李瑞娟 崔云江 陳紅兵 朱 猛 熊 鐳

(中海石油(中國)有限公司天津分公司 天津 300452)

渤海Q29-2油田沙河街組復(fù)雜巖性儲(chǔ)層有效性評(píng)價(jià)及物性下限值確定*

李瑞娟 崔云江 陳紅兵 朱 猛 熊 鐳

(中海石油(中國)有限公司天津分公司 天津 300452)

李瑞娟,崔云江,陳紅兵，等.渤海Q29-2油田沙河街組復(fù)雜巖性儲(chǔ)層有效性評(píng)價(jià)及物性下限值確定[J].中國海上油氣，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油田古近系沙河街組發(fā)育厚層碳酸鹽巖和砂礫巖混合沉積的低孔滲復(fù)雜巖性儲(chǔ)層，儲(chǔ)層巖性及物性變化快，非均質(zhì)性強(qiáng)，儲(chǔ)層有效性評(píng)價(jià)和物性下限值確定是測(cè)井評(píng)價(jià)的重點(diǎn)及難點(diǎn)。利用Pe曲線指示法和孔隙頻譜分析法定性評(píng)價(jià)了該油田沙河街組復(fù)雜巖性儲(chǔ)層有效性，豐富了低孔低滲復(fù)雜巖性儲(chǔ)層的有效性評(píng)價(jià)方法。利用毛管壓力法和核磁共振實(shí)驗(yàn)法綜合確定了該油田沙河街組復(fù)雜巖性儲(chǔ)層物性下限值，其中孔隙度下限為9%，滲透率下限為0.4 mD。本文成果突破了渤海油田古近系沙河街組儲(chǔ)層物性下限的傳統(tǒng)認(rèn)識(shí)，可以解放該地區(qū)大量油層，為Q29-2油田儲(chǔ)量評(píng)價(jià)提供了關(guān)鍵技術(shù)支撐。

渤海；沙河街組；復(fù)雜巖性儲(chǔ)層；低孔低滲；物性下限；毛管壓力曲線；核磁共振實(shí)驗(yàn)

Q29-2油田E-4井區(qū)古近系沙河街組發(fā)育厚層碳酸鹽巖與砂礫巖混合沉積的低孔滲儲(chǔ)層，這是近年來渤海油氣勘探的重大突破。鉆探結(jié)果表明，該類儲(chǔ)層具有單層厚度大、測(cè)試產(chǎn)能高、巖性成分復(fù)雜等特點(diǎn)，儲(chǔ)集空間以次生溶蝕孔和原生粒間孔為主，儲(chǔ)層物性差別大，非均質(zhì)性強(qiáng)，不同巖性儲(chǔ)層測(cè)井響應(yīng)特征差別非常大。因此，對(duì)該類儲(chǔ)層有效性的評(píng)價(jià)及儲(chǔ)層物性下限值的確定是測(cè)井評(píng)價(jià)的重點(diǎn)和難點(diǎn)。

低孔低滲儲(chǔ)層有效厚度下限的確定一般是以巖心及測(cè)井分析為基礎(chǔ)，以測(cè)試分析為依據(jù)[1]。渤海油田目前已開發(fā)的沙河街組輕質(zhì)油油田油層物性下限一般為儲(chǔ)層滲透率大于1 mD，但Q29-2油田E-4井區(qū)復(fù)雜巖性儲(chǔ)層巖心及測(cè)試資料表明，當(dāng)儲(chǔ)層滲透率小于1 mD時(shí)，巖心仍然具有很好的含油性，酸化后測(cè)試產(chǎn)能可以達(dá)到60 m3/d以上。針對(duì)這種情況，本文結(jié)合常規(guī)測(cè)井、成像測(cè)井、毛管壓力、核磁共振實(shí)驗(yàn)等資料，利用Pe曲線指示法和孔隙頻譜分析法定性評(píng)價(jià)渤海Q29-2油田沙河街組低孔低滲復(fù)雜巖性儲(chǔ)層的有效性，利用毛管壓力法和核磁共振實(shí)驗(yàn)法等確定該油田儲(chǔ)層孔隙度和滲透率下限值，并通過巖心相滲實(shí)驗(yàn)驗(yàn)證了該油田儲(chǔ)層物性下限值確定的合理性，從而突破了渤海油田古近系沙河街組儲(chǔ)層物性下限的傳統(tǒng)認(rèn)識(shí)，可以解放該地區(qū)大量油層。

