chǔ)層不同控制因素的權(quán)重系數(shù)可以發(fā)現(xiàn)埋深小于2 900m儲(chǔ)層有效性主要受儲(chǔ)層含油性、巖性的影響，成巖作用及地層壓力影響相對較小;隨著儲(chǔ)層埋深的增加,成巖作用影響增大,在2 900～3 200m、3 200～3 600m深度區(qū)間,儲(chǔ)層有效性主要受成巖作用和含油性控制。

3.4 基于經(jīng)濟(jì)初產(chǎn)液量的低滲透儲(chǔ)層有效性分類評價(jià)

在計(jì)算綜合評價(jià)分?jǐn)?shù)的基礎(chǔ)上,結(jié)合經(jīng)濟(jì)極限初產(chǎn)油計(jì)算公式,以原油價(jià)格70美元/桶和勝利油田濁積巖低滲透儲(chǔ)層實(shí)際生產(chǎn)開發(fā)數(shù)據(jù)為標(biāo)準(zhǔn)(據(jù)勝利油田地質(zhì)科學(xué)研究院，取鉆井投資1 450元/m、地面投資60萬元、單井經(jīng)營成本82.3萬元、遞減率0.1、時(shí)率0.92、匯率6.2(￥/＄)、噸桶系數(shù)7.3桶/t、噸油費(fèi)用693.5元/t、綜合稅率0.12、資源稅12元/t、商品率0.98、經(jīng)營成本上漲率0.05、油水井系數(shù)1、評價(jià)期限6a),求取經(jīng)濟(jì)極限初產(chǎn)油;根據(jù)試油資料數(shù)據(jù),計(jì)算試油井段平均日產(chǎn)液量,以試油井段平均日產(chǎn)液量值減去對應(yīng)井的經(jīng)濟(jì)極限初產(chǎn)油值,求得經(jīng)濟(jì)初產(chǎn)液量(表3)。

經(jīng)濟(jì)極限初產(chǎn)油計(jì)算公式為

(6)

式中,q0min為油井經(jīng)濟(jì)極限初產(chǎn)油,t/d;K0:單位鉆井成本,元/m;H為井深,m;Ib為單井地面建設(shè)投資,萬元;β為油水井系數(shù);C0為單井經(jīng)營成本,萬元;i為經(jīng)營成本年上漲率;t為評價(jià)期限,a;τ0為年生產(chǎn)時(shí)率,d;α0為原油商品率;η為年綜合遞減率;m為油價(jià),元/t;γ為綜合稅率;n為噸油資源稅,元/t;p為噸油費(fèi)用,元/t。

表3 東營凹陷沙三中亞段濁積巖低滲透碎屑巖儲(chǔ)層類型與經(jīng)濟(jì)初產(chǎn)液量對應(yīng)關(guān)系

根據(jù)綜合評價(jià)分?jǐn)?shù)與經(jīng)濟(jì)初產(chǎn)液量的對應(yīng)關(guān)系,以經(jīng)濟(jì)初產(chǎn)液量和分布為分類依據(jù),將濁積巖低滲透儲(chǔ)層分為3種類型。Ⅰ類儲(chǔ)層經(jīng)濟(jì)初產(chǎn)液量大于15 t/d,綜合得分大于0.5;Ⅱ類儲(chǔ)層經(jīng)濟(jì)初產(chǎn)液量0～15 t/d,綜合得分0.5～0.2;Ⅲ類儲(chǔ)層經(jīng)濟(jì)初產(chǎn)液量小于0 t/d,綜合得分小于0.2。Ⅰ類、Ⅱ類儲(chǔ)層經(jīng)濟(jì)初產(chǎn)液量大于0,為有效儲(chǔ)層,Ⅰ類為優(yōu)質(zhì)有效儲(chǔ)層,建議優(yōu)先開發(fā);Ⅲ類儲(chǔ)層經(jīng)濟(jì)初液產(chǎn)量小于0,為非有效儲(chǔ)層。

3.5 基于儲(chǔ)層有效性評價(jià)的有利區(qū)塊預(yù)測

以東營凹陷牛莊地區(qū)為例,在儲(chǔ)層有效性控制因素分析的基礎(chǔ)上開展典型井位低滲透儲(chǔ)層有效性分類評價(jià),根據(jù)沙三中亞段埋深區(qū)間儲(chǔ)層分類評價(jià)結(jié)果,對有利區(qū)塊進(jìn)行預(yù)測(圖8)。不同優(yōu)劣程度儲(chǔ)層多圍繞砂體呈現(xiàn)環(huán)帶狀漸變展布,砂體中心為最有利目標(biāo)區(qū),砂體的邊緣為不利目標(biāo)區(qū),過渡部分為有利目標(biāo)區(qū)。在牛42區(qū)塊、王541區(qū)塊發(fā)育優(yōu)質(zhì)有利目標(biāo)區(qū),優(yōu)質(zhì)有利目標(biāo)區(qū)內(nèi)均為高產(chǎn)井,如牛42區(qū)塊內(nèi)的牛42井,在3 255.4～3 278.89 m平均日產(chǎn)液量41.3 t/d,經(jīng)濟(jì)初產(chǎn)液量為37.89 t/d;王541區(qū)塊內(nèi)的王631井,在2 775.2～2 784.2 m平均日產(chǎn)液量為29.602 t;經(jīng)濟(jì)初產(chǎn)液量為26.42 t/d。

