万昌构造带双二段储层有效厚度控制因素

2021-12-02邓亚梅胡望水何彦南

西部探矿工程 2021年11期

邓亚梅，胡望水，何彦南

（1.贵州省地质矿产勘查开发局一○五地质大队，贵州贵阳550018；2.长江大学油气资源与勘探技术教育部重点实验室地球科学学院，湖北武汉430100）

万昌构造带存在大量陆相油气藏层系，砂岩类储层集中发育于双阳组二段、奢岭组一段、永吉组二段、万昌组和齐家组[1]。由于较强的非均质性和变化较大的物性，导致其含油气性较一般，但总体上产能较高，因为产量主要受储层物性和储层改造效果影响[2]。双二段作为主力产油气层段，属于典型的低渗透性复杂岩性储层，对其进行正确科学的开发评价显得非常重要。因此，研究双二段四性特征及其关系，并确定含油气储层厚度控制因素的下限标准，可以为下一步油气的开发工作提供强有力支撑，最终达到高效开发的目的。

1 区域地质概况

伊通盆地位于长春与吉林两地之间，贯穿吉林省中部东北方向。构造位置位于佳伊盆地南段，是郯庐断裂带的北部延伸区，为一狭长的新生代含油气盆地[3]，面积约2200km2。以Ⅱ号断层为界，伊通盆地内部被分为北部和南部两部分，该断层和伊丹隆起将该盆地自南向北分为莫里青断陷、鹿乡断陷以及岔路河断陷。复杂的构造变形特征，导致区域砂岩相变快、岩石类型呈现多样性（砂砾岩、砂岩、粉砂岩和泥岩），碎屑颗粒粒度不一，混杂堆积，有利油气运移成藏[4]。本次研究范围主要是岔路河断陷万昌构造带双二段储层，位于岔路河断陷的中部，区域上呈现出自西向北倾的单斜构造[5]。

2 储层四性特征及相互关系

2.1 储层四性特征

本次研究区研究对象层为万昌构造带双二段，通过对本研究区钻遇该目的层位的5口取芯井进行分析，研究发现双二段岩性相对复杂，主要为浅灰色、浅棕色砂砾岩、中细砂岩、粉砂岩、泥质粉砂岩，黑灰色、棕色、黄棕色粉砂质泥岩、泥岩，泥岩多含碳屑。砂岩粒度比较细，砂泥岩交互频繁。

通过偏光显微镜确定双二段岩石薄片的矿物组分及其光学性质表明，储集岩的碎屑成份主要为石英、长石、岩屑，在双二段的28个岩石样品中，石英含量通常为29%~46%，平均为38.0%；长石含量一般为26%~54%，平均为36.1%；岩屑含量一般为5%~39%，平均为25.8%。颗粒的分选呈现较差至中等，磨圆度呈次棱角状，成分成熟度与结构成熟度都很低。

双二段储层有极强的非均质性，整体上呈现出致密储层特征，其储层孔隙度为5%~20%，以6%~18%为主，渗透率为(0.1~1)×10-3μm2~(1~10)×10-3μm2。根据国内外对储层的划分标准（表1），双二段属于低—特低孔，特低—超低渗储层。

表1 2011中国石油天然气行业油气储层评价标准（碎屑岩）

研究区的岩性不纯，主要由陆相砂砾岩和砂岩储层组成，还含有较多泥岩，油迹、油斑为其最高的含油级别，所以，储层的含油气性质由岩性和物性控制，从表2可知，油迹、荧光为研究区的主要含油产状，含油气较高，通常以油层、气层、油气层为主。

表2 岩性、物性、含油气性对比数据表

2.2 岩性与物性的关系

砂砾岩、砂岩和粉砂岩分别对应于孔隙—渗透率关系，并且通过孔隙、渗透率分析数据建立岩性与物性之间的关系。通过分析可以得出，双二段中砂岩、粗砂岩和砂砾岩物性相对较好，孔隙度在9%~18%之间，渗透率在（1~80）×10-3μm2之间；细砂岩和粉砂岩的物性相对较差，孔隙度在4%~10%之间，渗透率在（0.1~1）×10-3μm2之间。从碳酸盐含量、石英含量以及孔隙度与渗透率交会图结果分析来看，储层的物性明显受岩性及其胶结物含量的控制，也就是说，岩性越粗、泥质含量越低，而碳酸盐含量越低，其储层的物性越好[6-7]，此外，当碳酸盐含量增加，物性变差，而当石英含量增加时，孔渗趋于变好。

2.3 岩性与含油气性的关系

通过对岔路河地区万昌构造带双二段取芯资料进行统计得出：粉砂岩占1.56%，细砂岩、中砂岩和粗砂岩分别占21.88%、15.62%、29.69%，不等粒砂岩占4.69%，砂砾岩占26.56%。储层岩性主要为砂砾岩和粗砂岩，其次是细砂岩和中砂岩，少量粉砂岩。油气显示良好区域主要为粗砂岩、中砂岩、细砂岩和少量粉砂岩。因此，粗砂岩、中砂岩以及细砂岩是万昌构造带双二段储层的有利岩性。研究区岩性的下限是粉砂岩。

