深层砂砾岩（共7篇）
深层砂砾岩 篇1
随着深层砂砾岩储量在东营凹陷北部陡坡带东段的勘探突破, 砂砾岩储量成为胜利油田东辛采油厂资源接替的主要阵地。自20世纪60年代早期, 对该区块进行了重力及磁力普查[1], 但在20世纪90年代才取得突破性进展, 而深层特低渗透低品位砂砾岩储量, 是近几年投入开发的新类型油田[2]。盐家砂砾岩储量自1989年7月投入开发, 目前, 盐家砂砾岩储量开发以浅层和中深层油藏 (永1、永921、永925、盐16、盐18和盐182等) 为主, 已全面实施注水开发;2006年以后, 深层砂砾岩油藏 (盐22、永920和盐222等) 开始投产, 目前处于注水先导试验阶段, 就目前来看盐家深层砂砾岩低品位储量的开采仍然面临着许多问题, 主要表现在开采技术、经营管理机制和税收政策等方面。
1 盐家深层砂砾岩低品位储量开采开采特征
1.1 天然能量弱, 产量递减快。
盐家浅层和中深层砂砾岩储量的弹性产率高, 可以利用天然能量开发以降低开采成本, 从而提高经济效益;而盐家油田深层砂砾岩低品位储量的弹性产率为0.28×10t4/MPa, 天然能力不足而不具备天然能力开发的前提条件。正是不同埋深油藏的天然能量有差异, 盐家油田浅层和中深层砂砾岩油藏的天然能量开发的年递减率27.9%, 而盐家深层砂砾岩油藏的天然能力开发的年递减率能够高达42.68%[3]。
1.2 自然产能差异大, 压裂改造效果好。
盐家砂砾岩低品位储量的地质特征, 一般在开发初期都需要进行系列增产增注措施以提高油井产量。盐家浅层和中深层砂砾岩储量开发初期, 单井日自然产能约33t, 对部分低产能井实施酸化后实现其产能目标;盐家深层砂砾岩储量开发初期, 单井日自然产能约2.3t, 不能够实现正常生产, 对深层砂砾岩油藏实施压裂改造措施, 单井日产能达29.4t。因此, 盐家深层砂砾岩低品位储量的开发选择压力改造措施相对较好。
1.3 扇中亚相产能高于扇根亚相。
储层物性决定了单井产能, 砂砾岩储层物性由沉积相带决定, 盐家深层砂砾岩的形成以滑塌浊积扇为主要沉积类型, 决定盐家深层砂砾岩储量的有效储层和非有效储层的关系复杂, 非匀质性比较强, 储层横向变化快, 内部连通关系复杂, 175m内储层连通性在0.5以下, 决定单井产能变化快。如盐22区块扇中亚相的油井单井产能比扇根亚相产能至少高5t。
1.4 储层非均质性强, 开发效果差异大。
砂砾岩储层非匀质性强及渗流系统复杂, 引起注水井距对开发效果的影响程度降低, 甚至没有效果。例如永921区块的永921斜3注采井组注采井距平均在400m以上, 注示踪剂效果明显;而同一区块的永921-15井组注采井距为200m, 注示踪剂效果不明显, 说明砂砾岩储层的渗流系统复杂性。
2 盐家深层砂砾岩低品位储量开采开采技术存在的问题
2.1 砂砾岩储层预测难, 期次内幕认识程度低。
砂砾岩储层单井测井期次划分已经实现, 由于砂砾岩储层纵向跨度大、储层厚、横向变化快, 因此井间期次精细对比和储层预测 (分析砂砾岩体的测井相、地震相;砂体预测、沉积相划分和油气检测;储层预测及描述技术序列;裂缝的常规测井资料识别和储层物性参数预测等[4]) 存在难度和不确定性。
2.2 砾岩粒径、成分、含量预测难, 砾岩测井解释符合率低。
砂砾岩储集层岩性以砾岩、含砾砂岩为主, 由于砂砾岩体母岩类型多样, 砾岩成分变化范围大, 砾石的含量、粒径、成分等预测难, 岩石骨架难以确定, 严重影响电阻率, 电阻率测井对砾岩流体识别难度大, 符合率低[5]。
2.3 砂砾岩储层变化快, 井网适应性差, 注水见效难。
通过永1井间地震资料显示, 砂砾岩储层变化, 连通状况复杂, 盐22-2目前累注2.5×104m3, 油井见效不明显, 说明深层砂砾岩储量渗流系统的复杂性。
2.4 砂砾岩储量隔层分布少, 裂缝高度控制难。通过压裂模拟结果显
示, 裂缝高度由地层应力控制, 砂砾岩储层具有油层硬、夹层软的特点, 无明显隔夹层, 缺少稳定的泥页岩隔层, 层间应力差异很小, 容易引起裂缝高度方向难以控制。
2.5 一套层系开发影响开发效果。
砂砾岩油气藏纵向上含油气井段长, 层内、层间储层物性差异大, 非匀质性严重, 目前采用一套层系进行开发势必影响开发效果。
3 盐家深层砂砾岩低品位储量开采经营管理机制存在的问题
3.1 经济评价方法存在不足。
目前, 胜利油田东辛采油厂的《盐家油田盐22块注水井组试验方案》 (经济评价) 和《盐家油田永920块滚动开发产能建设方案》 (经济评价) 采用的与其他高品位储量相同的传统现金流量法, 忽视了盐家油田低品位储量的特殊性, 即存在实物期权价值, 同时没有考虑开采技术进步对低品位储量开采价值的重要影响。在这样的条件下, 会低估盐家深层砂砾岩低品位储量的开采价值。
3.2 管理方式和运营机制的限制。
目前, 胜利油田基本采用开发整装油田的思路编制新建产能建设开发方案[7], 都采用这样的依据评价储量的开采价值, 没有考虑低品位储量开发的特殊性, 在编制低品位储量开发方案时, 如果按照整装油田的思路方式, 往往会低估低品位储量开采价值。同时在盐家砂砾岩低品位储量开采中如果沿用常规的地面技术配套系统和开发队伍, 同样会降低该储量的开采价值。
4 盐家深层砂砾岩低品位储量开采财税政策存在的不足
目前, 我国对类似于盐家深层砂砾岩储量的低品位油藏基本采用了统一的财税政策, 不能准确反映各类油藏的开发成本, 影响了砂砾岩低品位油藏的开发进程。在资源税方面, 资源税的根本目标是调节矿山企业的矿产资源资源禀赋的级差收益, 不可否定地是目前资源税在不同油田公司之间有差异, 但这种差别没有反映出开采不同资源经济效益间差别, 如原油品质差、难开采的胜利油田的税率比原油品质高、易开采的大庆油田的资源税税率只低6元/t。同时, 国家给予三次采油和稠油开采有小幅度的资源税优惠, 但是却没有考虑低渗透石油资源开采也有高成本问题。在矿产资源补偿费方面, 该项费用目前采用从价计征的标准, 但是对于高开采成本的低品位油藏和低开采成本的油藏的缴费标准却没有区别。在石油特别税金制度方面, 该制度是国务院2006年3月决定征收, 实行5级超额累进从价定率计征, 以美元计算。目前, 石油特别税金没有考虑油种之间、油公司之间的区别和不同区块、不同开采阶段的区别等。因此, 从我国目前的财税政策来看, 不能对油田公司开发类似盐家深层砂砾岩储量的低品位油藏形成动力。
5 结论
相对于浅层和中深层砂砾岩储量, 盐家深层砂砾岩低品位储量开采非常复杂, 开采面临的问题也更加严峻, 总体说来可以分为技术、经营管理和财税政策等方面的问题, 要实现高效开采盐家深层砂砾岩低品位储量, 必须从这三面实现突破。
参考文献
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[5]岳艳如.砂砾岩储层压裂缝高技术研究[D].东营:中国石油大学 (华东) , 2011.