1 儲(chǔ)層特征

1) 巖性特征。Q29-2油田E-4井區(qū)沙河街組以扇三角洲沉積為主，局部發(fā)育混積灘[2]，由于不同水系所攜帶沉積物不同，該油田儲(chǔ)層巖性較為復(fù)雜，包括灰質(zhì)砂礫巖、鮞粒白云巖、白云質(zhì)鮞粒砂巖和砂礫巖、凝灰質(zhì)砂巖和砂礫巖、砂巖等多種巖性，巖性、沉積微相及不同時(shí)期的成巖作用造成儲(chǔ)層存在強(qiáng)烈的非均質(zhì)性[3]。分析表明，該井區(qū)鮞粒白云巖、白云質(zhì)砂巖和砂礫巖易形成溶蝕孔隙，物性好，測(cè)試產(chǎn)能高；凝灰質(zhì)、砂礫巖、灰質(zhì)砂礫巖和砂巖物性較差，但測(cè)試資料證實(shí)也可以獲得較好的產(chǎn)能。

2) 物性特征。分析Q29-2油田沙河街組206個(gè)樣品巖心資料，孔隙度為4.6%～34.6%，平均值16.6%；滲透率為0.1～767.5 mD，平均值5.1 mD；儲(chǔ)層具有中低孔、低滲—特低滲的物性特征。該油田巖心壓汞法毛管壓力曲線(圖1)顯示，儲(chǔ)層毛管壓力曲線為中—細(xì)歪度特征，排驅(qū)壓力0.041～12.999 MPa，平均孔喉半徑0.035～5.513 μm，表明儲(chǔ)層物性非均質(zhì)性強(qiáng)。

圖1 Q29-2油田E-4井區(qū)沙河街組巖心壓汞法毛管壓力曲線

毛管壓力曲線是反映儲(chǔ)層微觀孔隙結(jié)構(gòu)的重要資料，而儲(chǔ)層的微觀孔隙結(jié)構(gòu)直接控制著儲(chǔ)層物性的好壞，因此可以從孔隙結(jié)構(gòu)因素考慮利用毛管壓力資料輔助確定儲(chǔ)層物性下限，據(jù)此可將該油田沙河街組儲(chǔ)層分為3類：第1類儲(chǔ)層，孔隙度≥13.0%，滲透率≥0.5 mD；第2類儲(chǔ)層，8.8%≤孔隙度≤16.5%，0.1 mD≤滲透率≤0.5 mD；第3類儲(chǔ)層,孔隙度≤8.8%，滲透率≤0.3 mD。

2 儲(chǔ)層有效性定性評(píng)價(jià)

2.1 Pe曲線指示法

Q29-2油田沙河街組復(fù)雜巖性儲(chǔ)層段儲(chǔ)集類型以次生溶蝕孔隙為主，常規(guī)測(cè)井曲線具有密度低、中子高、雙側(cè)向電阻率存在正差異等特征，常規(guī)砂巖儲(chǔ)層Pe值與圍巖相比無明顯變化，復(fù)雜巖性儲(chǔ)層Pe值(光電吸收截面指數(shù))通常驟然升高 (圖2)；從井徑曲線變化可以看出,常規(guī)砂巖儲(chǔ)層和復(fù)雜巖性儲(chǔ)層在滲透性層段均因泥漿侵入形成泥餅，致密層段無泥餅形成(圖2)。

