楊毅,胡向陽,張海榮,楊冬,劉土亮

(中海石油(中國)有限公司湛江分公司,廣東 湛江 524000)

0 引 言

南海西部鶯歌海盆地是一個快速沉降的新生代沉積盆地,盆地形成晚期快速沉降并快速沉積形成巨厚的欠壓實泥巖產(chǎn)生異常高壓,底辟活動引起的熱流體活動導致深部高溫高壓熱流體沿大傾角的斷裂及裂隙向淺層傳遞,形成高于區(qū)域背景值的溫度和壓力異常[1-2]。D氣田位于鶯歌海盆地北部,具有高地溫梯度及異常高壓的特征,H1組的高溫高壓儲層采用高密度(1.75 g/cm3)泥漿鉆井,取心段泥漿侵入較深導致隨鉆電阻率偏低,電法模型計算的含水飽和度嚴重偏高。在以電阻率為基礎的飽和度評價手段失效的前提下,通常利用電阻率反演獲得地層真實電阻率,再利用電法模型進行求解,或者從非電法角度,采用J函數(shù)平均化處理毛細管壓力資料建立非電法含水飽和度模型[3-5]。研究區(qū)巖心壓汞實驗數(shù)據(jù)豐富,因此嘗試利用毛細管壓力資料從非電法的角度入手評價電阻率失真層段含水飽和度。

巖石物理相是具有一定巖石物理性質及滲流特征的儲層成因單元,是沉積作用、成巖作用、構造作用和后期流體改造作用的綜合反映[6-8],是油藏描述系統(tǒng)工程的重要內(nèi)容,對預測有利的儲集相帶、剩余油氣富集區(qū)具有重要的指導意義。由于它具有能夠將低孔隙度低滲透率等復雜儲層非均質、非線性問題轉化為均質、線性問題解決的能力,近年來被更多地應用于儲層參數(shù)的評價中,在提高儲層參數(shù)解釋精度取得了良好的效果[9-15]。

H1組儲層微觀孔隙類型多樣、結構復雜,孔隙結構參數(shù)分布范圍廣、差異大,次生溶孔的發(fā)育破壞了原始孔喉關系的配置,導致儲層儲集性能相差懸殊,宏觀物性上孔滲關系復雜,中孔隙度中滲透率、中孔隙度低滲透率、中低孔隙度特低滲透率共存,儲層表現(xiàn)出強烈的非均質性,嚴重影響非電法含水飽和度模型的精度。本文對儲層進行巖石物理相分類評價,建立不同類別巖石物理相評價指標及解釋方法,完成了基于巖石物理相的非電法含水飽和度建模,解決了研究區(qū)電阻率失真層段含水飽和度的計算問題,為儲量計算和油藏的開發(fā)評價提供了依據(jù)。

1 巖石物理相分類及評價

利用鑄體薄片、掃描電鏡、巖心核磁共振、壓汞毛細管壓力、測井等資料,系統(tǒng)分析研究區(qū)儲層沉積作用、成巖作用、巖性、物性、孔隙結構及測井響應特征,將巖石物理相類型劃分為有利型(主水道-分支水道、細砂巖相、粒間孔-窗格狀溶孔型)、較有利型(分支水道、細砂巖相、粒間孔-粒內(nèi)溶孔型)和較差型(分支水道-溢岸,粉-細砂巖相、粒間孔-鑄模孔型)3類(見圖1)。

PF1類巖石物理相主要為巖屑石英細砂巖,以細粒占絕對優(yōu)勢,發(fā)育塊狀層理細砂巖相、平行層理細砂巖相,石英顆粒間呈點或線-點接觸,磨圓度呈次棱-次圓狀,分選較好或好-中。該類儲層處于主水道或分支水道微相,水動力條件較強,儲集空間以粒間孔為主,溶蝕孔次之,長石顆粒風化溶蝕較嚴重,形成窗格狀溶孔。該類巖石物理相儲層滲透率一般大于30 mD*非法定計量單位,1 mD=0.987×10-3 μm2,下同,孔隙度一般大于18%,品質因子0.4～1.2,流動帶指標大于1.5。壓汞曲線呈較寬平臺型,排驅壓力小于0.15 MPa,中值壓力小于3.0 MPa,最大孔喉半徑大于5 μm,平均孔喉半徑大于0.5 μm,均質系數(shù)0.3～0.5,變異系數(shù)0.6～0.85,孔喉分布較均勻。測井響應主要呈現(xiàn)兩降低三升高:自然伽馬、密度值降低,電阻率、中子、聲波值升高的特征,屬于滲透性較好的有利儲層。

