文昌HDB油田ZH1-2L油组储层非均质性综合研究

2016-06-27刘登丽顿小妹胡胜辉陈之贺伍文明

石油地质与工程 2016年3期

刘登丽，顿小妹，胡胜辉，陈之贺，伍文明

(1.中海石油(中国)有限公司深圳分公司研究院，广东广州 510240；2.中海石油(中国)有限公司湛江分公司研究院)

刘登丽1，顿小妹2，胡胜辉2，陈之贺2，伍文明1

(1.中海石油(中国)有限公司深圳分公司研究院，广东广州 510240；2.中海石油(中国)有限公司湛江分公司研究院)

摘要：文昌HDB油田ZH1-2L油组能量不足，采油速度及采出程度低，需要进行储层非均质性分析。ZH1-2L油组以粉、细砂岩和泥质粉、细砂岩为主，砂岩与泥岩多呈薄互层，为中-高孔中低渗储层，储层非均质性严重，储层内部泥质夹层发育，从平面、层内、微观三方面对ZH1-2L油组储层非均质性进行分析，得出该油组砂体厚度稳定分布，平面较均质，储层层内为非均质—较均质型，运用岩心实验分析中铸体薄片分析法和毛管压力曲线法，得出ZH1-2L油组储层微观非均质性强，微观孔喉结构发育差。

关键词：文昌HDB油田；隔夹层展布；平面非均质性；层内非均质性；微观非均质性

1概述

文昌HDB油田位于中国南海北部海域珠江口盆地西部，ZH1-2L油组为低阻油层，以滨浅海相的临滨砂坝、浅滩沉积为主，砂岩段厚度46.4 m，岩性偏细，砂泥呈互层分布，且物性差，导致边水能量不能及时有效补充，使水驱能量受到限制。该油藏原始溶解气油比101 m3/m3，且饱和压力高(20.2 MPa)，地饱压差小，实际生产以弱边水驱、溶解气驱为主。总体来说，ZH1-2L油组开发效果差，表现为天然能量弱，物性差，产能低，边水能量不能及时供给，井控区压力下降较快，动用储量低(38.8×104m3)，目前生产井基本处于废弃停产阶段[1]。面对目前油藏存在的开发矛盾，只有在深入研究储层非均质性的基础上才能提出有针对性的调整方案和增产挖潜措施，提高采收率。

本文根据研究区地质特征，考虑沉积微相、构造、隔夹层、孔隙度、渗透率等因素，对储层平面非均质性、层内非均质性及微观非均质进行研究，最终建立符合地质认识的三维地质模型。研究技术路线见图1。

2储层平面非均质性研究

平面非均质性指单一油层砂体的几何形态、各向连续性、连通性以及砂体内渗透率和孔隙度的平面变化及方向性，平面非均质性对于井网布置、注入

图1　研究技术路线

水的平面波及系数和剩余油的平面分布有很大的影响。本次选择储层平面沉积相及平面砂体厚度和孔隙度展布规律进行研究[2]。

珠海组一段下部以滨浅海相的临滨砂坝、浅滩沉积为特征，临滨环境下主要有上临滨砂坝和下临滨浅滩两种微相，具有加积、复合的特征。前者自然伽玛曲线呈钟型，后者为锯齿型(图2)。ZH1-2油组属下临滨浅滩相，是本油气田的低阻油层，其沉积平面相图较清楚地反映了沉积砂体的分布规律(图3)。

根据建立的三维地质模型可以得出ZH1-2L油组的砂体展布及物性分布特征：砂体毛厚分布稳定，厚度24.6 m～28.3 m，储层净厚分布也较为均匀。全区干层较为发育，1井区泥岩夹层发育，位于构造低部，油层净厚较薄。储层物性平面展布较为均匀(图4)，存在由构造高部位向低部位物性变差趋势。纵向上油层孔隙度为14.3%～16.9%，整体物性较差。

图2　文昌HDB油田珠海组连井相分析图

图3　文昌HDB油田珠海组一段沉积相平面

3储层层内非均质性研究

层内非均质性是指砂层内部垂向上的渗透率、最高渗透层所处位置、非均质程度、单砂层规模宏观的垂直渗透率与水平渗透率的比值以及层内夹层的分布，它直接控制和影响一个单砂层垂向上的注入剂波及厚度[2]。本次选择研究层内渗透率非均质程度及层内夹层两方面。

