储层四性关系（精选3篇）
储层四性关系 篇1
引言
S地区岩性以长石石英砂岩为主, 注采开发多年, 储层非均质性较强, 剩余油分布复杂, 调整挖潜难度增大, 调整井位难定[1], 为实现稳产, 必须开展储层四性关系研究, 搞清地下油水分布, 确定剩余油富集区域。
1 含油性与岩性关系
碎屑岩储集层基本上是砂岩和粉砂岩储集层, 砾岩储集层较少, 泥岩储集层更少[2]。一般砂岩储集层的储集性质 (孔隙度和渗透率) 主要取决于砂岩颗粒大小, 同时还受颗粒均匀程度、颗粒磨圆程度和颗粒之间胶结物的性质及含量的影响。一般来说, 砂岩颗粒越大、分选越好、磨圆度越好、颗粒之间充填胶结物越少, 则其孔隙空间越大、连通性越好, 即储层储油物性越好。
对取心井S1井岩性含油级别进行统计分析, 如图1所示:粉砂岩以含油、油浸为主, 少量含油斑、油迹;砂质泥岩, 物性较差, 对流体储集能力较小, 主要为油斑、油迹;细砂岩粒度比较均一, 储集物性好, 以含油、油浸为主;灰质砂岩, 岩石颗粒较细, 孔喉多被粘土等基质及骨架颗粒充填, 物性差, 主要为油斑;中砂岩颗粒较粗, 部分基质充填孔隙, 总体物性较好, 主要为油浸。综合分析本区岩性及岩性与含油特征, S地区剩余油主要分布于细砂岩、粉砂岩中。
2 含油性与物性关系
能够储集储存石油和天然气必须具备两个条件, 即具备孔隙性和渗透性, 一般说来, 储集层孔隙性越好、渗透性越好, 油气就越是容易进入该储层并储集下来。
对S1井1井取心饱和度分析资料进行分析, 如图2所示, 随着孔隙度、渗透率的增加, S1井含油饱和度有增大的趋势, 并且剩余油主要分布于储集性好、物性好的细砂岩、粉砂岩中。
3 含油性与电性关系
电阻率在定量解释中是一个十分重要的参数, 它反映的是储集层孔隙流体特性及其含量, 水是电的良导体, 而油气则几乎是电的绝缘体。一般说来, 在常规解释中, 高电阻率一般反应的是地层含油气饱和度高, 低电阻率储层则反应地层含水较高, 因此电性特征与含油性之间存在一定关系。
根据S1饱和度分析数据, 在双对数坐标轴下做孔隙度Φ与深侧向电阻率RT的交会图、剩余油饱和度与深侧向电阻率RT的交会图, 如图3所示:由图可以看出, 在S地区, 以含水饱和度Sw=55%、Sw=75%作为界限, 不同范围含油饱和度的岩心点在图上具有较好的区分度, 并且随着含油饱和度的增大, Rt有着增大的趋势。
4 结束语
S区域剩余油主要分布于储集物性较好的细砂岩中, 剩余油与孔隙度、电阻率有着一定的对应关系, 这类储层将是后期注采开发的主要对象, 油田可以根据这一特点引导性的指导后期开发方案的调整与实施。
摘要：S区块注采开发多年, 储层非均质性强, 多年的注水开发导致目前地下剩余油分布复杂, 调整井位难定, 开发难度加大。开展区域内的储层四性关系研究, 寻找剩余油的分布规律是S区块实现稳产、增产的必要措施。
关键词：四性关系,物性,岩性,电性,剩余油
参考文献
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储层四性关系 篇2
关键词：储层特征,岩性,物性,含油性,电性
子洲油田位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡东北部。伊陕斜坡为一西倾平缓单斜, 倾角一般不到1°, 斜坡内部断层与局部构造均不发育, 但低幅度鼻状构造相对比较发育, 鼻状构造形态多不规则, 为差异压实作用形成的[1~3]。