深层砂砾岩 篇2
但是,控制砂砾岩体储集层物性的因素非常复杂,往往存在着构造、沉积、成岩、流体等等多个方面的影响,而且在不同地区这些影响因素对砂砾岩体储层的控制能力也各不相同,因此如何判断哪种因素是主控因素、哪种因素是重要因素就变得十分重要[4,5,6,7,8]。本文通过岩心观察、薄片鉴定、扫描电镜和物性分析等技术对东营凹陷北部陡坡带深层砂砾岩体储层进行了分析研究,并结合大量数据的分析与整理,通过双因素和主成分分析对上述问题进行了探讨。
1、区域概况
东营凹陷是中国东部渤海湾盆地济阳坳陷中的一个次级构造单元,是东部陆相断陷湖盆的典型代表,具有北断南超的开阔型箕状凹陷特征。东营凹陷下第三系沙四段广泛发育富膏盐地层,在剖面上与暗色泥岩、页岩和深水浊积砂体呈明显的韵律层;在平面上,蒸发岩主要分布于凹陷中北部深大断裂带附近,即断陷湖盆沉降中心陡坡一侧。东营凹陷北部陡坡带以民丰洼陷为代表,沉积过程中,由于受古构造、古地形和古气候的共同影响,沉积物直接进入浅湖区形成的粗碎屑体系,具近物源和快速沉积的特点,属于近岸水下扇沉积体系属于为沙四下亚段,岩性以含砾长石岩屑砂岩或砾岩为主,其次为岩屑中粗砂岩。在近几年,胜利油田在东营凹陷北部陡坡带深层的砂砾岩体中发现了巨大的天然气前景。
2、双因素分析
在东营凹陷北部陡坡带深层的砂砾岩体中,可以通过精细勘探技术将其细致划分出多个扇体(例如丰深1扇体、丰深2扇体、丰深3扇体等)[9,10,11],这些扇体所处的构造位置不同,所经历的成岩过程各异,而且其内部的不同部位也存在着沉积、成岩及流体上的差距,这些都对储层的物性具有重要影响。在进行主控因素综合分析之前,本文先进行各个因素的两两分析,探讨其相互之间的关系。
2.1 沉积-物性
沉积作用是控制储层发育的宏观因素,是成岩改造的物质基础。不同沉积相所形成的砂体之间具有不同的原始孔隙度和渗透率特征,不同沉积环境下形成的碎屑储集岩岩性特征的较大差异使储层性质也存在明显差异。
2.1.1、沉积相对储集性能的影响
东营凹陷北部陡坡带深层砂砾岩体储层中不同的沉积相带具有不同的储层物性。不同的沉积微相其水动力条件具有一定的差别,即使在相同的大的沉积环境下,孔隙发育情况也会随着沉积微相的不同而有差别。通过各亚(微)相孔隙度-渗透率关系图(图1)对比可知,辫状水道和朵叶体的储层物性要远好于外扇和内扇主水道的物性。
2.1.2、原始组分构成对储集性能的影响
(1)母岩类型
砂砾岩体储层的不同母岩来源对物性也有重大影响,通过对民丰地区的几口丰字号井的储层岩心进行分析发现,母岩来自太古界花岗片麻岩的砂砾岩体储层物性要好于母岩来自混有寒武-奥陶系碳酸盐岩的混合母岩储层(图2),这主要是由于含有碳酸盐母岩的储层在成岩时期会受到该种母岩岩屑的影响,更易产生碳酸盐胶结,从而导致物性下降。
(2)成分成熟度
一般而言,成分成熟度高的砂岩其成岩作用(包括物理、化学作用)不强烈,原生孔隙相对发育,而成分成熟度和结构成熟度低的长石砂岩和岩屑砂岩则分别表现为化学作用和物理作用强烈,如果长石含量高,则溶蚀作用强,相应次生孔隙发育,而岩屑含量高,则机械压实作用强烈,微孔隙发育。但如果成分中石英含量超过50%,岩屑等塑性组分对降低孔隙度的影响就非常小。
研究区储层的石英和长石的含量一般均低于50%,易受溶解作用的影响而产生次生孔隙,能有效提高储层渗透性。岩石的成熟度随石英含量的增多而升高,分选也相应变好,储层物性也就变好。从图3中可以看出,石英与长石的含量与孔隙度的相关性较好。有机质成熟过程中产生的有机酸大量排出,同时泥质烃源岩排出大量层间水、结构水和低碳有机酸,这两种流体混合形成的酸性热液注入储层,将储层中孔隙水的p H值降低,使储层整体处于酸性环境,使长石等酸性不稳定矿物溶蚀,产生大量的溶蚀孔隙。而由于早期碱性有利于碳酸盐矿物的稳定生长,堵塞孔隙,故碳酸盐含量与孔隙度呈明显的负相关性。
(3)结构成熟度
砂岩结构成熟度对储层物性的影响主要体现在泥质含量、分选性和粒径对孔隙结构的控制作用,不同粒径和分选的岩石受成岩作用的影响程度不同。从图4中可以看出粒度中值和分选性与储层物性的关系:粒度中值与孔隙度没有明显的关系,与渗透率呈明显的正相关;分选系数与孔隙度和渗透率都呈负相关。
粒度中值在一定程度上代表着岩石的粒度大小,一般说来,粒度中值越大,岩石颗粒越大,孔隙度应该越高,但该区的粒度中值与孔隙度的相关性不佳,这是由于该区砂砾岩体储层岩石为重力流成因,颗粒大小混杂,粒度中值只是反映了粒度的平均大小,而不能反映较小粒度的多少,较小的颗粒往往充填在大颗粒所支撑起的孔隙中,降低了孔隙度;但是粒度中值与渗透率有较好的正相关性,说明粒度中值在一定程度上反映了孔隙喉道的情况。而分选系数反映了岩石颗粒的分选性,分选越好的岩石起孔隙度与渗透率自然越好。
综上所述,根据沉积亚(微)相的孔隙度-渗透率关系图,并结合各沉积(微)相储层统计数据进行综合分析认为:在东营凹陷北部陡坡带深部砂砾岩体中,辫状水道微相和朵叶体微相的储层最好,母岩来自太古界花岗片麻岩的砂砾岩体储层物性要好于母岩来自混有寒武-奥陶系碳酸盐岩的混合母岩储层,就岩性来说以粒度适中分选较好的中粗砂岩和含细砾粗砂岩最好。
2.2 成岩-物性
沉积作用与成岩作用是储层形成演化过程中两个发生在不同阶段的控制因素。沉积物在沉积期间形成的基本岩石学特征是后期成岩作用的基础,而最终决定储集岩物性特征的因素是不同成岩环境中各种成岩作用的强弱程度。因此,可以说成岩作用是在沉积作用基础上的继承和发展,是致使深层发育次生孔隙发育带的主要影响因素[12,13]。
2.2.1、欠压实作用
从铸体薄片上可以清晰地看到残余粒间孔隙的存在(图5a),孔隙中的碳酸盐矿物晶形发育完好,认为是该地区膏盐层下异常高压导致储层欠压实的结果[14]。
目前普遍认为膏盐层主要通过以下两种方式来影响地层压力:其一,由于膏盐岩层自身的特性,下伏地层所承受的压力弱,导致欠压实会产生异常高压;其二,随着埋深的增加,温度升高,石膏向硬石膏转化,并脱出大量的结晶水,这些水进入相邻的地层孔隙中,增大岩层中的孔隙流体压力,导致地层压力异常。东营凹陷北部陡坡带普遍发育异常高压。异常高压所产生的直接效果是原来由颗粒支撑的一部分地层负荷转移为由孔隙内的流体支撑,使得异常高压带内的流体压力超过静水压力,降低了砂岩中的有效应力,在一定程度上抑制了储层的机械压实作用,有利于原生孔隙保存。
2.2.2、溶解作用
研究区还发育有大量的次生溶蚀孔隙(图5b),由于该套储层受上覆膏盐层的影响,孔隙流体性质具有早期为碱性,随着天然气的充注向酸性转化的特征,其对储层物性的影响主要表现在以下几个方面:
(1)早期的弱碱性孔隙水使石英等碱性不稳定矿物溶蚀,但同时沸石、碳酸盐类矿物稳定生长(图5 c),故对于储层物性的改善影响不大。
