平湖油气田低渗透储层测井评价研究
2010-09-09许风光马国新高伟义
许风光,马国新,陈 明,高伟义
(上海石油天然气有限公司,上海200041)
平湖油气田低渗透储层测井评价研究
许风光,马国新,陈 明,高伟义
(上海石油天然气有限公司,上海200041)
平湖油气田P11储层开发是平湖油气田增储提产的重要目标,也是当前平湖油气田开发面临的难题之一。由于埋藏深,储层物性条件差,试油自然产能低下,储层流体性质复杂,气油比低,凝析油含量高,密度大,储层温度高,压力系数高,给测井解释和评价带来很大困难,对开发方案的实施提出了挑战。根据岩心分析资料,从成岩作用、沉积作用等方面对平湖组放鹤亭P11储层低渗原因进行了分析;对P11储层的测井响应特征进行了总结,对P11储层“四性”关系、孔隙度结构进行剖析,对储层孔隙度、渗透率、饱和度等参数进行了研究,得到一套适合P11储层测井解释评价的方法,为P11储层的开发提供参数依据和测井解释服务。
成岩作用;测井响应;孔隙结构;储层参数
1 放鹤亭平湖组P11储层低渗原因分析
1.1 胶结作用
由于沉积物中矿物质的沉淀作用,使散砂变成固结的岩石。从P11层岩心薄片分析来看,岩石的胶结物主要有石英次生加大、质点状和小鳞片状黏土、泥晶碳酸盐、自生石英、结晶高岭石、结晶方解石、少量硅质。胶结物主要表现形式为:①围绕碎屑颗粒,形成环边式胶结,多为泥晶—粉晶白云石围绕碎屑颗粒形成等厚包壳;②充填粒间孔隙,形成充填式连晶胶结;③充填溶孔。通过统计各类胶结物的含量,可知胶结作用可使孔隙度降低2%～8%,是除压实作用之外另一重要降低孔隙度的成岩作用。由于这些胶结物的存在,使得孔隙吼道被充填或堵塞,是造成P11储层低渗的主要原因。
1.2 压实作用
由于岩石组成的多岩屑、双模态或复模态的特点,该区砂砾岩体的抗压实能力较弱,从PX4井岩心薄片分析来看,岩石颗粒之间多为线、线—凸凹接触,只有少量的点接触,因此经历了较强的压实作用。压实作用的强度受埋藏深度的控制,在上覆沉积物及水体静水柱压力作用下,使沉积物孔隙空间和总体积减少,P11储层埋藏深,上覆压力增大,砂岩的孔隙度明显减少,使岩石颗粒更加紧密排列,其结果使物性明显变差,是造成P11储层低渗的原因之一。
1.3 早期溶蚀作用
溶蚀作用是储层形成次生孔隙的主要原因。一些致密层由于溶蚀作用,能增加储层的孔隙度,可以形成低渗透储层、一般储层。溶蚀作用需要的是酸性水,可来自:混合黏土矿物转化释放大量层间水;有机质经热转化达到成熟后,生成大量有机酸、二氧化碳和水;长石风化形成高岭石,也可生成大量HCO3-。放鹤亭P11储层岩石可溶矿物主要有正长石、斜长石、微斜长石、条纹长石,晶体受程度不同的蚀变,次生矿物为绢云母,高岭土以及岩屑,均有不同程度的蚀变,物性也不同程度的受到溶蚀作用的影响,也是造成P11储层低渗的原因之一。以黏土矿物、碳酸盐、自生高岭石和硅质为主,分选性较好。岩心孔隙度在7.9%～15.8%,平均11.42%,多数小于12%,渗透率较低,为(1～118)×10-3μm2,平均18×10-3μm2,为中低孔中低渗或低渗储层。
从岩心分析资料对比(表1)可以见两层的颗粒接触关系和胶结类型也有所不同,虽然P11层粒度中值分布范围大于P8层,但是P11层的平均孔隙度小于P8层的平均孔隙度,两层的渗透率相差不大,从接触关系和胶结类型可以看出, P11层受到的压实作用、成岩作用等的影响使得粒度中值较大的情况下,孔隙被充填而变小,吼道被堵塞而渗透率变差。
表1 PX4井P8、P11层岩心分析对比Tab.1 The comparison of core analysis data in beds P8&P11 of well PX4
2 平湖组P11储层测井响应特征
2.1 平湖组P11储层“四性”关系研究
从岩心试验资料分析,平湖油气田放鹤亭平湖组P11储层岩性主要以细砂—中砂岩和中砂岩为主,碎屑主要由0.25～0.5 mm和0.1～0.25 mm的粒级组成,另有少量细砂和粉砂,次棱—次圆状,颗粒间多为线—凹凸接触,粒间孔隙不发育;储层岩石成分较稳定,基本为细粒长石岩屑石英细砂—中砂岩,石英含量62%～78.0%,长石含量10%～26%,喷出岩含量10%左右;胶结物
