渤海Q29-2油田沙河街组复杂岩性储层有效性评价及物性下限值确定*

李瑞娟 崔云江 陈红兵 朱 猛 熊 镭

(中海石油(中国)有限公司天津分公司 天津 300452)

渤海Q29-2油田沙河街组复杂岩性储层有效性评价及物性下限值确定*

李瑞娟 崔云江 陈红兵 朱 猛 熊 镭

(中海石油(中国)有限公司天津分公司 天津 300452)

李瑞娟,崔云江,陈红兵，等.渤海Q29-2油田沙河街组复杂岩性储层有效性评价及物性下限值确定[J].中国海上油气，2016,28(6)：28-33.

Li Ruijuan,Cui Yunjiang,Chen Hongbing,et al.Effectiveness evaluation and physical property lower limit values determination of complex lithology reservoirs of Shahejie Formation in Bohai Q29-2 oilfield[J].China Offshore Oil and Gas,2016,28(6):28-33.

渤海Q29-2油田古近系沙河街组发育厚层碳酸盐岩和砂砾岩混合沉积的低孔渗复杂岩性储层，储层岩性及物性变化快，非均质性强，储层有效性评价和物性下限值确定是测井评价的重点及难点。利用Pe曲线指示法和孔隙频谱分析法定性评价了该油田沙河街组复杂岩性储层有效性，丰富了低孔低渗复杂岩性储层的有效性评价方法。利用毛管压力法和核磁共振实验法综合确定了该油田沙河街组复杂岩性储层物性下限值，其中孔隙度下限为9%，渗透率下限为0.4 mD。本文成果突破了渤海油田古近系沙河街组储层物性下限的传统认识，可以解放该地区大量油层，为Q29-2油田储量评价提供了关键技术支撑。

渤海；沙河街组；复杂岩性储层；低孔低渗；物性下限；毛管压力曲线；核磁共振实验

Q29-2油田E-4井区古近系沙河街组发育厚层碳酸盐岩与砂砾岩混合沉积的低孔渗储层，这是近年来渤海油气勘探的重大突破。钻探结果表明，该类储层具有单层厚度大、测试产能高、岩性成分复杂等特点，储集空间以次生溶蚀孔和原生粒间孔为主，储层物性差别大，非均质性强，不同岩性储层测井响应特征差别非常大。因此，对该类储层有效性的评价及储层物性下限值的确定是测井评价的重点和难点。

低孔低渗储层有效厚度下限的确定一般是以岩心及测井分析为基础，以测试分析为依据[1]。渤海油田目前已开发的沙河街组轻质油油田油层物性下限一般为储层渗透率大于1 mD，但Q29-2油田E-4井区复杂岩性储层岩心及测试资料表明，当储层渗透率小于1 mD时，岩心仍然具有很好的含油性，酸化后测试产能可以达到60 m3/d以上。针对这种情况，本文结合常规测井、成像测井、毛管压力、核磁共振实验等资料，利用Pe曲线指示法和孔隙频谱分析法定性评价渤海Q29-2油田沙河街组低孔低渗复杂岩性储层的有效性，利用毛管压力法和核磁共振实验法等确定该油田储层孔隙度和渗透率下限值，并通过岩心相渗实验验证了该油田储层物性下限值确定的合理性，从而突破了渤海油田古近系沙河街组储层物性下限的传统认识，可以解放该地区大量油层。

1 储层特征

1) 岩性特征。Q29-2油田E-4井区沙河街组以扇三角洲沉积为主，局部发育混积滩[2]，由于不同水系所携带沉积物不同，该油田储层岩性较为复杂，包括灰质砂砾岩、鲕粒白云岩、白云质鲕粒砂岩和砂砾岩、凝灰质砂岩和砂砾岩、砂岩等多种岩性，岩性、沉积微相及不同时期的成岩作用造成储层存在强烈的非均质性[3]。分析表明，该井区鲕粒白云岩、白云质砂岩和砂砾岩易形成溶蚀孔隙，物性好，测试产能高；凝灰质、砂砾岩、灰质砂砾岩和砂岩物性较差，但测试资料证实也可以获得较好的产能。