PF2類巖石物理相主要為巖屑石英細砂巖、粉細砂巖,以細粒為主,次為極細粒,發(fā)育平行層理細砂巖相、小型砂紋層理細砂巖相,石英顆粒間呈線-點或線接觸,磨圓度呈次圓-次棱狀,碎屑顆粒分選中等,分選中或好-中。該類儲層處于分支水道有利微相帶中,水動力條件較強,儲集空間以粒間孔為主,長石風化較嚴重,形成黏土化顆粒,部分顆粒溶蝕,形成粒內(nèi)溶孔。該類巖石物理相儲層滲透率10～30 mD,孔隙度16%～18.5%,品質因子0.2～0.5,流動帶指標1.1～1.8。壓汞曲線呈緩坡型,排驅壓力0.1～0.2 MPa,中值壓力2～10 MPa,最大孔喉半徑3～6 μm,平均孔喉半徑0.1～0.5 μm,均質系數(shù)0.2～0.4,變異系數(shù)0.75～1.1,孔喉分布均勻性一般。測井響應主要呈現(xiàn)三降低兩升高:自然伽馬、中子、聲波值降低,電阻率、密度值升高的特征,屬于滲透性一般的較有利儲層。

PF3類主要為巖屑石英泥質細砂巖、粉-細砂巖,以極細粒為主,部分細粒,發(fā)育砂紋層理粉-細砂巖相,石英顆粒間呈線-點接觸,磨圓度呈次圓-次棱狀,碎屑顆粒分選中等,該類儲層處于分支水道上部或溢岸沉積,長石顆粒部分遭受溶蝕,形成粒內(nèi)溶孔、鑄?？?見少量粉晶狀鐵方解石局部膠結交代顆粒,偶見石英次生加大。該類巖石物理相儲層滲透率一般小于10.0 mD,孔隙度大于15%～18%,品質因子0.1～0.4,流動帶指標0.1～1.1。壓汞曲線呈緩坡或斜坡型,排驅壓力大于0.15～2.5 MPa,中值壓力3～15 MPa,最大孔喉半徑1～5 μm,平均孔喉半徑0.05～0.3 μm,均質系數(shù)0.15～0.35、變異系數(shù)0.8～1.2,孔喉分布均勻性較差。測井響應主要呈現(xiàn)兩降低三升高:中子、聲波值降低,自然伽馬、密度、電阻率升高的特征,屬于較致密儲層。

圖1 各類巖石物理相的巖性、鑄體薄片、掃描電鏡、毛細管壓力特征

根據(jù)該氣田具體地質特征,利用上述3類巖石物理相的3種測井響應和2個物性參數(shù),結合儲層品質因子,對不同類型巖石物理相的響應特征進行分析,利用算法簡單、收斂速度快的K-means聚類分析對研究區(qū)儲層巖石物理相進行統(tǒng)計分析[16],建立研究區(qū)儲層巖石物理相評價劃分標準及判別模型(見表1)。

表1 巖石物理相分類參數(shù)聚類中心

2 基于巖石物理相非電法含水飽和度建模

2.1 J函數(shù)

Leverett M C提出的J函數(shù),消除了儲層物性對毛細管壓力的影響,解決了儲層取平均值以及綜合對比研究的問題[17-18]。

(1)

式中,J為J函數(shù),無因次量;pc為毛細管壓力,MPa;σ為界面張力,mN/m;θ為潤濕角,(°);K為滲透率,mD;φ為孔隙度,%。

圖2 J—Sw關系

2.2 實驗室條件下J函數(shù)與Sw關系的建立

H1組壓汞毛細管壓力曲線形態(tài)復雜、展布分散,顯示儲層孔隙結構差異較大,而巖石物理相對儲集巖孔隙結構起著控制作用。在儲層巖石物理相分類評價基礎上,按分類標準將毛細管壓力曲線歸為3類,分別對應于PF1、PF2、PF3這3類巖石物理相。按巖石物理相分歸類后的壓汞曲線,數(shù)據(jù)均一度以及反映出的擬合關系都具有相對集中的趨勢,分別擬合3類曲線飽和度在10%～90%間的數(shù)據(jù)點,得到實驗室條件下J函數(shù)與Sw關系的建立(見圖2)。

(2)

(3)

(4)

式中,Sw為原始含水飽和度,%。

2.3 氣藏條件下J函數(shù)的求取

在獲得實驗室條件下J函數(shù)與Sw關系的基礎上,只要得到氣藏條件下的J函數(shù)值,就可以建立研究區(qū)非電法含水飽和度模型。

(1) 氣藏條件下毛細管壓力的求取。氣藏條件下的毛細管壓力pc根據(jù)氣藏毛細管壓力與油水的重力差平衡的原理求取,計算公式為

pc=0.001(ρw-ρg)gh

(5)