(2)后期的酸性流体使长石、碳酸盐等酸性不稳定矿物溶蚀,产生次生孔隙,有效地改善了储层的储集性能(图5 d)。
2.2.3、胶结作用
早期碳酸盐胶结为后期有机酸的溶蚀提供了物质基础,但晚期碳酸盐胶结却是减少孔隙度的重要因素之一。
2.2.4、石油侵位
烃类的早期侵入使储层中孔隙水的流动受到抑制,甚至停止,阻碍了胶结物质的来源,有利于储层孔隙的保护。同时,受膏盐层的影响,储层中含有大量硫酸盐,油气充注后,烃类发生硫酸盐还原反应,沥青残留,堵塞孔隙(图5 e、f)。沥青充填孔隙是研究区孔隙度降低的主要原因之一。
2.3 流体-物性
储层的形成与进入储层的流体具有重要的相关关系,不同的流体对储层产生的影响各不相同,在东营凹陷北部陡坡带沙四下亚段的砂砾岩体储层中,主要存在着三类的流体:碱性流体、酸性流体和烃类流体。根据包裹体实验表明,CO2含量与深度及物性有明显的正相关关系(图6):这说明含有CO2的酸性地层水首先是自下而上的进入储层的,并且在进入储层时是具有物性的选择性的。
而CH4含量除了与深度具有一定的正相关,表明天然气从下部开始充注扇体外,与物性的相关性不明显,这应该是与气藏的内部再分配有关(图6)。
2.4 其他因素
(1)构造-沉积
在主断裂边界条件控制下,断陷湖盆陡坡带地势陡、坡降大。坡降度、产状受不同构造演化阶段断裂发育程度的控制而呈有规律的变化,并造成陡坡带沉积体系不同亚相的发育程度及演化规律的不同。前人研究认为,在大的构造背景相同的条件下,局部的构造坡度对扇体有利储层发育带(扇中亚相)的发育具有重要的作用:坡度越大,内扇所占扇体比例越小,中扇部分越发育[15]。
(2)沉积-成岩
扇体中的成岩作用明显受到沉积的控制,尤其是受到粒度的控制:当碱性成岩作用发生时,中粒径的含砾砂岩、粗砂岩生长的碳酸盐不会堵塞喉道,而复模态砾岩及粉细砂岩中的碳酸盐则堵塞了喉道。当酸性水开始注入时,顺着砾砂岩中的喉道进入孔隙,改变了孔隙水的酸碱度,使得碳酸盐停止生长;而由于喉道的堵塞,酸性水难以进入复模态砾岩与粉细砂岩中,致使其中的碳酸盐继续生长而彻底充填孔隙。从而使得含砾砂岩中易于发育欠压实成岩相与强溶蚀成岩相,而复模态砾岩与粉细砂岩中则发育强压实、强胶结成岩相。
(3)沉积-流体
地层流体同样受到沉积的控制:初期的碱性地层水在各类岩石中流动,形成碳酸盐沉淀,随着上覆膏盐层的排水活动,碱性成岩作用更加强烈。而后期酸性水的注入则受到岩石粒径的影响,有选择的进入喉道未被堵塞的含砾砂岩与粗砂岩中,并改变其中孔隙水的属性,抑制碳酸盐的继续生长。油气紧随酸性水进入储层,这时复模态砾岩与粉细砂岩的孔喉基本被碳酸盐充填满,故油气多进入粒度适中的中扇内成藏。
(4)成岩-流体
早期碱性流体的进入导致片沸石及方沸石等碱性矿物生长,并且碳酸盐大量沉淀,而石英则被溶蚀,产生一定量的溶蚀性孔隙(石英溶蚀量很小,一般小于1%)。后期酸性流体的进入改变了地层水的属性,碳酸盐生长被抑制,甚至在酸性较强的层位碳酸盐被溶蚀殆尽,长石也被溶蚀形成大量的次生孔隙,可以产生高达8%的溶蚀孔隙量。
3、主成分分析
根据上面分析,构造、沉积、成岩、流体这四种因素都对储层物性有着重要的影响,而且它们之间还互相影响、互相制约,那么究竟是哪种或哪几种因素对储层的影响更大呢?
本文通过八个样本点应用S P S S数据分析软件对控制储层的多种因素进行了主成分分析,各样本点的数据如表1。
表中各数据地质意义如下:构造因素为沉积坡度;扇中比例为根据沉积坡度计算所得;沉积期次则是各样本点所处期次(根据研究认为该套储层具有三大期次[9]);岩性中4代表中粗砂岩、5代表含细砾粗砂岩、6代表细砾岩[9];成岩各因素为其所影响的孔隙度变化,正负值表明对现今孔隙的贡献情况;流体因素中“1”表明仅经历了碱性流体,而“2”表明经历了碱性流体与酸性流体。
从相关系数表(表2)中可以看出:构造-扇中比例、沉积期次-胶结、压实-渗透率、交代-流体、交代-沥青充填、溶蚀-流体、溶蚀-沥青充填、溶蚀-孔隙度、流体-沥青充填、流体-孔隙度等的相关系数绝对值均>0.8,具有较好的相关性,说明它们之间具有较强的相互影响性。
而根据主成分分析表(表3)分析发现:
(1)在第一主成分中,溶蚀、流体、沥青充填的影响最高,构造、扇中比例、交代的影响次之,说明其直接影响着储层的类型与性能,是显性因素;
(2)而在第二主成分中,压实和胶结影响最高,说明其在粗范畴中影响着储层的类型,是隐性因素;
(3)因为样本均是扇中亚相,岩性相差不大,所以反应沉积的岩性与沉积期次对储层类型的影响不大。
根据主成分分析的成果(表4),可以将各样本分成三类:
(1)丰深3中的两个样本为一类,其主成分值均大于2,在表中反应溶蚀的因子也最高,为I型储层(强溶蚀的次生孔隙型);
(2)丰深1的前三个样本为一类,其主成分值大于1小于2,在表中反应压实的因子较高(计算过程中,压实量、胶结量等为负值),为II型储层(欠压实的原生孔隙型);
(3)丰深1的4350和丰8、丰深2的样本为一类,其主成分值均小于-2,其流体因子、溶蚀因子与众不同,为III型储层(强压实、强胶结的缝隙型)。
4、结论及认识
(1)断陷盆地陡坡带深层砂砾岩体储层的控制因素具有多样性与复杂性,它们之间互相制约互相影响,其中沉积因素是储层形成的根本,有利的相带与岩性是形成有利储层的基础,在东营凹陷北部陡坡带砂砾岩体中辫状水道微相和朵叶体微相的中粗砂岩和含细砾粗砂岩最有利。
(2)成岩作用对储层形成具有决定意义,根据主成分分析,发现溶蚀作用与沥青充填对孔隙度的影响最高,说明其直接影响着储层的类型与性能,是显性因素。而在第二主成分中,压实和胶结作用影响最高,在粗范畴中影响着储层的类型,是隐性因素。
(3)在多用因素中,流体起到枢纽的作用,它受到沉积与成岩的影响,但也控制着储层成岩作用的类型,直接影响了储层的物性。
深层砂砾岩 篇3
盐家油田的盐22-永920区块位于东营凹陷北部陡坡带东段, 经钻井资料证实, 研究区自下而上钻遇的地层有:下第三系沙河街组沙四段、沙三段、上第三系的东营组、馆陶组、明化镇组及第四系的平原组。本区目的层段为沙河街组沙四段, 储层是近岸水下扇沉积为主的砂砾岩体, 总体构成一个半开半闭的储集体。由于砂砾岩扇体岩性粗、砾石成分多样, 分选性差, 储集空间类型多, 储层中地层水类型和矿化度的变化复杂, 应用常规测井解释方法很难进行有效的评价。
1 区域概况
盐家油田的盐22-永920区块发育物源来自于陈家庄凸起的近岸水下扇, 扇体沉积规模大、含油性好。东营北带沟梁相间的古地貌控制了各类扇体的发育分布。各期次砂砾岩体顶面构造受古地貌背景、沉积作用和差异压实的共同影响, 古冲沟砂砾岩发育的主体部位呈背斜形态, 地层整体为南倾, 主体部位呈鼻状形态。
研究区块砂砾岩扇体扇中、扇端直接插于生油岩中, 油源条件十分优越。储层主要为砾岩、砾状砂岩和含砾砂岩。多期砂砾岩在纵向上构成向上变细变薄的正韵律的叠加, 地层由下向上依次向北推进。