2) 物性特征。分析Q29-2油田沙河街组206个样品岩心资料，孔隙度为4.6%～34.6%，平均值16.6%；渗透率为0.1～767.5 mD，平均值5.1 mD；储层具有中低孔、低渗—特低渗的物性特征。该油田岩心压汞法毛管压力曲线(图1)显示，储层毛管压力曲线为中—细歪度特征，排驱压力0.041～12.999 MPa，平均孔喉半径0.035～5.513 μm，表明储层物性非均质性强。

图1 Q29-2油田E-4井区沙河街组岩心压汞法毛管压力曲线

毛管压力曲线是反映储层微观孔隙结构的重要资料，而储层的微观孔隙结构直接控制着储层物性的好坏，因此可以从孔隙结构因素考虑利用毛管压力资料辅助确定储层物性下限，据此可将该油田沙河街组储层分为3类：第1类储层，孔隙度≥13.0%，渗透率≥0.5 mD；第2类储层，8.8%≤孔隙度≤16.5%，0.1 mD≤渗透率≤0.5 mD；第3类储层,孔隙度≤8.8%，渗透率≤0.3 mD。

2 储层有效性定性评价

2.1 Pe曲线指示法

Q29-2油田沙河街组复杂岩性储层段储集类型以次生溶蚀孔隙为主，常规测井曲线具有密度低、中子高、双侧向电阻率存在正差异等特征，常规砂岩储层Pe值与围岩相比无明显变化，复杂岩性储层Pe值(光电吸收截面指数)通常骤然升高 (图2)；从井径曲线变化可以看出,常规砂岩储层和复杂岩性储层在渗透性层段均因泥浆侵入形成泥饼，致密层段无泥饼形成(图2)。

分析认为，该油田沙河街组复杂岩性储层段次生溶蚀孔隙发育，含有重晶石的泥浆侵入导致Pe值发生明显增高；致密层段无泥浆侵入导致Pe值较小；常规砂岩段Pe值无明显增高，这是因为石英和盐水的Pe值较泥岩均偏低,且砂岩原生粒间孔的泥浆侵入不如次生溶蚀孔侵入明显。由此可见，Pe值的大小反映了储层侵入和岩性的双重影响，因此，Pe值可作为次生溶蚀孔隙发育的复杂储层有效性评价的重要依据。

图2 Q29-2油田沙河街组储层测井响应特征

2.2 孔隙频谱分析法

研究表明，利用Archie公式计算的孔隙频谱可以客观地反映井周的非均质性、物性和孔隙类型[4-7]。Q29-2油田沙河街组成像测井孔隙频谱的形状特征可分为5种情况：①地层孔隙度很低，孔隙频率谱表现为窄的单峰；②次生孔隙分布较均匀，而基质孔隙较少时，孔隙频谱表现为后移的单峰；③当层状连通的次生孔发育段与不发育段交互出现时，孔隙频谱则分层出现宽峰与前端窄峰；④当分布多个尺度的溶蚀孔洞时，孔隙频谱表现为较宽的双峰或多峰；⑤当连通的次生孔中发育充填裂缝时，孔隙频谱表现为较宽的双峰背景上局部峰前移。

Q29-2-4井沙一、二段成像测井孔隙频谱分析结果如图3所示，可以看出，在3 409.5～3 428.0、3 435.0～3 441.5、3 448～3 464 m等井段，孔隙频谱表现为明显的单峰且较窄的形态，说明孔隙频谱均值较低，储层较致密(3 448～3 464 m井段取心证实岩心平均孔隙度低，整体渗透性差)，其中最高基质孔隙度峰值约小于9%。当孔隙谱均值大于9%时，孔隙频谱多较宽或出现多峰，说明孔隙类型以粒间孔或溶蚀孔为主，储层非均质性强。在3 275～3 300、3 428～3 435 m等井段，孔隙频谱均值较大，物性相对较好。在3 239.5～3 272.0 m井段，孔隙频谱均值较小，谱范围更宽(即方差变大)，说明储层非均质性较强，既有稍大孔隙，也有小孔隙，该层段孔隙频谱均值约为9.8%，其他井相同层位处测试证实具有一定的产能。

