复杂小断块砂岩储层测井评价技术

2015-03-02孔祥礼中石化江苏油田分公司地质科学研究院江苏扬州225009

长江大学学报(自科版) 2015年29期

关键词：砂岩

孔祥礼　(中石化江苏油田分公司地质科学研究院，江苏扬州 225009)

钱雯　(中石化江苏油田分公司石油工程技术研究院，江苏扬州 225009)

复杂小断块砂岩储层测井评价技术

孔祥礼(中石化江苏油田分公司地质科学研究院，江苏扬州 225009)

钱雯(中石化江苏油田分公司石油工程技术研究院，江苏扬州 225009)

[摘要]针对复杂小断块砂岩油藏取心资料较少、测井评价困难的问题，提出了建立有效孔隙度、原始含油饱和度的理论测井解释图版。该方法以苏北盆地区域资料为基础，统计有效孔隙度、含油饱和度与岩心骨架成份、粒度、渗透率、油藏埋深等之间的关系，利用上述关系建立了有效孔隙度、原始含油饱和度的理论测井解释图版，并在未参与上述研究的苏北盆地A油田进行验证，取得了良好的应用效果。该方法对小断块油田勘探具有较大的指导意义。

[关键词]测井评价；有效孔隙度；原始含油饱和度；砂岩

苏北盆地已探明的油气田中大多数都是非常复杂的小断块油田。构造圈闭基本上都是以断块群出现的，圈闭面积较小，大多数在1km2左右。油田规模以小型、微型为主。近年来，由于发现的油藏规模较小，地质条件十分复杂，资料获取难度加大，尤其是岩心资料的缺乏，导致测井评价难度加大。根据资料统计，苏北盆地近10年来发现的油藏，有90%以上的断块无取心井，3%的断块尽管有取心井，但未取得油层岩心。针对上述问题，采用取心资料多的老油田进行系统整理，寻找地区性规律，建立储层参数解释通用图版，为新区勘探和老区扩边的储层参数解释及选值提供可靠依据。

1有效孔隙度

影响有效孔隙度大小的因素主要有：储层埋深、粒度的分选程度、胶结物的成份和含量，以及胶结类型等。根据苏北盆地金湖和高邮油田的孔隙度分析数据统计，孔隙度随埋深的增加而减小，且相关关系良好(图1)。

图1　苏北盆地孔隙度与油藏埋深关系图

在储层评价中，测井资料基本上能够反映有效孔隙度。目前，常规测井解释孔隙度的方法主要有：中子测井、密度测井及声波时差测井中的一条或几条组合。对于砂岩储层，利用声波时差求取储层有效孔隙度，无论是在方法上，还是在应用效果上均比较好。其基本公式为怀利公式[1]：

(1)

式中：φe为储层有效孔隙度，1；Δt、Δtma、Δtf分别为目的层、岩石骨架和孔隙流体的声波时差，μs/m；Cp为压实校正因数，1。

在钻井过程中采用淡水泥浆时，Δtf一般为620μs/m；盐水泥浆时，Δtf一般为608μs/m。因此，只要确定了Δtma和Cp即可以解释φe。

1.1　Δtma的确定

表1常见矿物的Δtmaμs/m

石英长石正长石斜长石岩屑胶结物泥质灰质白云质166.7232.9157.4~167.3182300152.5136.1

注：E2s为古近系三垛组；E2d为古近系戴南组；K2t为白垩系泰州组；E1f2+1为古近系阜宁组二段+一段；E1f3为古近系阜宁组三段。　　图2　苏北盆地Cp-H关系图

Δtma是指储层无孔隙时纯岩石的声波时差，因此，它只与组成岩石的矿物和胶结物成份、含量有关。根据苏北盆地古近系已发现油藏的岩石薄片分析资料统计，其砂岩基本类型为长石岩屑石英砂岩，胶结物以泥质、灰质或云灰质为主。由于组成岩石的各种矿物的Δtma基本不变，因此，只要知道各种矿物和胶结物的含量即可求得岩石的Δtma。表1是各种常见矿物的Δtma[1]。结合苏北盆地各油田组成岩石的矿物及胶结物含量，即可求得不同油田砂岩的Δtma。