2 储集性能评价研究
2.1 储层特征研究
盐22-永920区块沙四段油藏类型为鼻状构造背景下, 上倾方向由砂砾岩扇根致密层或内部致密层侧向遮挡的砂砾岩构造-岩性油藏, 油层平面分布主要受到构造和岩石物性双重控制。近岸水下扇的扇中亚相, 以砾状砂岩、含砾砂岩为主, 为有利的储层;扇根岩性粗、致密, 侧向上起到良好的遮挡作用;形成上倾方向致密带遮挡油藏。研究区块砂砾岩扇体内部的含油性主要取决于砂砾岩物性, 具有扇根遮挡, 扇中富集, 满块含油的成藏特点 (见图1) 。
研究区块沙四段储层以原生孔隙和次生孔隙的混合类型为主, 主要孔隙类型有粒间孔、粒内孔、铸模孔和、特大孔, 本区块还发育开启的裂缝, 这些裂缝可以作为良好的油气储集空间, 并且裂缝与孔隙相连通, 有利于油气运移及酸性地层水的流动, 改善储层的储集性能。本区块从下至上, 油层物性变好, 但均属于特低孔、特低渗储层。在沙四段砂砾岩有效储层物性下限研究的基础上, 综合研究区的储层岩性、物性和含油性等, 将研究区沙四段砂砾岩储层划分为三类 (表1)
2.2 区域地层水的变化分析
研究区内储层的地层水主要有三种水型:氯化钙型、碳酸氢钠型和氯化镁型, 其中以氯化钙型和碳酸氢钠型为主, 两种类型占总体的93.1%。氯化钙水型呈高矿化度, 碳酸氢钠水型呈低矿化度。根据试水资料矿化度数值最低的为5244mg/l, 水型碳酸氢钠;最高为88563mg/l, 水型氯化钙。当矿化度小于20000时, 水型有氯化钙型和碳酸氢钠型两种, 当矿化度大于20000时逐渐被单一的氯化钙水型替代。纵向上, 由于区域内在沙四下亚段发育的稳定膏盐层, 沙四段地层水矿化度总体呈现随着深度增大而增大的规律。3000米以上, 只存在碳酸氢钠水型, 随着深度增大, 向两种水型共存过渡, 3610米以下, 只存在氯化钙水型 (见图2) 。
研究区在南北方向, 受沉积特征的影响, 地层水矿化度总体呈现由南向北依次降低的规律;在东西方向, 盐22区块地层水以氯化钙型为主, 永920区块地层水以碳酸氢钠型为主, 两种水型并存。
2.3 测井解释评价
研究区在沙四段储层的地层水矿化度变化较大, 不同矿化度地层水的存在导致视地层电阻率的变化极为复杂, 当地层水矿化度较高时, 含盐量较高的水分布在储层岩石孔隙中, 形成了比较发达的导电网络, 促使地层电阻率明显降低。再加上岩石骨架对测井响应的贡献往往掩盖了岩石中所含流体在电性上的差异, 给储层流体的判断带来较大影响。应用常规的测井解释方法难以判别, 必须对测井信息进行定性、定量的分析, 再加上核磁测井、声电成像测井和阵列感应等新技术测井技术的应用, 并结合非测井信息 (包括构造、地质录井、取心、气测、邻井测试等资料) , 实现对储层的精细评价。
对于砂砾岩储层来说, 各条测井曲线反映的敏感程度不同, 岩性识别的前提是挑选出敏感曲线。根据关键井 (取心井、成像测井) 中已知岩性的测井参数, 将分层取值的各组测井敏感曲线数据划分为具有地质意义的测井相, 然后通过与地质资料结合, 确定每种测井相的类型, 建立研究区的岩性与测井相的对应关系。
根据中子和密度测井资料求取总孔隙度, 采用声波测井资料计算基质孔隙度, 结合深、浅探测电阻率曲线计算出连通孔缝孔隙体积, 用岩心分析孔隙度和核磁孔隙度与计算出的孔隙度重叠逼近, 确定研究区块孔隙度计算的校正系数。
地层水电阻率是确定储层含油饱和度的一个关键参数, 根据自然电位测井数据与地层水矿化度之间的关系, 在自然电位层厚校正、泥质校正、温度校正及油气影响校正的基础上, 较为精确地确定地层水电阻率, 然后根据它求准地层总含水饱和度和束缚水饱和度。在单井精细解释的基础上, 开展多井的综合分析对比, 研究油水层在横向上的变化规律, 开展对砂砾岩储层的综合研究和区块评价。
3 实例分析
永935井构造位置位于东营凹陷东营凹陷北坡盐家陡坡构造带, 47-51号层为砂砾岩储层, 自然电位曲线为负异常, 约为40mV, 深感应电阻率数值最低约6Ω·m, 声波时差数值约70μs/ft。本井段钻井取心及录井显示为油斑砾状砂岩、油斑含砾细砂岩和油迹细砾岩, 与成像测井显示相符, 核磁测井T2谱拖拽, 差谱含油信号明显, 核磁有效孔隙度大于7%, 测井综合解释为油层。4131-4139.5米井段试油, 日油6.49 t, 水2 m3, 综合含水23.6%, 地层水矿化度88563 mg/l, 水型CaCl2。由于本井受到区域内沙四下亚段广泛发育的膏盐层带来的影响, 地层水矿化度数值为高值。高矿化度的地层水使得地层视电阻率数值明显降低。
永929井构造位置位于东营凹陷东营凹陷北坡盐家陡坡构造带, 19号层为灰白色细砾岩储层, 自然电位曲线无异常幅度, 深感应电阻率数值最低约31Ω·m, 声波时差数值约64μs/ft。2839-2880米井段试油, 日油0 t, 水10.28 m3, 综合含水100%, 地层水矿化度9912 mg/l, 水型NaHCO3, 分析以本层所出水为主。本井与永935井地层水矿化度差别比较大, 相对较低的地层水矿化度使地层视电阻率的较高, 再加上岩石骨架对测井响应的贡献往往掩盖了岩石中所含流体在电性上的差异, 给储层流体的判断带来较大影响。
4、结论
盐22-永920区块沙四段砂砾岩储层岩性复杂, 储层物性受沉积相带控制, 近岸水下扇扇根物性最差, 扇中物性最好, 扇缘物性变差。
区域内沙四段地层水矿化度总体呈现从南向北依次降低的规律, 盐22块地层水以氯化钙型为主, 永920块地层水以碳酸氢钠型为主。随着深度增大, 区域区内地层水呈现碳酸氢钠水型→氯化钙水型+碳酸氢钠水型→氯化钙水型逐渐转化的规律。
深层砂砾岩 篇4
1 砂砾岩砾石的支撑方式
结合前人对砂砾岩的研究成果, 笔者根据岩心剖面中砾石与砾石, 砾石与基质的接触关系和分布特点, 将砂砾岩岩相分为颗粒支撑、杂基支撑和混合支撑三种支撑类型。其中颗粒支撑又包括骨架支撑和粒级支撑。砂砾支撑关系和沉积性质有很大关系。其中, 骨架支撑的结构特征为砾石含量高, 砾径较粗, 分选差~中等, 大部分砾石颗粒互相接触构成骨架;填隙物粒级细小, 砂砾之间缺少过渡, 多出现在扇根河道中;粒级支撑中砾石含量较高, 分选较差~中等, 大砾石之间充填较小砾石, 组成多级颗粒支撑结构, 杂基组分高, 多出现在扇中河道;杂基支撑中砾石不接触, 呈漂浮状, 砾石之间由细粒级砂岩或泥质组成, 杂基含量高, 多为漫流、河道沉积物;混合支撑属颗粒支撑和杂基支撑的过渡类型, 由颗粒支撑和少量杂基支撑组合搭配构成的支撑格架, 多为重力流沉积物。
2 不同沉积物类型砾石特征及识别