圖8 東營凹陷牛莊地區(qū)沙三中亞段濁積巖低滲透儲(chǔ)層有利區(qū)塊預(yù)測Fig.8 Prediction of favorable blocks of low permeability turbidite reservoirs in Es3z of Dongying Sag

4 結(jié) 論

(1)東營凹陷沙三中亞段濁積巖低滲透儲(chǔ)層以中高孔低滲透儲(chǔ)層為主,儲(chǔ)集空間類型以原生孔隙為主,次生孔隙較發(fā)育;壓實(shí)作用中等,碳酸鹽膠結(jié)為主,硅質(zhì)膠結(jié)較發(fā)育,長石溶蝕最為常見;發(fā)育中壓實(shí)、強(qiáng)膠結(jié)、強(qiáng)溶蝕、過渡型4種成巖相類型。

(2)東營凹陷沙三中亞段濁積巖低滲透儲(chǔ)層可分為3種類型:Ⅰ類儲(chǔ)層經(jīng)濟(jì)初產(chǎn)液量大于15 t/d,綜合得分大于0.5;Ⅱ類儲(chǔ)層經(jīng)濟(jì)初產(chǎn)液量0～15 t/d,綜合得分0.5～0.2;Ⅲ類儲(chǔ)層經(jīng)濟(jì)初產(chǎn)液量小于0 t/d,綜合得分小于0.2。

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(編輯 徐會(huì)永)

Effectiveness evaluation of low permeability turbidite reservoirs in the middle of the third member of Shahejie Formation in Dongying Sag

YANG Tian1, CAO Yingchang1,2, WANG Yanzhong1,2, ZHANG Shaomin1, ZHANG Huina1, WANG Sijia1

(1.SchoolofGeosciencesinChinaUniversityofPetroleum,Qingdao266580,China;2.LaboratoryforMarineMineralResources,QingdaoNationalLaboratoryforMarineScienceandTechnology,Qingdao266071,China)

The characteristics of the low permeability turbidite reservoirs in the middle of the third member of the Shahejie Formation in Dongying sag were studied and the effectiveness were evaluated using cores, thin sections, oil production testing, porosity and permeability, and integrated interpretation data. Permeability difference was first determined using accurate calculation of the minimum permeability of reservoir for effective exploration under the restraint of initial rating of oil in economic limits and the thickness of bed for exploration. Permeability difference was then used to approximate synthetic characteristics of low permeability reservoirs with optimizing evaluation parameters such as formation pressure, lithology, oil-bearing property and diagenetic facies. Quantitative evaluations of qualitative parameters were achieved by calculating reservoir quality comprehensive value in different depth intervals with different control factors. The types of low permeability turbidite reservoirs can be subdivided after the calculation of weight coefficients of the evaluation parameters, comprehensive scores and initial rating of oil in economic limits. The results show that the lithology of the low permeability turbidite reservoirs is mainly medium and fine lithic arkose, with medium to high porosity and low permeability, and primary pores are most common with occasional secondary pores. Four types of diagenetic facies are common, including medium compaction diagenetic facies, strong cementation diagenetic facies, strong dissolution diagenetic facies, and transitional diagenetic facies. Normal pressure system, weak overpressure system, medium overpressure system and strong overpressure system are four main types of pressure systems in the research area. Four types of oil-bearing property of the reservoirs including oil rich, oil immersed, oil spot and stains, and no oil (fluorescence). The low permeability turbidite reservoirs can be subdivided into three types: type Ⅰ with initial rating of oil in economic limit greater than 15 t/d and the composite score greater than 0.5; type Ⅱ with initial rating of oil in economic limit range from 0 to 15 t/d and the composite scores range from 0.5 to 0.2; and type Ⅲ with initial rating of oil in economic limit less than 0 t/d and the composite scores is less than 0.2. Type Ⅰ and type Ⅱ are effective reservoirs, which should be considered as preferential development objects.

permeability difference; weight coefficients; effectiveness evaluation; low permeability reservoir; turbidite; Dongying Sag

2016-02-10

國家科技重大專項(xiàng)(2011ZX05006-003);中國石油大學(xué)(華東)研究生自主創(chuàng)新科研計(jì)劃項(xiàng)目(14CX06070A)

楊田(1989-),男,博士研究生,研究方向?yàn)槌练e學(xué)和油氣儲(chǔ)層地質(zhì)學(xué)。E-mail:yangtian9645@126.com。

操應(yīng)長(1969-),男,教授,博士，博士生導(dǎo)師,研究方向?yàn)槌练e學(xué)、層序地層學(xué)及油氣儲(chǔ)層地質(zhì)學(xué)。E-mail:cyc8391680@163.com。

1673-5005(2016)04-0001-11

10.3969/j.issn.1673-5005.2016.04.001

TE 122.2

A

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