1.2　Cp的确定

常用确定Cp的方法有3种：①声波时差与岩心分析孔隙度对比；②声波孔隙度与密度孔隙度对比；③压实泥岩与压实泥岩声波时差对比。该次研究主要采用第①种方法，利用苏北盆地各油田已建立的孔隙度声波时差解释图版，求出各自的Cp，再分层位建立Cp与油藏埋深(H)的关系(见图2)：

1)E2s+E2d+K2tCp=1.9200-0.000396H(R2=0.7241)当H≥2323m时，Cp≡1

(2)

2)E1f2+1Cp=1.8654-0.000464H(R2=0.8308)当H≥1865m时，Cp≡1

(3)

3)E1f3Cp=1.8907-0.000338H(R2=0.4950)当H≥2635m时，Cp≡1

(4)

式中：R2为相关系数，下同。

根据上述方法，即可得到苏北盆地各油田、各层位的孔隙度解释图版。

2原始含油饱和度

常规测井解释原始含油饱和度方法为阿尔奇公式，岩电参数a、b(岩性系数)、m(胶结指数)、n(饱和度指数)根据岩电试验资料确定。该次研究根据苏北盆地已经取得的岩电试验资料，分层位进行归纳和分析，找到影响a、b、m、n参数的因素，建立通用解释图版。

2.1　a、b、m、n确定

国内外的大量研究表明[1，2]：①a与m是互相制约的，m的大小只与孔隙的几何形状有关，其形状越复杂，m就越高；②b很接近于1；③非导电流体的相对体积、在孔隙中的分布、对岩石的润湿性、在孔隙中的连通情况以及与地层水之间的表面张力影响n的大小。

根据苏北盆地的岩电资料分析可知：①m的变化受孔隙度、渗透率和粒度中值的影响较大，其次是泥质含量和碳酸盐含量的影响；②n受ρw(地层水电阻率)的影响最大，另外孔隙度、渗透率及粒度中值对n也有一定的影响；③a与m、ρw与n有很好的相关关系(见图3)。

图3　苏北盆地古近系E2s+E2d+E1f砂岩储层a-m、ρw-n关系图

由此，得到苏北盆地古近系E2s+E2d+E1f砂岩储层m、n与孔隙度、渗透率、粒度中值、ρw，m与a，n与ρw的通用关系式：

m=1.8476-0.2126φ+0.1209lgK-0.2126lgφ(R2=0.5816)(N=262)

(5)

m=1.5988-1.3992lga(R2=0.8716)(N=17)

(6)

n=1.0159+1.9361φ-0.1143lgK+0.6822lgρw(R2=0.6427)(N=23)

(7)

n=1.3424-0.6196lgρw(R2=0.5441)(N=23)

(8)

式中：φ为孔隙度，%；K为渗透率，mD；φ为粒度中值，mm；N为样品数，个。

2.2　ρw的确定方法

ρw可以根据研究区的资料情况，采用以下方法确定：①根据取得的地层水矿化度资料和地层温度资料，查图版确定ρw，地层温度可以采用实际测量值，也可以根据区域地温梯度确定；②采用邻近纯水层的声波时差及电阻率带入含水饱和度公式，求得ρw；③通过查图版求得泥浆滤液电阻率，进而用泥浆滤液电阻率和自然电位查图版确定ρw。

3实用性验证

为验证上述研究结果在实际运用中的效果，对未参与该次研究的苏北盆地A油田主力区块进行验证。验证分3步进行：第1步，利用发现井，在资料极少的情况下，建立孔隙度、饱和度的理论解释图版；第2步，将建立的理论图版与该区块实际的解释图版和各项分析资料进行对比，分析误差情况；第3步，用建立的理论图版对整个区块进行解释，并与实际资料进行对比。