受岩性、物性及低矿化度地层水的影响,P11储层流体性质系统复杂,且随着泥质含量的增加和物性的变差,电阻率明显降低。深侧向电阻率高于浅侧向电阻率曲线,油气层的电阻率值均在15Ω·m以上,含油气饱和度在40%以上;根据地区地层水矿化度的分布规律分析,P11层地层水矿化度甚低,如果是物性好、含有可动水的储层,电阻率值将在10Ω·m左右,且存在随储层物性变差、电阻率增大的现象,对识别物性较差储层流体和评价饱和度造成很大困难。探井试油结果显示,PX4井P11层泵出油花、气泡,产水10.8 m3, PX5井产油2.95 m3,产气0.146 5×104m3,产水2.37 m3。由于储层物性渗流性差,凝析油含量高,地面脱气原油密度0.81 g/cm3,产能特低。自然伽马曲线能很好的反映储层岩性的变化,自然电位曲线对储层的反应不明显,PX4井P11层隔夹层较多,储层非均质强,有隔夹层的地方,自然伽马呈尖峰状,电阻率曲线呈凹陷状,孔隙度曲线对储层含气显示也不明显。
2.2 储层孔隙结构分析
储层孔隙结构是指岩石所具有的孔隙和喉道的几何形状、大小、分布及其相互连通关系。它是评价储层的重要标志,是影响储集空间的重要因素,可以较为真实的揭露储集岩的储集面貌。将储集空间分为孔隙和喉道两部分是孔隙结构研究的基本前提,从常规物性可得到孔、渗分布,而通过孔隙结构研究则可得到孔喉大小、形状、孔喉组合及其连通性。
平湖组P11储层大部分为中低孔—中低渗储层,对这类储层评价,孔隙结构的分析也极为关键。根据岩心分析数据绘制孔隙度与渗透率交会图,可以看出,不同井不同层渗透率与孔隙度的相关关系不同,在相同孔隙度情况下,不同层渗透率也有明显的不同,从一侧面反映孔隙结构的不同,如图1所示。
图1 不同储层岩心渗透率与孔隙度交会图Fig.1 The cross plot of permeability and porosity of different cores
根据平湖四井的压汞资料分析,平湖油气田平湖组P11储层段基本发育三种类型孔隙结构:一类为中孔中渗储层,在压汞曲线上表现为低排驱压力,中等喉道均值;二类是中孔低渗储层,在压汞曲线上表现为低—中等排驱压力,低—中等喉道均值;三类为低孔低渗或特低渗储层,在压汞曲线上表现为高的排驱压力,低喉道均值。
毛管压力曲线的孔喉直方图可以对P11储层孔喉直径的大小和分布进行直观评价,如图2所示:对于φ(孔隙度)<10%,k(渗透率)<1×10-3μm2的低孔特低渗储层(Ⅲ类),孔隙分布为单峰特征,喉道半径均小于2.11μm,孔隙基本为小孔隙,中、大孔隙不发育;具有这类孔隙结构的储层孔隙中流体基本上为束缚流体,储层物性差,基本没有产液能力,为致密层;对于Ⅱ类储层(10%<φ<15%,1×10-3μm2
此外,我们还可以用分形几何对P11储层孔隙结构加以研究。常规砂岩气藏孔隙结构为颗粒支撑,孔隙式胶结并以粒间原生孔为主。粒间宽阔处为孔隙,狭窄处为喉道,后者可视为前者的缩小部分,孔、喉径比小于2。研究表明储层岩石孔隙分布具有分形几何的性质[1],并可用2参数分形几何公式加以描述[2]:
式中:rmax为最大孔径;S为孔径小于r的累积孔隙体积分数;D为分形维数,其值在2～3之间变动,D越大,说明孔径分布越不均匀;P为毛管力; Pd为最大孔隙对应的毛管压力,即入口毛管压力。对(1)式两边取对数,得:
S和Pd在双对数坐标上呈直线关系,所以用回归拟合法来计算分形维数D和最小毛管压力Pd。
根据分形理论,在三维欧式空间内分形维数的值在2和3之间,越接近2,说明孔隙表面越光滑,储层的储集性能越好;分形维数值越接近3,说明孔隙表面越不光滑,储层的储集性能越差。如果分形维数的值大于3,则说明该孔隙在该尺寸范围内不具有分形结构。利用毛管压力曲线分段回归[3],可以求出P11层三种孔隙类型的分形维数分别为2.75,2.89,2.99;从分形维数的大小也可以看出三种类型孔隙储集性和渗透性的差异,与岩心孔喉直方图分析结果一致。
图2 P11储层不同类型岩心孔喉直方图Fig.2 The pore throat histogram of different typesof cores in bed P11
3 测井储层参数研究
3.1 储层孔隙度的计算
多矿物模型方法是采用体积理论模型,最优化数学计算方法和面向对象的程序设计,充分利用现有的测井资料,采用不同的解释模型和解释方法,对不同地质剖面所测的测井资料进行有效评价,对计算结果提供自我检验的手段[4]。对平湖组P11储层孔隙度的计算主要采用多矿物模型方法来计算。