分析認(rèn)為，該油田沙河街組復(fù)雜巖性儲(chǔ)層段次生溶蝕孔隙發(fā)育，含有重晶石的泥漿侵入導(dǎo)致Pe值發(fā)生明顯增高；致密層段無泥漿侵入導(dǎo)致Pe值較??；常規(guī)砂巖段Pe值無明顯增高，這是因?yàn)槭⒑望}水的Pe值較泥巖均偏低,且砂巖原生粒間孔的泥漿侵入不如次生溶蝕孔侵入明顯。由此可見，Pe值的大小反映了儲(chǔ)層侵入和巖性的雙重影響，因此，Pe值可作為次生溶蝕孔隙發(fā)育的復(fù)雜儲(chǔ)層有效性評(píng)價(jià)的重要依據(jù)。

圖2 Q29-2油田沙河街組儲(chǔ)層測(cè)井響應(yīng)特征

2.2 孔隙頻譜分析法

研究表明，利用Archie公式計(jì)算的孔隙頻譜可以客觀地反映井周的非均質(zhì)性、物性和孔隙類型[4-7]。Q29-2油田沙河街組成像測(cè)井孔隙頻譜的形狀特征可分為5種情況：①地層孔隙度很低，孔隙頻率譜表現(xiàn)為窄的單峰；②次生孔隙分布較均勻，而基質(zhì)孔隙較少時(shí)，孔隙頻譜表現(xiàn)為后移的單峰；③當(dāng)層狀連通的次生孔發(fā)育段與不發(fā)育段交互出現(xiàn)時(shí)，孔隙頻譜則分層出現(xiàn)寬峰與前端窄峰；④當(dāng)分布多個(gè)尺度的溶蝕孔洞時(shí)，孔隙頻譜表現(xiàn)為較寬的雙峰或多峰；⑤當(dāng)連通的次生孔中發(fā)育充填裂縫時(shí)，孔隙頻譜表現(xiàn)為較寬的雙峰背景上局部峰前移。

Q29-2-4井沙一、二段成像測(cè)井孔隙頻譜分析結(jié)果如圖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，孔隙頻譜表現(xiàn)為明顯的單峰且較窄的形態(tài)，說明孔隙頻譜均值較低，儲(chǔ)層較致密(3 448～3 464 m井段取心證實(shí)巖心平均孔隙度低，整體滲透性差)，其中最高基質(zhì)孔隙度峰值約小于9%。當(dāng)孔隙譜均值大于9%時(shí)，孔隙頻譜多較寬或出現(xiàn)多峰，說明孔隙類型以粒間孔或溶蝕孔為主，儲(chǔ)層非均質(zhì)性強(qiáng)。在3 275～3 300、3 428～3 435 m等井段，孔隙頻譜均值較大，物性相對(duì)較好。在3 239.5～3 272.0 m井段，孔隙頻譜均值較小，譜范圍更寬(即方差變大)，說明儲(chǔ)層非均質(zhì)性較強(qiáng)，既有稍大孔隙，也有小孔隙，該層段孔隙頻譜均值約為9.8%，其他井相同層位處測(cè)試證實(shí)具有一定的產(chǎn)能。

圖3 Q29-2-4井成像測(cè)井孔隙頻譜分析

3 儲(chǔ)層物性下限確定

Q29-2油田古近系沙河街組儲(chǔ)層巖性復(fù)雜，非均質(zhì)性強(qiáng)，因此，將反映儲(chǔ)層孔喉特征的壓汞毛管壓力[8]和核磁共振實(shí)驗(yàn)資料用于儲(chǔ)層物性下限的確定，并利用2種方法相互驗(yàn)證以取得更為合理的儲(chǔ)層物性下限值。