图3 Q29-2-4井成像测井孔隙频谱分析

3 储层物性下限确定

Q29-2油田古近系沙河街组储层岩性复杂，非均质性强，因此，将反映储层孔喉特征的压汞毛管压力[8]和核磁共振实验资料用于储层物性下限的确定，并利用2种方法相互验证以取得更为合理的储层物性下限值。

3.1 毛管压力法

岩石的孔隙和喉道是油气储集、流动的空间和通道，通过毛管压力曲线求出储层中允许液体流动的孔喉最小半径称为最小流动孔喉半径[9]，本次研究利用渗透能力分布法确定储层最小流动孔喉半径。步骤为：①将岩心压汞实验样品进行J函数分析，得到平均毛管压力曲线；②以等对数孔喉半径间隔为单元，计算每个单元的渗透率贡献值，当累积渗透率贡献值达到99.9%以上时，所对应的孔喉半径即为最小流动孔喉半径。计算公式为

(1)

(2)

∑K=∑ΔK

(3)

式(1)～(3)中：ΔKi为第i个区间渗透率贡献值，%；Pci为第i个区间对应毛管压力，MPa；ΔS(i～i+1)为区间进汞量，%；ΔK为区间渗透能力，%；∑K为累积渗透能力，%。

利用上述渗透能力分布法建立Q29-2油田E-4井区沙河街组储层孔喉半径与渗透能力的关系，当累积渗透率贡献值达到99.9%以上时，油藏对应的最小孔喉半径为0.4 μm，对应的毛管压力约为1.83 MPa，在排驱压力与孔隙度和渗透率关系图上得到其对应的孔隙度下限为9%，渗透率下限为0.4 mD(图4)。

图4 Q29-2油田E-4井区沙河街组储层排驱压力与岩心分析孔隙度、渗透率关系

3.2 核磁共振实验法

核磁共振实验的重要应用之一是可以准确确定复杂岩性油田区储层束缚水饱和度，进而结合束缚水饱和度下限值可以确定该油田的储层物性下限。Q29-2油田沙河街组储层核磁共振实验过程为：①将岩心洗净烘干；②饱和盐水，测其饱和后的T2分布，其中回波间隔TE=0.4 ms，等待时间TW=6 s，回波个数NECH=4 096，进行T2谱反演及分析，得到核磁孔隙度；③将饱和盐水样品放入离心机中进行离心实验，离心机转速为4 000 r/min，最高离心力约为0.5 MPa，测其只有束缚水状态时的T2分布，综合分析得到T2截止值和束缚水饱和度值。

表1为Q29-2油田沙河街组储层岩心核磁共振实验数据，可以看出，在19块岩心样品中，1-003号样品孔隙度最小为9.5%，渗透率为0.389 mD，对应的束缚水饱和度为58.8%，这表明该孔渗条件下储层可动流体仍可达到40%以上。结合油田区域束缚水饱和度下限值认识，确定Q29-2油田沙河街组储层孔隙度下限为9%，渗透率下限为0.4 mD。

3.3 合理性验证

在Q29-2油田共做了8块岩心相渗实验，参考此次相渗实验结果，验证渗透率小于1 mD的岩心是否具有渗透能力和储集能力。相渗实验样品中岩心孔隙度最小为9.7%，对应的渗透率为0.673 mD，相渗实验结果见表2。从表2可以看出，束缚水时含水饱和度为49.3%，残余油时含水饱和度为71.8%，反映岩心为正常的油水相渗特征；随着含水率上升，驱油效率增加，当含水率约为98%时，驱油效率约为42%，说明仍具有一定的开发价值。因此，该岩心相渗实验结果验证了该油田沙河街组储层渗透率下限小于1 mD的合理性。