武家湾区主要含油层系为三叠系延长组长6油层组 (长61、长62) 。沉积相研究表明, 武家湾区长6油层组主要为三角洲相沉积, 亚相为三角洲平原主要发育在长61、长62、长63砂层组, 储集层主要为分流河道砂体。本文在10口探井及开发井的地质、录井、测井、试油及化验分析资料的基础上, 分析研究区长6储层的岩性、物性、含油性与电性之间的关系, 研究成果对研究区油层的判识具有一定的指导作用。
1 储层特征
1.1 岩性特征
武家湾区长6储层岩石类型以长石细砂岩为主。根据岩石薄片、铸体薄片等资料统计, 储层砂岩中碎屑组分占90%以上, 以长石为主, 平均值为60.8%。填隙物主要为胶结物, 胶结物类型主要为硅质、长石质和绿泥石膜, 其次为水云母和铁方解石, 杂基含量极低。
1.2 物性特征
据物性分析资料统计, 长61储层孔隙度平均值为10.9%, 渗透率平均为2.32×10-3μm2;长62储层孔隙度平均值为8.8%, 平均渗透率为1.2×10-3μm2。储层主要为超低孔、超低渗储层。
储层孔隙类型以以粒间、粒内孔、长石溶孔和岩屑溶孔为主。其孔隙组合类型主要为粒间孔型和溶孔-粒间孔型;孔隙结构以中孔细喉和小孔微细喉为主要孔喉组合类型。
1.3 含油性特征
根据探井岩心录井资料统计, 研究区含油储层为主要为细砂岩, 粉砂岩、泥质砂岩和钙质砂岩不含油。
1.4 储层电性基本特征
研究区储层砂体自然伽玛低值—中值, 自然电位负异常。一般随着钙质含量增加, 声波时差降低, 电阻率升高;随着泥质含量增加, 自然电位幅度减小, 自然伽玛值升高。
2 油藏特征
2.1 油水性质
(1) 地面原油性质。
根据武家湾区10口井10个原油样品的常规分析测试结果, 武家湾区长6油层原油性质好, 具有低密度、低粘度, 沥青质含量低等特点。地面原油平均密度为0.842g/cm3, 平均粘度4.85mPa·s, 平均凝固点10.0℃。
(2) 地层原油性质。
长6油层地层原油密度为0.842g/cm3, 粘度为5.3mPa·s/50℃, 饱和压力为1.11MPa, 地层压力4.2~5.8MPa, 体积系数为1.024, 溶解系数为1.1, 气油比为13m3/m3, 地层温度32℃。
(3) 地层水性质。
武家湾区6口井油层地层水分析结果表明, 长6油层的地层水为弱酸性 (pH值=6.7) , 水型为Ca Cl2型, 反映油藏具有较好的封闭性。地层水的总矿化度为56081.3~60983.0mg/L, 平均为58280.8mg/L。
2.2 油藏类型
武家湾区长6油藏为油水同储, 无纯油层。油藏圈闭类型为受岩性控制形成的油藏, 驱动类型为弹性驱动。油水分布主要受岩性和物性控制, 鼻状构造亦具有一定控制作用。
武家湾地区油藏平均埋深约570m, 地层压力低, 均需对油层压裂改造后才可获得工业油流。根据高压物性资料统计, 油层属正常温压系统。
3“四性”关系研究
储层的“四性”关系是指储层的岩性、物性、含油性与电性之间的关系[4~5]。研究区长6油层具有低孔、低渗、低含油饱和度的特点, 这降低了测井曲线反映储层含油气的能力, 同时由于储层成岩作用强烈, 在测井响应上具有产油能力的低孔、低渗油层和非油层之间的差异有时很小, 使一些常规行之有效的解释方法失效。因而在特低渗透率储层的评价中, 储层四性关系的研究尤为重要, 只有弄清了他们之间的关系, 才能对测井资料进行正确的解释[6~7]。
3.1 岩性与电性关系
研究区长6油层岩性主要为砂泥岩储层, 由于储层岩性和砂岩颗粒的变化, 使得在电性上的反映各不相同 (图1、图2) 。
