三元耦合方法评价孔洞型储层有效性

2013-09-18张兆辉高楚桥高永德

测井技术 2013年6期

张兆辉，高楚桥，高永德

(1.中国石油勘探开发研究院西北分院，甘肃兰州 730020;2.长江大学地球物理与石油资源学院，湖北荆州 434023;3.中海油南海西部研究院，广东湛江 524057)

0 引言

孔洞型储层是碳酸盐岩主要的储层类型，目前有效性的定量评价大多依据孔隙度的大小[1-7]。文献[8]中采用m值结合相对连通孔隙度评价其有效性，同时不少测井工作者引入电成像、声成像等测井技术定性分析其有效性[9-10]，在实际生产中均取得了较好的应用效果。近年来随着塔里木盆地塔中、轮古地区勘探程度的不断提高，仅依靠单一的孔隙度难以描述储层的有效性，经常出现储层有效性判断错误的现象[11-12]:孔隙同样发育的孔洞型储层酸化压裂后有些可以形成工业储层，而有些根本达不到工业产能，甚至出现干层，例如AZ621井4851～4885 m层段、AZ822井5614～5675 m层段、AZ72井4964～4978 m层段，其平均孔隙度相差不大，分别为3.56%、3.60%、3.69%，但酸化压裂试油产量相差极大，其中第1个层段日产油149 m3、气6.1×104m3，为工业产能层;第2个层段为干层;第3个层段日产油0.24 m3、产液0.98 m3，为非工业产能层。因此，为了准确评价储层的有效性及类别，从储层宏观特征和微观孔隙结构特征入手，结合压汞实验、试油资料提出一种新的三元耦合评价法。

1 孔洞型储层孔隙结构特征

孔洞型储层储集空间以次生的溶蚀孔洞为主，另外还包括一些粒内孔、粒间孔、晶间孔和少量微孔隙。该类储层一般是由原生孔隙溶蚀改造而成，储、渗系统由孔、喉本身组成。由于溶蚀程度的不同造成了孔洞孔径的大小不一，据此可将孔洞型储层划分为小孔孔洞型储层和大孔孔洞型储层，前者溶蚀作用较弱，后者溶蚀作用较强。其孔径大小分类标准:FMI成像测井成果图上，如果一个孔洞图像能占半个极板范围，则为大孔孔洞型，否则为小孔孔洞型。小孔孔洞型储层在岩心上表现为针孔状或者麻点状小孔洞，FMI成像测井表现为“豹斑”状不规则黑色星点分布[13-14];大孔孔洞型储层在岩心上面可以看到孤立的孔洞，在FMI成像测井上则表现为黑色的孤立的大孔或者大洞。图1为2种不同孔洞型储层FMI图像特征及岩心照片。

图1 孔洞型储层岩心照片及FMI图像

压汞实验与核磁共振实验是研究微观孔隙结构的重要手段[15-19]。图2为塔里木盆地塔中地区2口井的典型孔洞型储层毛细管压力曲线特征，红色线为AZ621井小孔孔洞型储层岩样(孔隙度2.8%，渗透率0.081 mD*非法定计量单位，1 mD=9.87×10-4μm2，下同，排驱压力2.8 MPa，平均孔喉半径0.068μm，相对分选系数1.36);蓝色线为AZ62井大孔孔洞型储层岩样(孔隙度10.9%，渗透率0.096 mD，排驱压力 0.637 MPa，平均孔喉半径0.4374μm，相对分选系数0.7793)。从图2中可以看出，由于孔隙仅靠微观喉道连通，而汞需要突破一定的毛细管压力才能进入到岩样的喉道中，当进汞压力小于这一定值时，进汞饱和度保持不变，但当进汞压力达到一定数值，进汞饱和度便会很快增大;小孔孔洞型储层需要的突破压力高于大孔孔洞型储层。

核磁共振实验很好地反映了孔隙结构特征与孔隙中流体的分布[20-21]，图3为AZ621井孔洞型储层核磁共振T2谱典型特征。从图3中可以看出，孔隙度对T2谱的分布有一定的影响，小孔的T2谱主峰主要分布在左边，而大孔的T2主要分布在右边，并且大孔中的可动流体要比小孔多得多，且主要以可动流体为主。