表1 Q29-2油田沙河街组储层岩心核磁共振实验数据

表2 Q29-2油田Q29-2-5井沙河街组岩心相渗实验结果

图5为Q29-2油田 Q29-2-5井沙河街组储层岩心物性与含油性关系图，可以看出，该油田沙河街组混合沉积的复杂岩性储层，因溶蚀孔隙发育，当渗透率介于0.4～1.0 mD之间时，岩心仍然具有很好的油气显示。图6为Q29-2-5井沙河街组岩心分析渗透率小于1 mD的岩心照片，可以看出，荧光显示很好，说明小于1 mD的地层也有一定的渗透能力和储油能力，这也支持了该油田沙河街组储层渗透率下限为0.4 mD的合理性。

图5 Q229-2油田Q29-2-5井沙河街组岩心物性与含油性关系

图6 Q29-2-5井岩心荧光照片

此外，对Q29-2E-5井3 308～3 330 m井段进行了DST测试，结果见图7。该井段测井解释孔隙度平均值9.2%，渗透率0.2～1.0 mD，酸化前折合产油1.04 m3，酸化后日产油64.7 m3，该测试结果也证实了该类超低孔渗储层仍然可以获得较好的产能。

图7 Q29-2E-5井DST测试层测井综合图

4 结论

1) 利用Pe曲线指示法和孔隙频谱分析法定性评价了渤海Q29-2油田沙河街组复杂岩性储层有效性，其结果充分展示了这2种方法在次生溶蚀孔隙发育储层具有良好的应用效果，丰富了低孔低渗复杂岩性储层的有效性评价方法。

2) 利用毛管压力法与核磁共振实验法综合确定了Q29-2油田沙河街组复杂岩性储层物性下限值，结果表明该油田孔隙度下限为9%，渗透率下限为0.4 mD，这一结果突破了渤海油田古近系沙河街组储层物性下限的传统认识，可以解放该地区大量油层。

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(编辑：冯 娜)

Effectiveness evaluation and physical property lower limit values determination of complex lithology reservoirs of Shahejie Formation in Bohai Q29-2 oilfield

Li Ruijuan Cui Yunjiang Chen Hongbing Zhu Meng Xiong Lei

(TianjinBranchofCNOOCLtd.,Tianjin300452,China)

Thick bedded complex lithology reservoirs with mixed deposition of carbonatite and glutenite develop in Paleogene Shahejie Formation of Bohai Q29-2 oilfield, which is low porosity and low permeability reservoir with characteristics of strong heterogeneity, fast change of lithology and physical properties. Effectiveness evaluation and physical property lower limit values determination of the complex lithology reservoirs are the key and difficult points for logging evaluation. Pe curve indicating method and electric imaging pore spectrum analysis are used to qualitatively evaluate the effectiveness of Shahejie Formation, enriching the evaluation methods of the low porosity and low permeability complex lithologic reservoirs. Capillary pressure method and nuclear magnetic resonance experiment method are used to determine the physical property lower limit values for Shahejie Formation in the oilfield, in which the porosity lower limit value is 9%, and the permeability lower limit is 0.4 mD. The research results break through the traditional opinion on physical property lower limit values of Shahejie Formation of the Bohai sea, releasing a large amount of oil reservoirs in this area. The study provides key technology support for reserves evaluation of Q29-2 oilfield.

Bohai sea; Shahejie Formation; complex lithology reservoir; low porosity and low permeability; physical property cutoff; capillary pressure curve; NMR experiment

1673-1506(2016)06-0028-06

10.11935/j.issn.1673-1506.2016.06.005

*中国海洋石油总公司“十二五”科技重大项目“渤海典型低孔低渗油藏勘探开发关键技术与实践(编号：CNOOC-KJ 125 ZDXM 07 LTD-TJ-02)”部分研究成果。

李瑞娟,女,工程师,2005年毕业于长江大学地球探测与信息技术专业,获硕士学位,目前主要从事渤海油田测井技术研究工作。地址：天津市塘沽区闸北路1号渤海石油研究院物业楼326室(邮编：300452)。E-mail：lirj2@cnooc.com.cn。

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A

2016-04-20 改回日期：2016-06-22