(1) 泥岩及砂质泥岩。
研究区长6地层中泥岩及砂质泥岩一般具有高自然伽玛、自然电位正异常、微电极无差异、电阻率相对偏低和高声波时差等显著特征, 纯泥岩层常常伴随着眼扩大现象。
(2) 粉砂岩及泥质砂岩。
粉砂岩及泥质砂岩声波时差在250μs/m左右, 以中高自然伽玛和中—低负异常幅度自然电位及微电极差异幅度小或无差异为特征。
(3) 细砂岩。
细砂岩是长6地层的主要含油储集体, 具有低自然伽玛、自然电位高负异常等特征, 但由于其中存在K40放射性同位素, 使部分储油砂岩自然伽玛值偏高, 而误认为泥质砂岩。
3.2 储层物性与电性关系
电测曲线对储集层性能的反映, 主要表现在自然电位及声波时差上。物性较好的储层段, 自然电位曲线为明显的负异常, 声波时差值相对较高。研究区含油砂体声波时差值为220~240μs/m, 大部分油层段声波时差值为230~240μs/m (图1、图2) 。
3.3 含油性与电性关系
长6油层组原油主要富集于物性较好的细砂岩中。由于储层相对比较致密, 油水在其中的分异程度低, 导致油层的含水饱和度较高, 皆为油水同层, 几乎无纯油层。电阻率曲线是研究区长6油层识别油水层最重要的曲线, 一般主要应用感应测井曲线识别油水层。本区长6油层电阻率变化幅度大, 含油层的深感应电阻率大致为15~50Ω·m之间, 水层感应电阻率值低, 声波时差大于220μs/m (图1、图2) 。
在应用感应测井曲线识别油水层时, 还应应用自然电位、自然伽玛、声波时差、微电极以及深中深感应电阻率等多条曲线综合判断。因为长6地层水矿化度较高 (41874.0~89122.0mg/L) , 以及泥岩层电阻高, 会导致含油层段的电阻率曲线特征不明显。
(1) 油水层。
产能达到工业油流标准 (0.3t/d) , 含油级别一般为含油或油斑。测井曲线表现为自然电位负异常, 自然伽玛低值, 电阻率中-高值, 声波时差中-高值, 微电极一般中-高值, 且具有幅度差。
(2) 干层。
产能未达到工业油流标准, 含油级别一般在油迹以下。测井曲线表现为自然电位负异常, 自然伽玛中低值, 电阻率高值, 声波时差低值, 微电极低值, 无幅度差。
(3) 水层。
产能未达到工业油流标准, 综合含水大于90%, 含油级别一般在油迹以下。电测曲线表现为自然电位负异常, 自然伽玛中低值, 电阻率低值, 声波时差中高值, 微电极低-中值, 幅度差小。
4 结论
研究区长6油层组的油、水层的测井曲线具有如下特征。
(1) 自然电位曲线 (SP) 其异常幅度大小可以判断砂岩渗透性的好坏, 能较好地划分渗透层和致密层。一般而言, 渗透性愈好, 自然电位曲线异常幅度愈大。
(2) 微电极曲线 (ML) 的两条曲线微电位和微梯度曲线的幅度差和值的大小, 反映渗透层。而且通过微电极曲线能识别出储集层中的夹层。但对于本区某些清水钻进的井, 因为没有泥饼的形成而在渗透层没有明显的幅度差。
(3) 自然伽马曲线 (GR) 能较好地反映地层的泥质含量以及砂岩颗粒的大小。砂岩愈纯, 粒级愈粗, 自然伽马值愈低;泥质含量高, 岩石颗粒细, 自然伽马值高, 纯泥岩伽马值最高。
(4) 声波时差曲线 (Δt) 能较好地反映储集层的孔隙性。储层的物性好, 其含油性也较好。致密层声波时差一般为190~240μs/m呈低值, 电阻率呈高值。
(5) 油层感应电阻率值高于水层, 而且油层深、浅电阻率幅度差小于水层。油层的深感应值一般大于16Ω·m。
参考文献
