合水地区长8超低渗储层渗透率控制因素及表征

2014-12-13马彦风何顺利王建国

测井技术 2014年5期

马彦风，何顺利，王建国

（1．胜利油田鲁明油气勘探开发有限公司，山东东营257000；2．中国石油大学石油工程教育部重点实验室，北京102249）

0 引言

在低渗透率储层中，沉积环境及成岩作用类型复杂多样，使储集空间类型多样，孔喉配置关系复杂，对于含灰质较重的储层，碳酸盐含量的增加通常会导致储层孔隙结构复杂，随着碳酸盐含量的进一步增加储层物性变差［1］，非均质性较强。物性对油藏含油性的控制作用极强，从而导致油层评价的难度大。渗透率参数是油层评价中至关重要且又极难求准的参数。本文以鄂尔多斯盆地延长组超低渗透率储层为例，提出考虑碳酸盐含量的测井解释模型，利用地质—测井相结合的方法，从储层物性控制因素出发，建立考虑物性控制因素的渗透率解释模型，准确求取储层真实渗透率，为准确评价油层奠定基础。

1 研究区物性特征

鄂尔多斯盆地延长组地层具有烃源岩发育、生储盖组合配套、勘探领域广、潜力大的特点［2］。上里塬－合水地区位于鄂尔多斯盆地西南部的陇东高原，勘探面积约3000km2，属辫状河三角洲前缘亚相沉积，水下分流河道流向北北东，水下分流河道间微相为波浪作用带，沉积构造以浪成波痕层理为特征。长8油层组（分为长81和长82油层）是盆地西南部延长组的主力油层组，也是三角洲前缘亚相最发育的油层组［3］。合水地区平均孔隙度10．89%，平均渗透率0．504×10－3μm2，根据李道品［4］提出的储层分类方法，渗透率小于1×10－3μm2，研究区属于典型的超低渗透率储层。

1．1 岩性特征

研究区长8油层组砂岩碎屑组分类型［5－6］以长石岩屑砂岩为主，其中石英和长石含量近似相等；砂岩粒级以细－中粒、极细－细粒为主；碎屑多呈中等分选，次棱状磨圆度。砂岩填隙物特点：①填隙物以成岩期间生成的成岩矿物为主，其中以绿泥石、方解石最发育；②同类填隙物在不同地层砂岩中的平均含量和分布频率（包含某种填隙物的薄片个数／总薄片个数）变化不大；③大部分填隙物的平均含量与分布频率高低匹配（除上述绿泥石、方解石呈高平均含量、高分布频率之外，高岭石、铁白云石和长石质均呈低平均含量、低分布频率），但部分平均含量中等的填隙物，其分布频率高低不等。

1．2 物性特征

储集空间类型多样，孔隙类型［7］有剩余粒间孔、长石溶孔、岩屑溶孔、晶间孔、粒间溶孔和微裂缝，其中以剩余粒间孔、长石溶孔为主。孔喉组合特征以中孔－中—微喉型为主，大孔－中—微喉型及小孔－中—微喉型为次。

碎屑颗粒接触方式［8］以线状为主，线－凹凸、点－线状次之，个别凹凸状。胶结类型有孔隙、加大、薄膜及它们的复合类型，其中以孔隙胶结最为多见。

孔隙类型的分布和孔隙的胶结类型是孔隙度、渗透率等宏观参数的微观特征。研究区长8储层特殊的孔隙类型和胶结方式导致其物性特征表现为低孔隙度－超低渗透率［9］。

储层孔隙度集中分布在3%～15%之间，2个层之间略有差别，长81的孔隙度在7%～10%之间的分布频率最高，长82的孔隙度在10%～15%区间的分布频率最高（见图1）。渗透率在0．3×10－3μm2之下的比例均在50%以上，0．3×10－3μm2以上部分渗透率，长81所占的比例要明显高于长82，1×10－3μm2以上的比例在10%～15%之间（见图2）。

图1 各层孔隙度分布直方图

图2 各层渗透率分布直方图

2 超低渗透率储层渗透率控制因素分析

从破坏和改善2个角度分析，超低渗储层渗透率的破坏因素［10］主要有压实作用和碳酸盐胶结作用；改善因素主要为绿泥石胶结作用、溶蚀作用。

研究区长8储层砂岩颗粒多呈定向排列、塑性岩屑变形现象非常普遍，颗粒间多以线状、线－凹凸状方式接触，可见研究区储层的压实作用非常强。

碳酸盐胶结物在长8储层主要呈粒间胶结物、交代物或次生孔隙内充填物的形式出现。常见微晶状、晶粒状或连晶状产出（见图3），成分以方解石胶结为主，偶见铁白云石胶结，其分布频率很高。铸体薄片镜下观察以及扫描电镜观察均未发现明显的方解石的溶蚀现象。