3.1 毛管壓力法

巖石的孔隙和喉道是油氣儲(chǔ)集、流動(dòng)的空間和通道，通過毛管壓力曲線求出儲(chǔ)層中允許液體流動(dòng)的孔喉最小半徑稱為最小流動(dòng)孔喉半徑[9]，本次研究利用滲透能力分布法確定儲(chǔ)層最小流動(dòng)孔喉半徑。步驟為：①將巖心壓汞實(shí)驗(yàn)樣品進(jìn)行J函數(shù)分析，得到平均毛管壓力曲線；②以等對(duì)數(shù)孔喉半徑間隔為單元，計(jì)算每個(gè)單元的滲透率貢獻(xiàn)值，當(dāng)累積滲透率貢獻(xiàn)值達(dá)到99.9%以上時(shí)，所對(duì)應(yīng)的孔喉半徑即為最小流動(dòng)孔喉半徑。計(jì)算公式為

(1)

(2)

∑K=∑ΔK

(3)

式(1)～(3)中：ΔKi為第i個(gè)區(qū)間滲透率貢獻(xiàn)值，%；Pci為第i個(gè)區(qū)間對(duì)應(yīng)毛管壓力，MPa；ΔS(i～i+1)為區(qū)間進(jìn)汞量，%；ΔK為區(qū)間滲透能力，%；∑K為累積滲透能力，%。

利用上述滲透能力分布法建立Q29-2油田E-4井區(qū)沙河街組儲(chǔ)層孔喉半徑與滲透能力的關(guān)系，當(dāng)累積滲透率貢獻(xiàn)值達(dá)到99.9%以上時(shí)，油藏對(duì)應(yīng)的最小孔喉半徑為0.4 μm，對(duì)應(yīng)的毛管壓力約為1.83 MPa，在排驅(qū)壓力與孔隙度和滲透率關(guān)系圖上得到其對(duì)應(yīng)的孔隙度下限為9%，滲透率下限為0.4 mD(圖4)。

圖4 Q29-2油田E-4井區(qū)沙河街組儲(chǔ)層排驅(qū)壓力與巖心分析孔隙度、滲透率關(guān)系

3.2 核磁共振實(shí)驗(yàn)法

核磁共振實(shí)驗(yàn)的重要應(yīng)用之一是可以準(zhǔn)確確定復(fù)雜巖性油田區(qū)儲(chǔ)層束縛水飽和度，進(jìn)而結(jié)合束縛水飽和度下限值可以確定該油田的儲(chǔ)層物性下限。Q29-2油田沙河街組儲(chǔ)層核磁共振實(shí)驗(yàn)過程為：①將巖心洗凈烘干；②飽和鹽水，測(cè)其飽和后的T2分布，其中回波間隔TE=0.4 ms，等待時(shí)間TW=6 s，回波個(gè)數(shù)NECH=4 096，進(jìn)行T2譜反演及分析，得到核磁孔隙度；③將飽和鹽水樣品放入離心機(jī)中進(jìn)行離心實(shí)驗(yàn)，離心機(jī)轉(zhuǎn)速為4 000 r/min，最高離心力約為0.5 MPa，測(cè)其只有束縛水狀態(tài)時(shí)的T2分布，綜合分析得到T2截止值和束縛水飽和度值。

表1為Q29-2油田沙河街組儲(chǔ)層巖心核磁共振實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)，可以看出，在19塊巖心樣品中，1-003號(hào)樣品孔隙度最小為9.5%，滲透率為0.389 mD，對(duì)應(yīng)的束縛水飽和度為58.8%，這表明該孔滲條件下儲(chǔ)層可動(dòng)流體仍可達(dá)到40%以上。結(jié)合油田區(qū)域束縛水飽和度下限值認(rèn)識(shí)，確定Q29-2油田沙河街組儲(chǔ)層孔隙度下限為9%，滲透率下限為0.4 mD。