一般来说，当渗透率变异系数Vk<0.5，渗透率非均质系数Tk<2时，储层为均质型；当0.5≤Vk≤0.7，2≤Tk≤3时，储层为较均质型；当Vk>0.7，Tk>3时，储层为非均质型[3-5]。由此可知，文昌HDB油田ZH1-2L油组储层层内为非均质—较均质型(表1、图5)。

运用测井解释结果把泥岩层、干层统称为非渗透层，油层、水层等统称为渗透层，运用此结果进行岩相模拟。由研究区层内夹层厚度平面图(图6)及纵向上的展布规律(图7)可知，ZH1-2L油组A1井区非渗透层最不发育，层内夹层少；A3井区层内发育不稳定夹层，呈随机分布；1井区层内发育较稳定夹层，位于构造低部位，累计厚度最大。

图4　文昌HDB油气田ZH1-2L油组砂体厚度图(左)及孔隙度平面图(右)

项目WCHDB-1WCHDB-A1WCHDB-A3Mp范围平均值渗透率平均值/10-3μm224.1720.065.765.76～20.0616.66渗透率最大值/10-3μm279.7037.5041.8037.50～41.8053.00渗透率最小值/10-3μm23.305.401.701.70～5.403.47级差24.156.9424.596.94～24.5918.56突进系数3.301.877.261.87～7.264.14K(H加权)29.8217.955.615.61～17.9517.79变异系数(Vk)1.110.671.600.67～1.601.12变异系数判别非均质较均质非均质

图5　ZH1-2L油组层内非均质性判别

图6　ZH1-2L油组层内夹层厚度展布

图7　ZH1-2L油组层内夹层纵向展布图(左：1-A3MP连井，右：1-A1连井)

4储层微观非均质性研究

微观非均质性是指孔隙喉道的大小、连通程度、配置关系、分选程度以及颗粒和填隙物的非均质性。这一类非均质性直接影响注入剂的微观驱替效率，也是导致剩余油形成的根本原因之一[2]。

(1)铸体薄片分析法：对ZH1-2L油组5个铸体薄片观察分析，由铸体孔隙图像分析统计表(表2)可知，ZH1-2L油组面孔率平均为15.34%，孔隙直径平均为35.52 μm，平均喉道宽度为9.08 μm，平均配位数为1.59；结合ZH1-2L油组岩心分析为中-高孔、中-低渗的特点，可以得出，该油组储集层孔隙、喉道不是很发育，储集空间相对较小，渗流能力差。

(2)毛管压力曲线法：油藏岩石的毛管力与湿相(或非湿相)饱和度的关系曲线就是毛管力曲线。测量岩石毛管力曲线的方法很多，目前常用的有压汞法、半渗隔板法和离心法三种(参考SY/T 5346-1994岩石毛管压力曲线测定标准)。这三种方法的基本原理相同，即岩心饱和湿相流体，当外加压力克服某毛管喉道的毛管力时，非湿相进入该孔隙，将其中的湿相驱替出来。本次运用压汞法和离心机法进行分析。

(3)压汞法：研究孔隙结构的基本原理如下：对岩石而言，水银是非润湿相的，如要使水银注入岩石孔隙系统内，就必须克服孔隙喉道所造成的毛细管阻力。因此，当求出与之平衡的毛管压力和压入岩样内汞的体积，便可得到毛管压力与岩样含汞饱和度之间的关系。毛管压力即注汞压力，而水银注入量就是孔隙空间的充填或饱和程度。由于毛管压力与孔隙喉道半径R成反比，因此，根据注入水银的毛管压力就可以计算出相应的孔隙喉道半径R及相应的孔隙容积值。根据现有压汞测试资料，由表3及图8可知，ZH1-2L油组压汞曲线几乎不发育进汞平台段，排驱压力低-高，中值压力较大，平均喉道半径和喉道半径中值均小于2 μm，为细微喉特征。

(4)离心法：利用离心机产生的离心力代替外加的排驱压力实现非润湿相驱替湿相，来获得岩样的驱替毛管压力曲线(图9)。可以看出文昌HDB油田ZH1-2L油组微观孔喉结构发育差，微观非均质性强。