研究表明, 东营凹陷陡坡带砂砾岩扇体一般表现为三分性, 即扇根部、扇中部和扇端部。不同部位沉积特征具有明显差异:扇根部砾岩发育, 颗粒粗, 发育主河道和泥石流沉积;扇中部砂砾比值增大, 颗粒变细, 主要发育辫状河道和漫流沉积;扇端部颗粒进一步变细, 泥质含量增多, 泥质夹层频繁出现, 主要发育漫流沉积, 由此可见在砂砾岩扇体中主要有河道、泥石流和漫流沉积三种沉积物类型。笔者经过近百米的砂砾岩岩心观察和两万多个砾石的统计分析, 总结建立了以砾石结构特征为主的沉积物类型识别方法。
2.1 河道沉积砂砾岩
2.1.1 扇根部河道
主要为中粗质中砾岩。砾石含量高, 多在50%以上, 分布较均匀, 砾径粗, 最大值可大于10cm, 一般10mm。分选差。大砾石磨圆差, 为次棱角状, 小砾石磨圆较好, 为次圆~次棱角状。扁度较大, 不规则度高, 砾石定向少见, 定向一般为高角度, 多为骨架支撑, 也可见混合支撑。
2.1.2 扇中部河道
主要为中砾质细砾岩或细砾质中砾岩。砾石含量范围广, 10-60%均有分布, 砾径较细, 最大值可达7cm, 一般5~10mm。分选较差~中等, 大砾石磨圆中等, 为次圆~次棱角状, 小砾石磨圆较好, 为次圆状。扁度较大, 不规则度较扇根部低, 砾石具低角度定向, 多为粒级支撑。
2.1.3 不同沉积相带河道砾石特征
不同沉积相带河道砾石的结构特征总体相近, 如分选为单峰, 磨圆中等, 见定向组构等。由于分布位置和层序特征的不同, 砾石特征也存在一定的差异。
近岸水下扇和深水浊积扇都是以深灰色泥岩夹砂砾岩层为特征, 但近岸水下扇砾石多定向, 少泥砾, 扇根部颗粒粗, 分选较好, 砾石为颗粒支撑;浊积扇砾石颜色浅, 分选差, 泥砾多, 无定向组构, 一般是杂基支撑, 具有明显的重力流沉积特征。水下扇扇中和扇三角洲前缘相比, 区别不很明显。一般地, 扇三角洲泥岩颜色浅, 砾石磨圆、分选稍好, 砾石含量较低, 砾径一般较细。这是由于近岸水下扇多发育在湖侵期, 坡陡流急, 湖水能量大, 水体深, 扇中河道比较宽, 层薄, 泥质多, 砾石搬运距离较近, 分选、磨圆较差。扇三角洲主要发育在低位期或地形较缓处, 沉积物进积作用强, 河道较窄, 层较厚, 砾石搬运相对较远的缘故。
2.2 泥石流沉积砂砾岩
主要为含中粗砾中砾角砾岩。砾石含量高, 多大于50%, 分布较均匀, 砾径粗, 最大值大于10 cm, 一般10 mm。分选极差, 砾石磨圆差, 为次棱角状。扁度大, 不规则度高, 砾石定向少见, 一般为高角度定向, 泥质杂基多, 为杂基或混合支撑。
2.3 漫流沉积砂砾岩
主要为砾质砂岩。砾石含量低, 10~30%, 分布不均匀, 砾径细, 主要为细砾岩。分选较好, 呈单峰分布, 磨圆较好, 为次圆状, 杂基支撑, 定向性差, 一般为低角度定向。
3 结论
砾石结构特征与沉积水体性质密切相关, 根据砾石结构特征可以较好的识别砂砾岩沉积物。由于砂砾岩沉积物相标志较少, 砂砾岩扇体砾石的结构分析参数对识别砂砾岩扇体的沉积微相也有较好的辅助作用。
摘要：陡坡带各类扇体沉积物由于不同的沉积条件, 岩性特征存在明显差异, 这种差异较好地反映在砾石特征上。通过对东营凹陷陡坡带不同沉积物砂砾岩岩心砾石的结构进行统计分析, 建立了以砾石结构特征为主的沉积物类型识别方法。
关键词：砾石支撑方式,砂砾岩扇体,沉积相带
参考文献
[1]冯增昭.沉积岩石学[M].北京:石油工业出版社, 1993:77-83
[2]李丕龙, 等.陆相断陷盆地沉积体系与油气分布[M].北京:石油工业出版社, 2003:45-78
深层砂砾岩 篇5
关键词：采收率,砂砾岩,低渗透
1 概况
1.1 基本概况
利853块位于利津洼陷北部郑南斜坡带上, 主要含油层是沙四段砂砾岩体, 油层埋深2650-3000m, 含油面积为5.2Km2, 地质储量515×104t。该块构造简单, 是一个西南倾的单斜构造, 地层较陡, 倾角约7-18°, 平均孔隙度11.4%, 平均渗透率5.6×10-3μm2, 属于低孔、低渗储层。
目前投产油井17口, 开井13口, 日产油水平28.6吨, 综合含水53.2%, 动液面1309.1米, 采油速度0.18%, 采出程度仅3.08%, 注水井4口, 开井数4口, 日注水平39m3/d, 月注采比0.67, 累计注采比0.81, 地层压降11.3Mpa。
1.2 存在问题
由于区块油层厚度大, 油层厚度中心为100米左右, 区块目前合采合注, 开发中主要存在以下问题:
(1) 砂砾岩体展布及连通性认识不清, 导致注水受效差。该块砂砾岩体由多期次扇体叠合组成, 各扇体间的展布和连通性认识有一定的困难, 造成区块油井低液, 注水困难, 能量保持水平低的开发现状。
(2) 储层非均质性强, 层间干扰严重。油层厚度大, 大段合采合注, 层间矛盾突出, 开发效果变差。
(3) 井距偏大, 不适应低渗透油藏开发。目前区块采用反九点井网开发, 油层物性差, 渗透率低, 注采井距大 (350m) , 导致压力传导慢, 油井见效慢, 压降高达11.31MPa, 注水压力高, 注水量连年下降。
2 精细地质研究深化油藏认识
通过沉积旋回对比, 井震结合研究, 选择特征明显曲线进行对比, 构建地层连通格架, 进行构造、沉积、储层等方面研究, 深化油藏地质认识。
2.1 运用沉积旋回对比技术, 构建地层格架
应用井震资料, 结合砂砾岩体多期次划分, 对利853块构造进行精细研究。利853井区构造简单, 是一个西南倾的单斜构造, 南边有一近东南倾小断层, 落差为20~100m, 地层较陡, 倾角约7-18°。
各砂组构造形态在纵向上具有一定的继承性, 扇体大小从上到下有变小趋势, 扇体边界追踪解释细化到砂层组。
2.3 沉积相研究
通过粒度、单井相、剖面相等研究表明, 利853块靠近陡坡带边缘, 物源来自北部的陈家庄凸起, 由于多期扇的叠置和削蚀, 扇的相域十分狭窄, 以扇根和扇中为主。沙四段以扇根或扇中亚相的辫状水道沉积为主, 沉积巨厚储层。A段发育水下扇前缘, 砂体发育和水下河道有关, b、c、d段为陡坡深水水下扇。
2.4 储层特征研究
该块砂层厚度一般50-300m, 扇体中间最厚达到250m以上。中间厚、四周薄;北部厚, 南部薄, 呈明显的扇三角洲形状。
从孔隙特征看, 利853块孔隙类型主要为原生孔隙, 次生孔隙主要为粒内溶孔。面孔率平均为2.6%。据压汞资料表明, 利853-3井沙四段最大孔喉半径在0.747~1.448µm之间, 孔喉半径平均值在0.143~0.28µm之间, 孔喉变异系数0.608~1.125, 说明孔喉半径小, 退汞效率低, 微观非均质程度强烈。
通过利853和利853-3井岩心分析, 平均孔隙度11.4%, 平均渗透率5.6×10-3μm2, 碳酸盐含量较高, 平均27.1%。
