川口地区长6致密油藏成藏因素分析及储层评价

2016-08-24梁承春聂小创吴云飞吉园园

石油地质与工程 2016年4期

关键词：试油含油物性

梁承春，聂小创，吴云飞，吉园园，杨　帆

(中国石化华北油气分公司采油一厂，甘肃庆阳 745000)

川口地区长6致密油藏成藏因素分析及储层评价

梁承春，聂小创，吴云飞，吉园园，杨帆

(中国石化华北油气分公司采油一厂，甘肃庆阳 745000)

红河油田川口地区长6致密油藏油气富集程度及产能差异较大，通过油藏主控因素分析、储层四性关系研究对储层重新评价;结合探明区块开发情况，分析认为沉积相带、砂体厚度、储层物性、风化壳淋滤作用是影响油气富集程度的重要因素；基于试油结果及测井资料的研究，确定了该地区长6油藏储层的岩性与含油性下限、物性下限、电性下限，并分层位建立了吻合率较高的二次解释模型，对储层的综合评价和该区开发部署具有指导作用。

红河油田川口地区；主控因素；储层评价；致密油藏

红河油田川口地区的长6油藏为典型特低渗透油藏，目前已在ST2和ST1井区开展产能建设试验并获得较好的开发效果。与ST2相比，其它区块开发效果差且试油结果与测井解释结论吻合度低，含油性在纵向上及平面上差异较大，特低渗透油藏富集规律的主控因素有待进一步明确。本文在分析已有地质资料基础上，探讨了影响致密油藏富集程度及产能的主控因素[1-5]，并通过开展长6特低渗透油藏四性关系等研究建立了测井二次解释模型[6-7]；依据模型解释结果，对应用效果进行分析。

1　成藏主控因素分析

1.1有利沉积相带控制油藏平面分布

鄂尔多斯盆地大量勘探实践表明，延长组生油凹陷控制长6油藏平面分布，三角洲前缘水下分流河道是油气聚集的有利指向场所[8]。红河油田长6储集层所处相带主要为三角洲前缘水下分流河道、河口坝和水下分流河道间湾微相(图1)。对红河油田试油井生产情况及其特征的分析表明，沉积微相与产能有直接关系。已开发高产井均分布在水下分流河道沉积微相上，而低产井位于水下天然堤和河口坝沉积微相。分析不同沉积微相下的砂体类型与储层孔隙结构可知，有利沉积微相控制储集体的物性，进而影响低渗油藏的平面分布。

1.2砂体厚度控制油气储量规模

研究区发育多个岩性圈闭，具有较大砂岩厚度的岩性油藏是储量的主体[9]。分析长62亚段砂体厚度平面分布图，在HH105井区、ST2井区砂体厚度最大，基本上沿HH105-ST2方向，两侧砂体沉积厚度变小，反映出主河道与HH105-ST2方向一致。结合前人研究成果认为，沉积时期，物源自南西向北东向推进，形成多条分流河道。通过砂体分布、几何形态、规模及连续性进行非均质性研究，长6油藏纵向及平面分布受砂体展布控制作用明显。将高产井与储层中心叠合，两者吻合度较高，说明砂岩发育厚度和分布范围是储量规模及产能高低的先决条件。

图1　高产井与长62沉积相关系

1.3储层物性是影响油气富集的关键因素

油气从生烃凹陷向周围运移过程中，当遇到储层物性变差或者侧向被泥岩封堵时即可聚集成藏；相对而言具有较好物性条件的储层油气容易聚集成藏。这是由于孔隙度、渗透率较高区域，生油岩与储层配置关系好，源储接触面积大，油气驱替原始流体所需动力较小。

结合研究区沉积特征，储层孔隙度、渗透率的平面分布规律与沉积规律一致性较强，高孔高渗带的走向与河道的走向一致，单一河道内部孔隙度、渗透率较大的地区，也是储层厚度较大的地区(图2、图3)。因此主力砂体长62的辫状水道是孔隙度、渗透率最大的地区，是下步寻找有利区的主要方向，且从试油井情况来看，储层高产对物性要求更高。

图2　高产井与长62砂厚关系

图3　高产井与长62物性关系

1.4风化壳淋滤作用有效改变下伏储层物性

风化壳具有较好的封堵能力时，可与沉积砂岩组合形成油藏；当封堵能力差时，亦可作为油气运移通道破坏油气聚集[10-11]。就研究区而言，风化壳的形成过程对成藏有三个作用：①成藏动力作用。在地层抬升到地面遭受风化形成古河槽时，河槽下伏地层压力明显减小，导致离古河槽稍远区域产生剩余压力，剩余压力驱动孔隙流体向古河槽附近砂体流动到风化不整合面，不整合面起到油气运移的通道作用；②砂体上倾方向遮挡成藏作用。当风化不整合面在后期压实、胶结等物理、化学作用下可能失去原有的渗透性，与邻近的砂体组合形成油藏；③淋滤改善储层物性作用。通过编制研究区孔隙度、渗透率值与不整合面距离交会图可知，剥蚀面之下储层随着距剥蚀面距离的增加，孔隙度、渗透率总体逐渐减小，说明淋滤作用向深部逐渐减弱，但深度达到距风化剥蚀面65 m后，孔隙度、渗透率随深度的增加变得没有规律，说明此时的砂岩物性不再受淋滤作用的影响。通过对长62亚段初期产量最高的4口井(ST1-2井，15.8 t/d；SK1-6井，10.6 t/d；SK1-7井，14.0 t/d；SK1-1井，11.7 t/d)的分析，4口井产油层距风化不整合面距离分别为40 m、49 m、28 m和29 m，在风化壳淋滤作用有效距离65 m内(图4)。风化淋滤作用也能很好地解释该井区最靠近风化不整合面的亚段储层优先改造成藏的实际生产特征。