2.4 岩性、电性、物性及含油气性关系

目前，测井系列可以更好识别储层的岩性、物性和含油性[8]。5700测井中的自然伽马、自然电位、阵列感应电阻率曲线可清楚反映储层界面，很好地识别储层岩性和物性，而阵列感应电阻率曲线在反映储层含油性方面效果最佳。

从万昌构造带昌4井四性关系（图1）来看，该井段主要为砂砾岩和泥质粉砂岩，泥质含量较高，自然电位出现异常，自然伽马显示弱齿形，声波曲线与实际测得的孔隙度有很好的对应关系，电阻率电性特征显示高值。另外，从图中还看出岩性与其对应物性呈正相关，并且物性与声波时差也有较好的相关性，在孔深2170~2185m之间物性较好，对应深侧向电阻率值也较高，含油性也更好，属于常规含油水层，电阻率一般为15~40Ω·m。

图1 昌4井双二段储层四性关系图

通过对储层的四性特征进行综合分析，最终确定了控制双二段含油气储层的岩性、含油性下限标准，其下限分别是粉砂岩和油迹。

3 含油气厚度下限研究

3.1 经验统计法

本次研究中，使用了两种不同方法来确定储层物性下限，其中一种为经验统计法[9]。该方法是根据双二段储层3口取芯井，共计77个和57个样品的分析数据，绘制出孔隙度与渗透率的分布直方图，并结合其率累积能力丢失曲线和累计频率曲线（图2）。结果显示：双二段取φ值等于6.0%时，其累积孔隙能力丢失（储油能力丢失）在5.6%；取K值等于0.1×10-3μm2时，累计渗透能力丢失（产油能力丢失）在5.2%。因此，孔隙度下限是6.0%，并且渗透率下限是0.1×10-3μm2。

图2 万昌构造带双二段孔隙度与渗透率直方图

3.2 孔隙结构分类法

第二种方法是利用孔隙结构分类法来确定。该方法是根据双二段的8块岩芯压汞实验得到的饱和度中值压力(Pc50)和排驱压力(Pd)数据，建立饱和度中值压力和排驱压力分别与孔隙度和渗透率的交汇图。并根据其划分的储层与非储层突变点的相应孔隙度、渗透率值，得到研究区的有效储层孔隙度、渗透率下限。分析发现：在双二段中，孔隙度与中值压力和排驱压力显示的相关性，均优于渗透率与中值压力和排驱压力，但它们的值变化都不大（图3、图4），即孔隙度、渗透率与中值压力交汇图呈现出油层孔隙度、渗透率下限值分别是6%、0.11×10-3μm2；而从孔隙度、渗透率与排驱压力交汇图显示储层孔隙度、渗透率下限值分别是6.1%、0.12×10-3μm2。事实证明，两种类型的交汇图表现出的孔渗下限值都相当，均较低。

图3 万昌构造带双二段储层压汞中值压力（左）和排驱压力（右）与孔隙度关系

图4 万昌构造带双二段储层压汞中值压力（左）和排驱压力（右）与渗透率关系

通过对以上两种方法综合分析，确定了控制万昌构造带双二段油气层的孔隙度下限为6.2%，渗透率下限为0.11×10-3μm2（表4）。

3.3 试油资料约束法

在该研究中，运用了试油资料约束方法来确定电性下限值。根据试油结果，并结合测井、地质参数，分别建立双二段储层声波时差、孔隙度与地层电阻率（主要是感应电阻率）之间的关系（图5），从解释图版中可以得到：含油水层电阻率、声波时差分别高于18Ω·m、208μs/m；气水层电阻率、声波时差分别高于25Ω·m、223μs/m；水层电阻率、声波时差分别高于12Ω·m、208μs/m（表3）。

表3 万昌构造带双二段储层油气水层识别标准

图5 双二段储层声波时差、孔隙度与电阻率交会图

3.4 含油气厚度下限确定

在参考测井资料、岩芯薄片化验分析，以及综合测试试油资料分析的基础上，对双二段储层四性下限进行了研究,最终得到了该油田万昌构造带双二段含油气储层厚度控制因素的下限标准(表4)。对于有效油气层顶部、底部界面确定，这里是基于自然伽马曲线的半幅点值、微电极曲线[10]，并结合电阻率曲线进行综合判断。但是，夹层对于后期储量计算和油田开发来说，都具有非常严重的影响，因此在确定有效厚度下限的同时，必须扣除夹层带来的影响。本次对夹层的剔除，主要是根据微电极、自然伽马和声波时差对它所反映的灵敏度，来综合判断储层夹层的厚度，最终确定双二段储层夹层的起扣厚度为0.2m，有效厚度的起算为0.5m。