从油层展布看, 含油面积5.2Km2, 平均油层厚度18.7米, 油层最大厚度在利853-11井附近, 厚度为110.6米。
3 提高采收率技术研究
3.1 运用采收率预测技术, 深化剩余油潜力认识
通过预测可知, 区块目前井网条件下, 采收率仅为7.8%, 但从平面含油饱和度分布
3.2.1 转换井网方式, 提高水驱效果
区块采用反九点面积井网, 目前地层压力17.29M P a, 保持水平仅为60.5%, 地层能量保持状况差。由储层参数与地层压力关系可知, 低渗透储层压力降低, 原始渗透率迅速降低, 且不可逆, 导致采收率降低, 为此, 为提高采收率必须转化井网方式, 强化注水保持地层能量, 提高区块开发效果, 如五点或行列式井网。
3.2.2 细分层系, 减少层间矛盾, 提高开发水平
区块具备细分的条件:首先油层富集, 具备物质基础, 单井控制储量为25.7万吨, 其次各砂体储层物性差异大, 其三是各砂层组之间具有稳定的隔层。
3.2.3 仿水平井压裂改变渗流方式, 扩大渗流面积
加密转行列, 注采井距300米, 仍大于极限井距210米, 为满足经济和极限井距要求, 应用仿水平井压裂技术, 相当于减小注采井距, 增大有效驱替压差, 形成有效注采关系, 弥补技术井距不足, 同时, 井网部署考虑地应力方向, 避免形成窜流通道。
4 结论与建议
依据前面研究, 应用井网方式转换, 细分层系、仿水平井压裂等技术, 部署利853块井网, 水平排上下层系交错在一线上, 有利于上下层系井网互换, 改变液流方向, 提高采收率;开发后期可采用分注合采, 增加水驱方向, 扩大波及体积, 提高了井网部署的适应性, 提高区块采收率。
运用井网方式转换、细分层系、加密调整、仿水平井压裂等技术方法, 对利853块井网部署, 将反九点转换为行列井网, 分两套层系实施, 采用井间加密和仿水平井压裂解决极限井距偏小的问题。
建议通过利853块的低渗透砂砾岩体的研究, 形成了一套砂砾岩储层描述技术, 制定了提高采收率对此, 对砂砾岩低渗透开发都具有重要的推广价值, 同时, 有利于推进低渗透油藏的开发。
参考文献
[1]陈元千.油气藏工程计算方法 (续) [M].北京:石油工业出版社, 1991:237-251.[1]陈元千.油气藏工程计算方法 (续) [M].北京:石油工业出版社, 1991:237-251.
深层砂砾岩 篇6
沙四早期西陡坡地形陡、坡度大, 多套北西方向短轴物源入湖, 就近快速堆积, 形成大规模的砂砾岩体。砂体厚度在横、纵向变化快, 储层物性非均质性强, 含油气级别变化差异大, 所以在勘探部署研究中需要精确刻画砂体分布, 而岩心观察能为砂体刻画提供最直接的依据。
1 岩心的观察描述
1.1 岩心观察描述的思路
(1) 先整体再部分, 划分岩性旋回及含油层段; (2) 在岩性组合中观察岩石类型、沉积构造、含油气性、孔隙和裂缝发育情况; (3) 采用文字描述、岩心素描和照相记录的方式, 边观察边思考含油气性与岩性组合及孔隙结构的关系; (4) 特别注意含油岩心孔隙和裂缝的观察和描述, 并对含油级别进行详细描述; (5) 综合岩性组合和含油级别的分布特征, 初步确定砂体的沉积微相类型。
1.2 岩心观察描述的内容
(1) 岩性旋回的观察描述:上下岩性组合的颜色、成分、结构、构造的变化及其与上下岩性旋回的接触关系; (2) 单个岩心的观察描述:岩心的深度、层位、颜色、矿物成分及其含量、颗粒的大小、分选、磨圆及颗粒相互间的组合关系、主要沉积构造、物理性质、化学性质及含油情况等[1]。
2 岩心特征
针对沙四下亚段砂砾岩的分布特征, 笔者累计观察、描述岩心22口, 累计心长152.01m, 对大民屯砂砾岩体岩心特征认识如下:
2.1 颜色
通常, 泥岩颜色是反映沉积环境的良好标志[4]。砂砾岩间泥岩以灰色、深灰色和灰绿色为主, 其次为灰黑色、黑色, 均指示弱还原—还原的沉积环境。研究区内局部出现紫红色泥岩, 指示氧化环境。
2.2 粒度
沙四下亚段砂砾岩粒度分布范围大, 以砂砾岩、中粗砂岩、细砂岩为主, 其次为粉砂岩、泥质粉砂岩和泥岩。总体特征是以粗碎屑颗粒为主, 反映沉积物搬运的距离距物源区较近, 沉积载荷以滚动或滚动+跳跃组份的混合负载为主[2]。
2.3 成分
岩心垂向上以正旋回沉积为主, 由多套向上变粗的岩性组合叠加而成。观察到的岩性主要为各个粒级的砂岩、砾岩、砂砾岩及泥质岩类。砂岩的碎屑颗粒组成主要为陆源碎屑, 以石英、长石、岩屑次之。砂岩类长石含量在10~40%, 岩屑含量普遍较高, 可达20~50%, 高者大于60%;岩屑主要为岩浆岩和变质岩岩屑, 胶结物主要为方解石胶结, 硅质胶结次之, 也可见绿泥石胶结, 胶结类型主要为孔隙式和接触孔隙式;岩石的矿物组成主要为:粘土、石英、钾长石、斜长石、方解石, 还含有少量的云母、菱铁矿、黄铁矿、菱锰矿等。
2.4 沉积构造
研究区发现的沉积构造主要有:平行层理、槽状交错层理和冲刷面。
(1) 平行层理
平行层理主要发育于砂岩中, 在外貌上与水平层理极相似, 是在较强的水动力条件下, 高流态中由平坦的床沙迁移, 床面上连续滚动的砂粒产生粗细分离而显出的水平细层。
(2) 槽状交错层理
槽状交错层理主要由沙丘迁移形成, 在与流水垂直断面上, 层系呈槽状, 在于流水平行的断面上, 层系可以呈单向倾斜的板状或舟状。
(3) 冲刷面
冲刷面是由于流速的突然增加, 流体对下伏沉积物冲刷、侵蚀而形成的起伏不平的面, 冲刷面上的沉积物比下伏沉积物粗。
平行层理、槽状交错层理和冲刷面发育, 是水动力条件较强的标志, 结合构造地质特征认为, 本区岩心指向为扇三角洲平原和扇三角洲前缘。
2.5 孔隙结构及含油性
研究区主要的孔隙类型为构造缝和溶蚀孔。对含油岩心段进行统计发现, 砾岩类储层的储集空间类型主要为构造缝, 砂岩类储层的储集空间类型主要为溶蚀孔, 同时, 岩心分析测试结果显示, 砂岩类储层的含油性好于砾岩类储层[3]。
3 主要认识
(1) 储层岩性主要为各个粒级的砂岩、砾岩、砂砾岩。
(2) 颜色、粒度、成分、沉积构造等反映研究区属于扇三角洲沉积, 且平面划分为扇三角洲平原、扇三角洲前缘和前扇三角洲, 岩心主要分布在扇三角洲平原和扇三角洲前缘。
(3) 砂岩类储层的含油性好于砾岩类储层, 扇三角洲前缘的含油性好于扇三角洲平原, 初步得到沉积相控储又控砂的认识。
摘要：随着大民屯凹陷勘探重点向沙四段转移, 砂砾岩体的研究越来越受到重视。本文针对大民屯凹陷西部砂砾岩体特征, 进行了多口井的岩心观察描述, 从岩性、沉积构造及含油性等方面进行分析, 为砂体的精确刻画提供直接证据。
关键词：大民屯凹陷,西斜坡,砂砾岩,岩心观察,扇三角洲
参考文献
[1]罗群.致密砂岩裂缝型油藏的岩心观察描述——以文明寨致密砂岩为例[J].新疆石油地质, 2010, 31 (3) :229-231.