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储层四性关系 篇3
元坝气藏陆相气藏层系众多,砂岩类储层集中发育于须家河组须二段、须四段和自流井组东岳庙段、珍珠冲段,物性及含气性均较好;但总体上产能较低,产量主要受储层物性及储层改造效果影响。须二段作为主力产气层段,属于典型的致密、超致密裂缝性储层,对其进行正确科学的开发评价显得尤为重要。因此针对须二段四性特征及关系的研究能够为接下来的开发工作提供依据,最终达到对该储层高效开发的目的[1]。
1 区域地质概况
元坝地区位于四川省苍溪县南部及阆中市东北部。构造位于四川盆地川东北部,其南为川中低缓构造带北部斜坡、东为通南巴构造带西南端、北为九龙山背斜南端。川东北地区晚三叠世-侏罗纪陆相地层发育良好,地表出露地层一般为中、上侏罗统,在靠近大巴山台缘褶皱带和米仓山核部,出露了下侏罗统及其以下地层,只在向斜部分可保留有部分下白垩统地层。元坝地区须家河组为一套三角洲沉积体系,沉积厚度在450～650 m之间,须二段主要以三角洲前缘的水下分流河道和河口坝为主[2]。整个层段可分为上、中、下三个亚段,其中上、下亚段为砂岩段,中亚段为局部夹黑色煤线泥岩段。
2 储层四性特征
2.1 岩性特征
利用偏光显微镜对可以岩石薄片进行矿物成分及其光学特性的测定。本次研究区研究目的层为须二段。根据本地区取心情况,选取了本研究区钻遇该目的层位的取心井共计16口,根据取心井岩石薄片鉴定结果我们可以得知,元坝须二段储层以细～中粒岩屑砂岩、岩屑石英砂岩为主,其次含部分长石岩屑砂岩(图1),含有部分泥岩,局部夹黑色煤线。其中长石以钾长石为主,其次为斜长石。岩屑为主要以沉积岩的碳酸盐岩、粉砂岩为主,其次为粘土岩、灰屑、石英砂、千枚岩,偶见喷出岩。岩石颗粒多以细-中粒为主,颗粒分选性普遍中等偏好,部分分选性为好,极少为较差。砂岩颗粒大小均匀,多以细-中粒为主。磨圆度以次棱角为主。以孔隙-接触式胶结为主,部分为孔隙式胶结。接触关系以点-线式接触为主,部分为点式接触。胶结物以方解石为主,含少量白云石。
2.2 物性特征
利用氦气法孔隙度与渗透率联合测量仪可以得到岩心氦气孔隙度与岩心渗透率,须二段岩心氦气孔隙度测试报告与岩心渗透率分析测试报告表明,须二段储层非均质性强,孔隙度渗透率分布范围大,整体呈现出致密储层特征(表1)。从表1可以看出,须二下亚段的储层物性最好,孔隙度与渗透率平均值都较上下亚段高,由于受裂缝影响,数值分布范围较广。
根据恒压压汞仪得到的岩心压汞测试资料可以看出,元坝须二段孔隙结构特征表现为:均值大、略细-细歪度、分选较差、孔喉大小非均质性较强。储集空间类型按成因可分为次生溶孔、原始残余粒间孔和裂缝三大类。次生溶孔可分为粒间溶孔、粒内溶孔、铸模孔、晶间微孔隙。其中以粒间溶孔、粒内溶孔、残余粒间孔为主要的储集空间,局部发育裂缝,储集空间类型为孔隙型与裂缝—孔隙型。整体上随着孔隙度增加,渗透率有变大的趋势,但孔隙度与渗透率关系的相关性不是很大(见图2),由岩石薄片鉴定推测是这一现象是由于储层裂缝的发育造成的[3]。
2.3 含气特征
在录井的过程中从安置在振动筛前的脱气器可获得从井底返回的钻井液所携带的气体,从而对其进行组分和含量的检测和编录。须二段的三个亚段的气测录井结果均有烃类显示,气测显示全烃值在1.054—35.951%之间,个别井段全烃值达到90%以上。须二段的含气级别可以分为气层,差气层,含气层,气水同层和水层。由于物性较须二段上亚段与中亚段好,须二段主力储层为下亚段。元坝22井于2011年9月9日针对须二段下亚段进行了射孔测试,射孔层段为须二段下亚段,在油压24.6 MPa、19.3 MPa下分别获得具有工业气流的15.81×104 m3/d、20.56×104 m3/d测试产量。