2 储层有效性评价技术

图2 典型孔洞型储层毛细管压力曲线特征

图3 孔洞型储层核磁共振T2谱特征

孔洞型储层存在2种典型的孔隙结构特征(见图2、图3)，勘探实践表明，相同试油措施情况下，试油结果存在较大差异[11]，为此，此次研究期望找到储层产能、储层结构特征之间的规律。

通过对塔里木盆地塔中地区7口井7个井段共50块岩样的压汞实验数据及对应试油成果数据的统计，发现形成工业油流的井段与非工业油流的井段相比较，其排驱压力小、平均孔喉半径大，且二者与储层产能有很好的相关性，为此定义Ps值综合反映微观孔隙结构。测井计算表明，平均有效孔隙度与该段压汞实验计算出的Ps值有很好的对应关系(见图4)，也就是说，平均有效孔隙度综合反映了储层的排驱压力、平均孔喉半径特征，进一步认为平均有效孔隙度大的孔洞型储层，孔喉也较发育且连通性也较好，储层成为有效储层的可能性越大。

图4 压汞实验参数P s与平均有效孔隙度¯φe关系图

式中，Ps为孔隙结构特征参数，无量纲为平均孔喉半径，μm;pd为排驱压力，MPa;F为累计有效孔隙厚度，m;φe为有效孔隙度，%;l为采样间隔，m;HF为有效厚度，m;N为φe孔隙度下限的采样点数，无量纲为平均有效孔隙度，%。

在实际生产中常会遇到储层物性好，录井显示有油气，但试油却达不到工业产能，甚至是干层。通过对塔中、轮古地区15口井、17个孔洞型储层试油层段的储层信息进行统计分析，发现储集能力除了与孔隙度、孔隙结构参数有很大关系外，储层纵向发育规模也是影响储层产能的关键因素，这一因素用累计有效孔隙厚度表征，也就是说，孔隙度、孔隙结构、储层发育规模同时控制储层有效性。据此可将孔洞型储层有效性评价因素概括为3个端元:一是采样点孔隙度;二是平均有效孔隙度;三是累计有效孔隙厚度，即三元耦合评价法。采样点孔隙度通常采用体积模型法和测井岩心刻度法计算[8]，并与孔隙度下限值(地区经验参数)对比，若某储层段内某采样点孔隙度高于孔隙度下限值则计算该采样点的后2个端元，否则不计算，直至完成该储层段内每个采样点的数据处理，最后统计其参数值，结合试油成果资料制作有效性评价图版。

三元耦合评价法很好地克服了以往仅靠孔隙度评价的不足，同时考虑了孔隙度及储层纵向发育规模。据此，制作了塔里木盆地塔中、轮古地区孔洞型储层有效性识别图版(见图5)。图5中气泡大小代表试油产量的高低。从图5中可以看出，受孔洞型储层本身连通条件的限制，一般达不到Ⅰ类储层，大孔孔洞型储层一般是Ⅱ类储层，小孔孔洞型储层多为Ⅲ类储层或干层[11]。

3 应用效果

图5 孔洞型储层有效性识别图版

依据本文评价方法，对塔里木盆地塔中、轮古地区11口新钻探井19个试油层段进行储层有效性(等级)评价。表1为11口新钻探井19个试油层段有效性判定结果与试油结论对比，将其对应参数投点到识别图版(见图5)，判断正确18个层，符合率为94.7%，提高了储层有效性识别成功率。

图6为AZ721井5025～5080 m井段测井处理成果图，FMI成像测井清晰可见储层为典型的小孔孔洞型储层。5031～5074 m层段测井计算平均孔隙度为2.7%，根据目前塔里木油田公司孔洞型储层评价标准[11]识别为Ⅱ类储层。此次研究测井计算平均有效孔隙度为3.1%、累计有效孔隙厚度为0.73 m，根据孔洞型储层有效性判别图版(见图5)判定为Ⅲ类储层。该井在5030～5070 m井段试油，试油结果:日产油8.17 m3，日产水0.2 m3，气焰高0.2～2 m，未达到工业产能，评定为Ⅲ类储层，与测井综合评价结果相符。