[2]张万选.中国的油气资源及油气藏类型探讨[J].断块油气田, 1997, 4 (4) :5-8.
深层砂砾岩 篇7
关键词：砂砾岩,非均质性,流动孔隙度,渗透率
渗透率是储层评价的重点,也是难点。由于砂砾岩碎屑颗粒大小变化大,非均质性较强,孔隙度和渗透率变化大且匹配性较差,从而导致直接应用常用的经验公式或统计回归方法得到的计算结果很难令人满意[1—3]。而偶极横波、核磁共振、成像测井等测井新技术的大范围应用又受到客观条件的限制,从而加大了砂砾岩储层渗透率评价的难度。针对该问题,通过相关理论分析和模型的推导,提出了一种应用流动孔隙度计算砂砾岩储层渗透率的新方法,并在实际应用中取得较好的效果。
1 流动孔隙度
在测井解释中,地层电阻率因素定义完全饱含地层水岩样的电阻率与地层水电阻率的比值( FR) ,即
式( 1) 中,Ro为完全饱含地层水岩样电阻率,Ω·m;Rw为地层水电阻率 Ω·m; a、m分别定义为岩性指数和胶结指数; φ 为孔隙度。
Maxwell发现[4],在连续的导电介质中,当分散、互相不接触的非导电介质为完全球体时,地层电阻率因素与孔隙度的关系可以表述为
由于该方程建立的条件极具理想化,因而在测井解释中较少用到。后来Fricke引入了几何形状参数的概念,假设非导电介质为椭球体,以Maxwell方程为基础,得到地层因素与孔隙度的关系表达式[5]。
式( 3) 中,x称为几何形状参数,是与椭球体长短轴比值有关的函数。当x = 2 时,即等同于Maxwell方程,在一般情况下,x < 2。
但当电流遇到非导电椭球体时( 图1) ,由于电流方向的突然改变,会在连续的导电介质空间范围内的某些区域形成“电流死角”( 图中T处黑色标示区域代表无电流流动的孔隙空间) ,即除了非导电椭球体之外的流体空间内仍存在电流无法流动的区域。
图2 为孔隙介质平面示意图。由图可知,即使在岩石完全饱含地层水条件时,由于岩石孔隙结构的复杂性,同样存在无电流流动区域( 图中T处) ,实际电流流动通道为C所标示的区域。因此根据电流的流动特性,可将总孔隙度分为流动孔隙度和静止孔隙度两部分,其关系表达式为
式( 4) 中,φf为流动孔隙度,φs为静止孔隙度。
在Maxwell和Fricke相关研究基础上,考虑到导电孔隙空间对地层因素的影响,Candelario将式( 3) 进一步改写为
分析可知,只有在饱含地层水,且整个孔隙空间充满流动电流的理想条件下,x才能够反映非导电椭球体的几何形状; 一般情况下,x反映的是非导电椭球体和静止孔隙水的综合几何形状。因此,为了与理想条件下的几何形状参数相区别,这里定义等效几何形状参数,其与地层因素和流动孔隙度之间的关系可表示为
式( 6) 中,xf为非导电相介质的等效几何形状参数。
2 地层因素与孔隙度
在分析“渗流门限理论”和“导电效率理论”的基础上[8],Kennedy推导了原状地层电导率与地层水电导率的比值同含水孔隙度的关系表达式。
式( 7) 中,σt为原状地层电导率; σw为地层水电导率; Sw为含水饱和度; ap、bp和cp分别为地区经验系数,可通过实验数据拟合得到。
假设地层完全饱含水时( Sw= 1) ,根据式( 7 )可得
通过式( 8) 分析可知,地层因素的倒数与孔隙度之间应有二次函数关系。因此,以研究区目的层57 块岩电分析数据为样本( 图3) ,按式( 8 ) 得到地层因素的倒数和孔隙度的关系表达式,相关系数平方达到0. 927 9。
通过式( 8) 即可得地层因素的计算方程。因此,在“渗流门限理论”和“导电效率理论”研究背景支持下,为连续定量计算地层因素提供了一种简便、可行的方法。
3 流动孔隙度与等效几何参数
假设岩石骨架不导电,电阻率测井主要反映的是地层条件下岩石中连通孔隙内自由导电流体的信息。但由于多种因素的耦合作用( 如井眼分流、导电矿物等) ,即使在无孔隙发育的致密地层中,电阻率也绝非是无穷大,严格从电阻率测井值中分离出各种影响因素的电导率贡献值是非常困难的,在实际应用中,通常岩石骨架的电导率可以采用常数或含水饱和度的函数来代替[9]。
这里主要讨论一种简易的考虑岩石骨架导电条件下的流动孔隙度计算方法。首先定义除流动孔隙导电外的各种耦合作用电导率的总贡献值为背景电导率,用Cbg表示。在原状地层范围内,应该满足以下边界条件: 当流动孔隙度等于0 时,测井得到的电导率( Ct) 为背景电导率( Cbg) ; 当流动孔隙度等于1时,测量的电导率是孔隙流体电导率( Cf) 。根据电导率线性叠加的性质,可得
式( 10) 中,Ct、Cf和Cbg分别表示测井电导率、孔隙流体电导率和背景电导率。
根据之前Maxwell导电模型的分析可知,并不是所有含水孔隙空间内都存在自由流动的电流,即φw≠ φf。因此,在油( 气) 、水共存条件下,孔隙流体的电导率取决于地层水电导率和电流能够自由流动的水体空间大小。因为油( 气) 不导电,所以有:
式( 11) 中,Swf为导电水饱和度; Cw为地层水电导率。
通过式( 4) 、式( 10) 和式( 11) 可知,当 φf= 0时,有 φ = φs,即孔隙内无电流流动,测井电导率即为背景电导率; 当 φf= 1 时,有 φ = φf= 1 ,且 φs=0 ,此时测量的电导率为地层水电导率。
为了区分连通孔隙空间和总孔隙空间[10],并降低理想条件下计算流动孔隙度的误差,将式( 10) 改写为
式( 12) 中,α 为孔隙空间结构因子。
联立式( 11) 和式( 12) ,经化简、合并可得
解式( 13) 关于 φf一元二次方程,取其正值即为流动孔隙度值。
分析式( 13) 可知: 当 φf= 0 时,有Cbg= Ct,即背景电阻率可取致密层深电阻率的最大值; φf= φ时,则有,因此可利用原状地层电阻率倒数作为测井电导率计算一条视 α 曲线,取水层段稳定低值的平均值作为实际处理时的 α 值。通过 α 和Cbg的取值过程可以看出,这两个参数相互关联,相互制约。因此当Cbg取值不合适时,可以通过调节 α 值予以补偿。