2.4 电性特征
测井曲线可以综合反映储层的岩性,物性及含油气性。研究区绝大多数井都进行了利用Eclips—5700测井仪器进行了包括自然伽玛、自然电位、声波时差、补偿中子、补偿密度、深浅双侧向等常规和综合测井项目,测井原始数据需要进行深度、环境校正及标准化后进行分析。须二段主要为陆相砂岩储层,并含有泥岩及少量煤层。砂岩储层呈低—中等自然伽马,一般为36～95 API,由于岩性的不同存在差异,粗砂岩的自然放射性低,中砂岩和细砂岩的自然放射性略高,粉砂岩的自然放射性最高,可达75 API以上;中等—较高声波时差,一般为60～75 μs/ft;低—中等电阻,一般16～295 Ω·m,电阻太高则可能为钙质胶结砂岩或含碳质过重的砂岩。煤层呈高孔隙度特征,通常纯煤的密度测值低于2.0 g/cm3,高阶煤可达1.2～1.5 g/cm3,补偿中子一般大于60%,声波时差大于120 μs/ft,相应地,电阻率值较高,自然放射性低,但随着泥质含量的增加电阻率值将有所降低,与此同时,自然伽马也将有所增加,泥岩和煤层有着相似的测井特征,但低密度与高自然伽马是区分二者的重要线索[4] 。
3 四性关系
3.1 岩性与物性关系
岩性是决定物性的重要因素,结合岩石薄片鉴定与物性报告,进行岩性与孔渗关系研究。物性主要由孔隙度与渗透率决定,颗粒的粒度,岩石类型,颗粒分选、杂基和胶结物的成分及含量对储层岩石的孔隙度和渗透率均存在影响[5]。结果表明,随着岩屑含量的增加,储层孔渗有变差的趋势(图3),而随着石英含量的增加,其孔隙度和渗透率有增加的趋势(图4)。填隙物中对物性主要影响因素是方解石含量,如图5所示,随着方解石含量的增加,须二段岩石孔隙度和渗透率普遍降低。由图3—图5可以看出,岩屑变化对孔隙度变化的影响更大。
3.2 物性岩性与含气性关系
须二段储层主要为致密碎屑岩储层,物性与含气性有着密切的关系,随着物性变好,含气性也相应有所增加。参照川东北40余口井的研究资料及勘探南方分公司研究院研究成果,按孔隙度大小、渗透率高低将元坝须二段储层分为四类(表2)。须二段储层以岩屑砂岩与岩屑石英砂岩为主,夹薄-厚层灰黑、 黑灰色泥、 页岩。另外须二段发育一些煤层,煤层也有少量烃类指示,煤层上下的砂岩储集层为天然气的有利聚集层段。
3.3 电性与岩性物性关系
在须二段上亚段,砂岩段自然伽马曲线呈平缓低值,局部泥岩导致峰状高值。深、浅侧向电阻率曲线呈平缓中阻,局部呈“尖齿状”高阻。泥岩自然伽马值在60～100 API,侧向电阻率值在33～150 Ω·m。砂岩自然伽马值在45～65 API之间,侧向电阻率值在22～10 000 Ω·m之间。中亚段自然伽马曲线呈齿状高值,局部夹指状低值,深、浅侧向电阻率曲线呈波状中值。泥岩自然伽马值在55～150 API,侧向电阻率值多在21～121 Ω·m左右。砂岩自然伽马值在40～65 API之间,侧向电阻率值多在49～330 Ω·m之间。下亚段自然伽马曲线呈“小齿状”低值,局部呈“齿化箱状”低值。深、浅侧向电阻率曲线呈“波状”中阻起伏较小。泥岩自然伽马值在66～110 API之间,侧向电阻率值在26～153 Ω·m之间。砂岩自然伽马值在43～65 API之间,侧向电阻率值多在9～525 Ω·m之间。