多矿物模型方法是将地层中的各种岩石成分和孔隙流体都看成不同的矿物体积。地层中所有矿物体积含量之和为1。地层对于测井仪器的响应方程可由体积模型表示。设有N-1条测井曲线,要计算M个矿物含量(包括孔隙体积),并且N≥M,加上平衡方程可以列出N个方程。这样就形成了线性超定方程组。例如采用密度(DEN)、自然伽马(GR)、声波(AC)、中子(CNL)测井曲线可以得到如下的测井响应方程组:
式中:ρi、gri、aci、cnli为矿物的测井响应参数; Vi为矿物体积含量。
第M个矿物体积即为孔隙体积Vf。第N个方程是物质平衡方程。通过求解上述方程,就可以得到储层岩石的各种矿物含量的体积和底层的孔隙度。对平湖组P11储层孔隙度的计算主要采用多矿物模型方法来计算。计算结果表明,应用多矿物模型计算的孔隙度和岩心分析的孔隙度基本一致(图3)。
3.2 渗透率的计算
从物理的观点来看,孔隙介质的渗透率与介质的成分关系不大,其孔隙系统才是关键因素。但是从地质的观点来看地层中的矿物成分与沉积环境和物源有关,岩石颗粒的大小、形状和结构与矿物成分相关。因此矿物成分及含量的变化就使得地层的孔隙系统的形态发生变化,从而对地层渗透率有影响[4]。
图3 PX4(左)和PX5井(右)P11储层测井综合解释成果Fig.3 The log interpretation of bed P11 in well PX4(left)and PX5(right)
为了方便计算,采用下面的计算公式:
式中:Vi为矿物含量;Bi为常数;Af为解释井段中最大长石含量的函数;m为地层胶结指数。
砂岩地层中长石含量大则岩石成分成熟度低,一般岩石颗粒较大,渗透率也大。对于长石和石英,Bi为正值。黏土含量增加渗透率将减小,其中蒙脱石对渗透率的影响最大,伊利石次之、高岭土最小。同时其它胶结物(如钙质胶结)也使砂岩渗透率减小。因此对黏土矿物和其它胶结物,Bi取负值。根据岩心分析数据,放鹤亭P11储层渗透率计算时选择的参数为,Bi黏土=-35;Bi石英=0.1;Bi长石=0.05。
Bi值的选取对上述方法计算渗透率的结果有很大影响,在没有岩心分析资料时Bi值很难选取,所以对渗透率的计算有很大的限制。因此有必要寻求一种常规的简单的易于操作的计算渗透率的方法。首先对岩心物性分析数据进行深度归位,结合常规测井响应特征,分析渗透率与测井响应特征之间的敏感性,结果表明渗透率受孔隙度和粒度中值的影响很大。粒度中值没有试验分析资料,一般是通过自然伽马相对值来求取,因此通过线性插值,对岩心分析渗透率与孔隙度和自然伽马相对值进行多元非线性拟合,来获得求取渗透率的计算公式如下:
式中:ΔGR表示自然伽马相对值,可用下式进行计算:
式中:ΔGRmin为纯砂岩处自然伽马测井值, ΔGRmax为纯泥岩处自然伽马测井值。利用该公式对PX4井、PX5井和PX1井P11层的渗透率进行了计算,如图3所示,计算结果与岩心分析基本相符。
3.3 饱和度的计算
3.3.1 束缚水饱和度的计算
储集层产出流体类别和产量的高低,不但与地层孔隙度和含油气性质有关,而且还与地层束缚水饱和度、渗透率和原油的性质等有关。束缚水饱和度与含水饱和度的相互关系,是决定地层是否无水产油气的主要因素,是描述地层特征的重要参数,束缚水饱和度的计算一般都由岩心分析结合测井响应特征来计算[5-6]。储层的粒度中值大小直接影响束缚水饱和度,通常采用自然伽马曲线确定粒度中值。综合PX4井各项岩心分析数据,结合PX4井P11储层的测井响应特征,对束缚水饱和度与孔隙度和自然伽马相对值之间进行多元非线性回归得到的束缚水饱和度的计算公式:
利用上述公式对放鹤亭P11、P12层的束缚水饱和度进行了计算,试油结果:PX4井,油花、气泡,产水10.8 m3,如图3所示,PX4井P11储层有一定的可动水;PX5井,产油2.95 m3,产气1 465 m3,产水2.37 m3,如图3所示,PX5井含油气饱和度较PX4井要高,可动水量也要少一些,定性分析结果与试油结果基本一致,说明该方法对P11储层的解释评价正确可靠。
3.3.2 饱和度的计算
根据低孔渗砂岩岩电实验,对阿尔奇公式中a、b、m、n等参数进行了合理的选择[7-8],分别取a=1,b=1.105,m=1.8,n=1.33;根据平湖油气田地层水矿物度分布规律取Rw(地层水电阻率) =0.16Ω·m[9],使得所求出的含水饱和度符合本地区的特点。并对本地区的电性与物性参数之间的关系进行研究,制作出平湖油气田测井解释评价理论图版,图4是PX1井P12层的解释图版。
图4 PX1井P11、P12储层测井解释图版Fig.4 The log interpretation of bed P11 and P12 in well PX1