3.3 合理性驗(yàn)證

在Q29-2油田共做了8塊巖心相滲實(shí)驗(yàn)，參考此次相滲實(shí)驗(yàn)結(jié)果，驗(yàn)證滲透率小于1 mD的巖心是否具有滲透能力和儲(chǔ)集能力。相滲實(shí)驗(yàn)樣品中巖心孔隙度最小為9.7%，對(duì)應(yīng)的滲透率為0.673 mD，相滲實(shí)驗(yàn)結(jié)果見表2。從表2可以看出，束縛水時(shí)含水飽和度為49.3%，殘余油時(shí)含水飽和度為71.8%，反映巖心為正常的油水相滲特征；隨著含水率上升，驅(qū)油效率增加，當(dāng)含水率約為98%時(shí)，驅(qū)油效率約為42%，說明仍具有一定的開發(fā)價(jià)值。因此，該巖心相滲實(shí)驗(yàn)結(jié)果驗(yàn)證了該油田沙河街組儲(chǔ)層滲透率下限小于1 mD的合理性。

表1 Q29-2油田沙河街組儲(chǔ)層巖心核磁共振實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)

表2 Q29-2油田Q29-2-5井沙河街組巖心相滲實(shí)驗(yàn)結(jié)果

圖5為Q29-2油田 Q29-2-5井沙河街組儲(chǔ)層巖心物性與含油性關(guān)系圖，可以看出，該油田沙河街組混合沉積的復(fù)雜巖性儲(chǔ)層，因溶蝕孔隙發(fā)育，當(dāng)滲透率介于0.4～1.0 mD之間時(shí)，巖心仍然具有很好的油氣顯示。圖6為Q29-2-5井沙河街組巖心分析滲透率小于1 mD的巖心照片，可以看出，熒光顯示很好，說明小于1 mD的地層也有一定的滲透能力和儲(chǔ)油能力，這也支持了該油田沙河街組儲(chǔ)層滲透率下限為0.4 mD的合理性。

圖5 Q229-2油田Q29-2-5井沙河街組巖心物性與含油性關(guān)系

圖6 Q29-2-5井巖心熒光照片

此外，對(duì)Q29-2E-5井3 308～3 330 m井段進(jìn)行了DST測(cè)試，結(jié)果見圖7。該井段測(cè)井解釋孔隙度平均值9.2%，滲透率0.2～1.0 mD，酸化前折合產(chǎn)油1.04 m3，酸化后日產(chǎn)油64.7 m3，該測(cè)試結(jié)果也證實(shí)了該類超低孔滲儲(chǔ)層仍然可以獲得較好的產(chǎn)能。

圖7 Q29-2E-5井DST測(cè)試層測(cè)井綜合圖

4 結(jié)論

1) 利用Pe曲線指示法和孔隙頻譜分析法定性評(píng)價(jià)了渤海Q29-2油田沙河街組復(fù)雜巖性儲(chǔ)層有效性，其結(jié)果充分展示了這2種方法在次生溶蝕孔隙發(fā)育儲(chǔ)層具有良好的應(yīng)用效果，豐富了低孔低滲復(fù)雜巖性儲(chǔ)層的有效性評(píng)價(jià)方法。

2) 利用毛管壓力法與核磁共振實(shí)驗(yàn)法綜合確定了Q29-2油田沙河街組復(fù)雜巖性儲(chǔ)層物性下限值，結(jié)果表明該油田孔隙度下限為9%，滲透率下限為0.4 mD，這一結(jié)果突破了渤海油田古近系沙河街組儲(chǔ)層物性下限的傳統(tǒng)認(rèn)識(shí)，可以解放該地區(qū)大量油層。

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(編輯：馮 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

*中國海洋石油總公司“十二五”科技重大項(xiàng)目“渤海典型低孔低滲油藏勘探開發(fā)關(guān)鍵技術(shù)與實(shí)踐(編號(hào)：CNOOC-KJ 125 ZDXM 07 LTD-TJ-02)”部分研究成果。

李瑞娟,女,工程師,2005年畢業(yè)于長江大學(xué)地球探測(cè)與信息技術(shù)專業(yè),獲碩士學(xué)位,目前主要從事渤海油田測(cè)井技術(shù)研究工作。地址：天津市塘沽區(qū)閘北路1號(hào)渤海石油研究院物業(yè)樓326室(郵編：300452)。E-mail：lirj2@cnooc.com.cn。

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2016-04-20 改回日期：2016-06-22