另外随着砂岩中石英含量越多,自然伽玛越低,而随着灰质含量增大,在电性上反映为自然伽玛降低、声波时差、补偿中子降低、密度和电阻增大。物性与电性有一定的对应关系,随着物性变好,密度测井值、双侧向电阻率测井值有变小的趋势,而声波测井与中子测井值有增大的趋势(图6)。
3.4 含气性与电性关系
常见气层电性特征为中子测井值变小, 电阻率及声波测井值增大并出现周波跳跃现象。元坝区块陆相储层属典型的致密、超致密裂缝性储层,这类储层由于自身速度并没有很大的变化,因此小幅度的声波时差变化是含气重要依据。而且由于地层极致密,补偿中子的“挖掘效应”特征不很明显,并且补偿中子较致密围岩升高[6]。相较而言,地层电阻率是判断流体性质的一个很重要的特征。当储层含水时,双侧向电阻率会出现低值,而且当储层含气时,在孔隙及裂缝发育的气层段,双侧向电阻率会低于较致密含气层段数值[7]。
由前文描述可知根据储层物性可以将元坝须二段产气层段分为含气层,差气层,气层,利用测井Archie公式可以计算出含水饱和度,计算方法如下:
式中:Sw—含水饱和度,小数;
Rw—地层水电阻率,Ω·m;
POR—储层孔隙度,小数;
m、a—岩石胶结指数、与岩性有关的岩性系数;
n、b—饱和度指数、与岩性有关的常数。
产水层段根据含水饱和度分出气水同层与水层,气水同层一般含水饱和度在40%—60%之间,水层含水饱和度大于85%。各个产层与电性大致关系如下:
一般来说,元坝须二段气层声波时差一般大于66 μs/m,补偿中子一般为7%—10%,电阻率在40—80 Ω·m之间;对于差气层,声波时差一般为60—66 μs/m,补偿中子一般在5%—7%之间,电阻率在55—300 Ω·m之间;含气层声波时差一般大于58—67 μs/m之间,补偿中子在5%—7%之间,电阻率在65—300 Ω·m之间;气水同层声波时差一般为60—70,中子测井5%—12%之间,电阻率一般为20—65 Ω·m;水层声波时差小于60 μs/m,补偿中子小于5%,电阻率小于24 Ω·m,对于裂缝发育层段,由于泥浆侵入等原因,可能会造成中子测井值增大及电阻率测井值减小。
不仅直接的电性特征可以反映含气级别,以测井得到的电性参数为基础的反映地层含气级别的方法还有很多,例如用利用声波-中子交会得到的测井孔隙度与Archie公式得到的含水饱和度交会图[8]。依据Archie经典公式,可以发现,当束缚水的饱和度与孔隙度近似单边双曲线关系,说明地层水处于束缚状态,该层为气层,反之为气水同层或水层(图7,图8)。另外还有基于声波密度与中子测井的三孔隙度法、 利用深测向电阻率与孔隙度测井的P1/2正态概率法等基于储层电性特征判别其含气性的方法在元坝须二段储层的含气级别判断上都有很重要的参考作用。
4 结论
元坝须二段储层为典型致密、超致密裂缝型储层,主要以细～中粒岩屑砂岩、岩屑石英砂岩为主。储层在须二下亚段较发育,物性较好,同时受裂缝影响较大。储层主要以粒间溶孔、粒内溶孔、残余粒间孔为主要的储集空间,局部发育裂缝,须二段下亚段是主力产气层段。
对于须二致密储层,物性好坏对含气丰度有很大影响,而同时储层岩石的成分结构对物性,特别是孔隙度的大小起到一定作用。电性特征是判断储层的重要依据,在致密储层的地质背景下,有很多常见的电性参数反映的储层特征并不明显,其中电阻率对储层含气级别划分起到很大作用,同时可以利用多种解释方法将电性参数进行加工,可以更有效地对储层含气性进行评价。
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