由于该区碳酸盐的溶蚀程度较弱，往往形成低孔隙度、低渗透率的致密储集层［5］；在碳酸盐强烈胶结地区，储层物性很差，碳酸盐含量与岩石渗透率呈较明显的负相关性（见图4），由此说明碳酸盐胶结是超低渗储层形成的一个主要原因。

图3 较早期的铁方解石呈嵌晶状充填大部分孔隙（庄166井1859．8m×100，单偏光）

图4 渗透率与碳酸盐胶结物含量关系

绿泥石是研究区最主要的自生黏土矿物之一，分布频率很高，研究区绿泥石膜最厚可达10～20μm，主要以孔隙衬边方式产出［11］。绿泥石膜胶结后，阻碍了其他胶结作用的产生。绿泥石膜还有一定的抗压实作用［12］。在宏观上表现为绿泥石膜对渗透率有一定的保存作用。

从分布频率看，溶蚀作用比较发育，主要表现为长石、岩屑的溶蚀作用，它是储层次生孔隙形成的主要因素；从溶蚀孔面孔率所占比例看，溶蚀作用的强度均很小，不足以形成足够多的次生孔隙；从定性角度看，溶蚀作用对渗透率有一定的改善作用［13］；从定量角度看，溶蚀作用对渗透率改善的量很小，不足以成为影响渗透率的主要因素。

3 渗透率控制因素表征及解释模型的建立

通过填隙物含量统计（见表1）可见，研究区碳酸盐和以碳酸盐为主的胶结物含量最高（超过90%），是储层物性的一个极其重要的影响因素［14］。从图4中可见，渗透率（K）与碳酸盐含量（VCAL）总体上成反比关系，碳酸盐含量越大，岩石渗透率越低。因此，在表征储层物性的时候要考虑碳酸盐含量的影响。

表1 填隙物含量统计表

储层渗透率最常用的表征方法就是通过岩心刻度测井建立渗透率测井解释模型，利用测井数据计算地层的渗透率。而渗透率并不能直接从测井数据得到，利用测井数据直接能得到的数据有岩石密度、岩石孔隙度等。因此，建立模型的过程中，首先建立渗透率与碳酸盐含量的关系，然后找出与碳酸盐含量相关的测井数据，得到计算渗透率的参数，从而实现考虑碳酸盐含量的物性表征。

基于上述方法，首先建立岩石孔隙度与渗透率的关系式以及碳酸盐含量与渗透率的关系式。研究表明，在半对数坐标中渗透率与孔隙度成正比关系；当碳酸盐含量小于10%时，渗透率与碳酸盐含量相关性差；当碳酸盐含量大于10%时，渗透率与碳酸盐含量成反比（见图4）。因此将孔隙度与碳酸盐含量的比值（φ／VCAL）作为变量，研究其与渗透率的关系（见图5）。通过人工拟合曲线方法［15］得到岩石渗透率（K）与（φ／VCAL）之间的函数关系

式中，φ表示孔隙度，%；VCAL表示碳酸盐含量，%。拟合曲线数据点434个，相关系数R值为0．664，拟合程度较高，因此，式（1）可以作为K与（φ／VCAL）的函数关系式。

图5 岩石渗透率与孔隙度和碳酸盐含量之比关系图

通过人工拟合岩心分析数据得到碳酸盐含量与岩石密度的关系（见图6）。从图6中可以看出当岩石密度小于2．49g／cm3时，碳酸盐含量与岩石密度呈指数关系，且变化幅度不大；当岩石密度大于2．49 g／cm3时，碳酸盐含量与岩石密度呈直线关系，且变化幅度大。

当岩石密度小于2．49g／cm3时

当岩石密度大于2．49g／cm3时

式中，VCAL表示碳酸盐含量，%；ρ表示岩石的密度，g／cm3。式（2）得到的相关系数R＝0．411，式（3）得到的相关系数R＝0．665。

图6 碳酸盐含量与岩石密度关系图

4 考虑碳酸盐含量的渗透率解释模型应用

以上述方法得到的测井解释模型计算的渗透率与岩心分析渗透率作对比验证模型的准确性。选取研究区1口井（西103井）作为验证井（见图7），图7中对应的渗透率道，蓝色线条表示用测井解释模型计算的未考虑碳酸盐含量的渗透率曲线，粉色线条表示用测井解释模型计算的考虑碳酸盐含量的渗透率曲线，绿色线条表示岩心分析得到的渗透率曲线。从图7中可见，在2123～2124m井段，测井响应特征：电阻率值较高，声波时差表现为明显的低值，密度曲线表现为明显的高值，可以判断为碳酸盐胶结物的影响，因此将其解释为干层；此外，岩心分析渗透率在该处呈现明显的低值，考虑碳酸盐含量模型解释的渗透率曲线值较接近岩心分析渗透率，而未考虑碳酸盐含量模型解释的渗透率曲线值偏高，与岩心分析渗透率明显不符。考虑碳酸盐含量的储层渗透率解释结果可以准确表征地层真实渗透率，为储层评价提供可靠依据。