在得到地层因素和流动孔隙度的基础上,可根据式6 计算连续地层的等效几何参数形状,其关系表达式为
4 流动孔隙度与渗透率
Kozeny-Carman方程是用来预测渗透率的一种较常用的方法,其假设渗透率是孔隙度和与流体所接触的介质颗粒表面积的函数。假设当直毛管为圆柱体模型时,就得到Kozeny-Carman方程的一般通用形式。
式( 15) 中,Fs为形状系数,当直毛管模型为圆柱体时,Fs= 2。
假设当岩石饱含地层水时,且非导电岩石颗粒为完全球体时,则有 φf= φ ,xf= 2 。对比等效几何形状参数( xf) 和形状系数( Fs) 可知,两者均为描述模型结构几何形状的参数,必然有其相关性。因此,可将式( 15) 改写为
式( 16) 中,ξ 定义为xf与Fs的转换因子。
假设圆柱体状的直毛管模型由无限多的完全球体颗粒和100% 饱和自由导电水的孔隙构成,则有xf= x = Fs= 2 ,此时 ξ = 1 。考虑到流体流动和电流流动的相似性,定义流动孔隙度所对应的渗透率表达式为
式( 17) 中,Kf、τf和Sgf分别表示流动孔隙所对应的渗透率、曲折度和单位体积颗粒的内表面积。
通过研究表明[11,12],测井电阻率可以反映岩石的孔隙结构,但导电孔隙、导电路径等孔隙结构参数会随着实际地层岩石含水饱和度的变化而改变。随着含水饱和度的增加,导电孔隙和导电截面积逐渐增大,电阻率所反映的曲折度将逐渐减小。从渗流特性上看,静止孔隙中的流体是无流动能力的,电阻率反映的是测井时刻导电孔隙流体的分布状态。在理想条件下,当地层完全饱和自由导电水时,电阻率能够反映实际孔隙结构特征,而此时应有K = Kf。因此,可建立渗透率与流动孔隙对应的渗透率之间关系如下。
式( 18) 中,γ 为渗透率与流动孔隙对应的渗透率两者之间的转换系数
令,得到渗透率与流动孔隙度、等效几何形状参数的表达式:
式( 19) 中,C定义为综合转换因子。
5 综合转换因子的计算方法
电阻增大率指数是指地层在含油气条件下的电阻率与其在完全饱含水时电阻率的比值,即不同含水饱和度条件下与100% 含水时的电阻率比值,其表达式为
式( 20) 中,I为电阻增大率指数; Rt为原状地层电阻率,Ω·m; Ro为地层100% 含水时的电阻率,Ω·m。
电阻率增大指数可表示为地层因素的函数,这样就可以通过地层因素、地层水电阻率以及原状地层电阻率得到连续的电阻增大率指数,即
根据C值定义可知,该参数为一个多变量的复合函数,但从利用电阻率研究孔隙结构的角度上讲,对于由导电相( 流动孔隙水和背景因素) 和非导电相( 油气和静止孔隙流体) 构成的导电网络,非导电相所占据的空间会随着含水饱和度的增大而减小。在导电面积增大、电流路径缩短的同时,曲折度也将逐渐减小,从而大大提高了导电效率。当实际地层完全饱含水时,导电效率达到最大值。因此,C值能够反映不同含水饱和度条件下电阻率的变化情况。对比综合转换因子和电阻率增大指数的意义可发现,两者都能够反映不同含水饱和度时电阻率的变化,所以两者应有相关性。
首先根据岩心分析渗透率、流动孔隙度和等效几何形状参数反算相应样品的C值,然后通过交会图技术分析综合转化因子与电阻增大率指数之间的关系。根据岩心分析渗透率和相关的测井数据的分析,发现综合转化因子( C) 同电阻增大率指数与孔隙度比值( I/φ) 具有较好的幂函数关系,据此建立研究区砂砾岩储层综合转换因子模型,进而通过式( 19) 完成渗透率的计算。
式( 22) 中,I为电阻增大率指数; φ 为总孔隙度,小数; 相关系数的平方为0. 760 2。
6 应用实例
应用单孔隙度因素和流动孔隙度预测渗透率的方法对研究区目的层砂砾岩地层进行处理,并与岩心分析渗透率对比分析( 图5) 。渗透率计算结果对比分析图中第一道为自然伽马( GR) 、自然电位( SP) 和井径( CAL) 曲线; 第二道显示为深度道; 第三道分别为深侧向电阻率( RLLD) 、浅侧向电阻率( RLLS) 曲线和冲洗带电阻率( RXO) ; 第四道分别为密度( DEN) 、声波时差( AC) 和中子( CNL) 曲线;第五道分别为利用流动孔隙度计算的渗透率( K-φf) 和岩心分析渗透率( CKAR) ; 第六道分别为利用用单孔隙度因素计算的渗透率( K-φ) 和岩心分析渗透率( CKAR) 。
图5 为B × 井砂砾岩渗透率计算结果对比分析图。图中所示层段有四段进行了取心,利用单孔隙度因素计算的渗透率在四个取心层段中表现出两种不同的效果。其中2 690 ~ 2 696 m取心段的渗透率计算结果与岩心分析结果吻合程度非常好,而上面的另外三个取心段测井计算结果与岩心分析结果差别很大。另外,这三个取心段的孔隙度曲线差异较小,但岩心分析渗透率相差巨大( 两个数量级) ,表明当砂砾岩储层非均质性较强时,利用单孔隙度因素计算渗透率的适用程度受到一定限制,而利用流动孔隙度计算渗透率的方法可以较好的解决这个问题,图中显示利用流动孔隙度计算的渗透率与岩心分析渗透率较为接近,均在一个数量级范围内,能够较好地反映储层的真实情况。
7 结论
( 1) 通过“渗流门限理论”和“导电效率”理论的分析,提出了连续计算地层因素的方法,为等效几何形状参数和流动孔隙度的计算奠定了基础。
( 2) 然后通过Kozeny-Carman方程的推导和分析,建立了渗透率、流动孔隙度、等效几何形状参数和综合转换因子之间的关系。通过交会图分析技术发现,综合转换因子( C) 同电阻率增大指数与孔隙度的比值( I/φ ) 有较好的幂函数关系。
(3)根据实际井资料处理结果表明,当目的层非均质性较弱时,两种方法计算的渗透率与岩心分析结果均较为接近,能够反映处理井段的实际情况;当目的层非均质性较强,通过单孔隙度因素建立的渗透率模型适用程度受到一定的限制,而利用流动孔隙度预测渗透率的方法能够较好的解决此问题。
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