式中,ρg為氣的密度,g/cm3;ρw為水的密度,g/cm3;h為自由水面以上的油柱高度,m。

利用MDT測壓資料通過換算可得儲層氣體密度ρg為0.228 g/cm3;綜合實際鉆遇資料、地震資料、測井資料分析,H1組儲層為統(tǒng)一油水界面,自由水界面海拔為-3 187 m。

(2) 實驗室毛細管壓力與地層毛細管壓力之間的關系。研究區(qū)儲層流體是氣水兩相,需要把壓汞實驗條件下的毛細管壓力轉化為真實地層條件下的值,計算公式為

(6)

缺乏接觸角θ巖心實驗數(shù)據(jù),采用氣-水接觸角理論值0°;缺乏表面張力σ?guī)r心實驗數(shù)據(jù),根據(jù)鄰區(qū)地層條件下氣層界面張力隨溫壓變化的經(jīng)驗公式(7)計算,其中溫度利用區(qū)域地溫梯度公式(8)計算,壓力利用MDT測壓回歸得到的壓力方程(9)計算。

σ=(58.65533-0.1133003T)+(87.65655-0.204253T)/p

(7)

T=0.0398H+25.34

(8)

pg=0.002462H+45.4389

(9)

式中,H為海拔深度,m。

(3) 孔隙度和滲透率。研究區(qū)H1組儲層孔隙度和滲透率值采用常規(guī)物性實驗數(shù)據(jù)標定測井解釋孔隙度的方法求取,具體孔隙度采用中子—密度交會計算求取,滲透率采用巖心分析的孔滲擬合公式計算。

(4) 非電法含水飽和度模型。將氣藏條件下的J函數(shù)分別代入式(2)、式(3)、式(4),得到研究區(qū)分巖石物理相的非電法含水飽和度模型(見表2)。

表2 非電法含水飽和度模型

注:a、b為常數(shù),無因次量

利用J函數(shù)推導的含水飽和度計算公式與儲層的孔隙度、滲透率,氣藏的油、水性質,以及自由水界面以上的油柱高度有關,而與儲層的電阻率無關,是適用于解決研究區(qū)電阻率失真層段含水飽和度計算問題的方法。

3 儲層測井精細評價實例

圖3 D2井測井解釋成果圖*非法定計量單位,1 ft=12 in=0.3048 m,下同

利用巖石物理相分類后建立的非電法含水飽和度模型,對研究區(qū)D2、D8這2口評價井取心層段進行計算,獲得了可靠的含水飽和度數(shù)據(jù),解決了研究區(qū)高溫高壓儲層鉆井取心電阻率失真層段的含水飽和度計算問題。

D2井3 119～3 140 m段為鉆井取心作業(yè)段(見圖3),電阻率與圍巖相比突變偏低,印度尼西亞公式計算的含水飽和度在3 119.3 m處呈現(xiàn)明顯的臺階,陡增19%。利用K-means聚類分析建立的巖石物理相判別標準劃分D2井的巖石物理相,并利用非電法含水飽和度模型對含水飽和度進行分類計算,得到非電法含水飽和度,計算結果與核磁共振、壓汞巖心分析的束縛水飽和度吻合,其中巖心核磁共振實驗控制離心機轉速為4 409 r/min確定T2截止值,計算得到核磁共振束縛水飽和度,壓汞實驗選用3.5 MPa排驅壓力截止值,對應最小流動孔喉半徑0.2 μm,確定為壓汞束縛水飽和度,與核磁共振實驗離心機轉速計算的毛細管排替壓力相統(tǒng)一。同時非電法含水飽和度與未受泥漿侵入層段(3 116～3 119.3 m)的電法含水飽和度誤差小于1%,鉆井取心段儲層含水飽和度計算問題得以較好地解決。

4 結 論

(1) 綜合鑄體薄片、巖心核磁共振、壓汞毛細管壓力、測井等資料從不同角度對儲層進行全面分析,將儲層巖石物理相按沉積、成巖、巖相、物性、孔隙結構等特征的差異歸為3類,每一類巖石物理相具有相似的巖石物理特性和測井響應特征,不同類別巖石物理相特征差異明顯。

(2) 采用K-means聚類分析,按照測井響應特征及其差異提取電性和物性共6個參數(shù)表征不同類別巖石物理相的多種信息,并建立了巖石物理相的劃分標準。在此基礎上利用壓汞毛細管壓力資料,采用J函數(shù)平均方法,建立了基于巖石物理相分類的非電法含水飽和度模型,實現(xiàn)了將非均質、非線性問題轉化為均質、線性問題來解決,提高了非電法含水飽和度模型的計算精度。

(3) 通過實際井應用實例分析,利用巖心分析飽和度,結合與電法含水飽和度的對比,證明了模型計算結果的可靠性,解決了研究區(qū)取心井電阻率失真層段含水飽和度的計算問題,為儲層定量評價及儲量計算奠定了基礎。

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