4 结论
以岩心分析、岩石物理实验为基础,从分析研究平湖油气田P11储层低孔低渗砂岩储层测井响应特征入手,对低渗透砂岩储层的孔隙结构特征进行了分析,重新建立了储层参数、测井解释模型。通过理论分析与实际应用,得出如下结论:
(1)仔细研究岩心薄片资料,分析认为P11储层低渗的主要原因是胶结作用、压实作用和早期溶蚀作用等。
(2)对P11储层的测井响应特征进行了总结,研究了P11储层“四性”关系,综合压汞资料与分形理论,对该地区储层的孔隙结构特征进行了较深入的研究;在认识储层特征和孔隙结构特征的基础上,针对该地区油气层特点,提出了相应的解释方法。
(3)通过平湖组P11储层特征及油水分布规律的研究,针对该地区低地层水矿化度、复杂孔隙结构、高束缚水饱和度的特点,以岩电实验为基础,对低孔低渗储层孔、渗、饱等参数进行了重新确定,完善了油水层解释标准,得到一套适合P11储层测井解释评价的方法,为P11储层的开发提供参数依据和测井解释服务。
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Research on log evaluation of low-permeability reservoir in Pinghu Oil and Gas Field
Xu Fengguang,Ma Guoxin,Chen M ing,Gao Weiyi
(Shanghai Petroleum Co.L td.,Shanghai200041)
The development of P11 reservoir is not only an important objective for reserves stimulation,but also oneof the current difficulties faced w ith in the developmentof Pinghu oil and gas field.Due to its deep burial depth,poor reservoir physical properties,low natural deliverability,complex fluid property,high reservoir temperature and p ressure coefficient w hich brought great difficult to log interp retation and evaluation,the implementation of this development plan has been challenged.Based on the core analysis data,the causesof low permeability reservoirs for P11 has been analyzed in term s of diagenesis and sedimentation, the logging response characteristics has been summarized,and the relationship of reservoir pore structure, permeability,saturation and other parameters have been studied w hich helps us to obtain amethodology of log interp retation and evaluation,and p rovide a reliable data and log evaluation for the development of P11 reservoir.
diagenesis;logging response;pore structure;reservoir parameters
book=78,ebook=34
P631.8+1
A
10.3969/j.issn.1008-2336.2010.03.078
1008-2336(2010)03-0078-06
2010-04-02;改回日期:2010-04-20
许风光,1981年生,男,2007年6月毕业于中国石油大学(华东),获得地球探测信息与技术专业硕士学位,现主要从事地球物理测井解释及方法研究工作。E-mail:xufg@shpc.com.cn。