图4　高产井与长62底-不整合面地层厚度关系

1.5裂缝发育对油气富集具有双重作用

裂缝对改善储层物性、促进油气运移及聚集有重要意义。不同组系的构造裂缝对储层物性改善程度以及油气运聚能力的影响取决于构造应力场[8]。储层中裂缝改变了储层孔隙结构，长6特低渗透油藏油气运移受裂缝控制作用明显。裂缝发育程度既可以改善储层物性形成良好的油气运聚场所，又可疏导油气造成油气逸散，不利于油藏形成。

综上分析可知，影响长6特低渗透油藏油气富集程度及产能大小因素是多方面的，无论是风化壳淋滤作用或是裂缝发育均是改善储层物性的重要方面，但沉积相以及储层物性是关键因素。

2　储层评价

2.1低渗透储层形成原因

根据岩心和铸体薄片鉴定，长6储层岩石颗粒以中、细粒为主，岩屑和长石体积分数81.5%，成分成熟度低，破坏性的成岩作用如机械压实和胶结作用使砂岩孔隙度大幅度降低[12]。结构成熟度低，颗粒胶结类型主要为孔隙式，胶结物以泥质为主，颗粒支撑，点线接触为主，流体运移困难，进一步降低储层的渗透性[12-14]。因此岩石颗粒较细、破坏性成岩作用强、成分及结构成熟度低、杂基含量较高是造成储层低渗透性的主要因素。

2.2岩性与含油性下限

研究区取心资料少，无法用取心井的试油结果确定岩性、含油性的最低出油界限。统计52层具有试油数据层段的岩性数据及录井含油级别结果表明，岩性均为细砂岩，油气显示级别为油迹以上(图5)。由于电性对油气响应特征明显，因此测井解释的含油饱和度作为油气评价的重要参数，统计60个试油产油层的测井解释含油饱和度均在22%以上。因此确定将细砂岩、油迹、含油饱和度22%作为岩性和含油性下限。

2.3物性下限

利用经过试油测试达到工业油流标准层段的孔隙度、渗透率作为研究区油层有效厚度的物性下限。通过96个试油数据点的孔、渗数据建立交会图版，表明油层点的孔隙度主要为12.0%～15.4%，渗透率主要分布为(0.51～12.12)×10-3μm2；油水同层点的孔隙度跨度较大，主要为9.0%～15.2%，渗透率在0.18×10-3μm2之上。最终确定油层有效厚度的物性下限为：孔隙度为9.0%，渗透率为0.18×10-3μm2。

2.4电性下限

四性关系研究表明，储层含油性与电阻率、声波时差、补偿中子和补偿密度密切相关，尤其与电阻率和声波时差相关性最大[13-14]。利用96个试油数据点的补偿中子以及补偿密度建立交会图版，油层的补偿中子主要为10.4%～20.0%，补偿密度基本上在2.49 g/cm3之下(图5)。因此将补偿中子孔隙度10.4%、补偿密度2.49 g/cm3作为电性下限标准之一。

图5　测井二次解释有效厚度下限标准

电性下限中的声波时差和电阻率下限是判别油水层的最重要依据，重点研究如何利用交会图使测井解释结论和试油成果吻合度更高。利用特殊测井资料建立交会图并统计吻合率，再分层位建交会图。

在阵列感应电阻率与声波时差交会图的基础上，利用常规电阻率与阵列感应电阻率之间的线性关系反推出长6油藏深感应电阻率与声波时差交会图，结合96个试油数据点进行验证，认为导致电阻率明显偏低的油层点原因主要为距不整合面距离近、存在裂缝及读值存在误差等。去掉异常点后吻合率为87%，相对测井解释有所提高。

分层建图版主要是基于随着深度增加，储层压实作用增强，而风化壳淋滤作用减弱，导致油层电阻率及物性要求相应提高的考虑，最终分3个亚段建立交会图。通过试油数据修正后，总体上长61亚段吻合率为91%，长62亚段吻合率为93%，长63亚段吻合率为90%，与长6段图版吻合率87%相比均有所提高。造成不吻合点的原因为所处沉积相带差异以及剥蚀程度差异不同，风化壳淋滤强度不同等，因此反映物性的声波时差和反映含油性的电阻率也有变化。

上述分析可知，储层物性及电性响应特征的差异是沉积相带、风化壳淋滤作用、地层埋深等多种因素共同作用的，通过分析对比，结合储层含油性下限标准，最终测井二次解释模型如表1、表2所示。

表1　最终测井二次解释图版数据

表2　储层含油性下限数据

3　储层评价应用效果分析

依据二次解释模型对研究区内井进行储层重新评价，共解释3 167层，其中解释结论提高的有159层,解释结论降低的有463层，解释结论不变的有2 145层，新解释储层有400层。根据解释结果，选择部分井建议试油。以HH373井为例，在垂直井段1 789.9～1 795.0 m声波时差平均值为235 μs/m，深感应电阻率为24 Ω·m，原来的测井解释为含油水层。结合储层含油性下限及电性解释图版，本次解释为油层，试油初期产油2.4 m3，含水6%。

在测井二次解释及小层平面图基础上，应选择处在有利相带、高孔高渗区、砂体厚度大的井进行试油。除此原则外，选择试油井时，要结合原始测井解释结论，选取原始解释和二次解释均为油层的井以及原始结论为水层及二次解释为油层的井进行试油。