孔隙度分布趨勢曲線確定歧北深層氣孔隙度下限方法研究

劉偉興，尹玲玲，楊鈺，胡瑨男，周素彥，唐鹿鹿

（1．大港油田公司勘探開發(fā)研究院，天津300280；2．中國石油集團渤海鉆探工程有限公司第一錄井公司，天津300457）

0 引 言

歧北多階撓曲斜坡受基底及地層差異沉降控制，自西向東發(fā)育高、中、低三級斜坡。近幾年深層氣勘探取得了重要突破，根據(jù)少量鉆井取心資料分析認為，中、低斜坡區(qū)沙河街組主要為辮狀河三角洲沉積，包括河口壩和水下分支水道2種微相砂體埋深大于4000m的儲層為凝析氣層。但是，不同區(qū)塊因砂體內(nèi)部結(jié)構(gòu)和儲層物性非均質(zhì)性的變化，各區(qū)塊的試油效果不同，個別區(qū)塊由于整層和多層組合射孔試油壓裂情況下呈現(xiàn)多相流體同出的現(xiàn)象，儲層孔隙度下限的研究和識別有效儲層對準(zhǔn)確評價深層氣層顯得十分必要。在巖心資料有限的條件下，通過對不同微相儲層測井孔隙度分布趨勢的研究，確定了歧口深層氣儲層孔隙度下限，選擇高于孔隙度下限的有效儲層進行試油，獲得了較好的地質(zhì)效果。

1 儲層特征

1．1 巖石學(xué)特征

根據(jù)中、低斜坡區(qū)鉆井取心巖石薄片分析，沙三段巖石類型以巖屑長石細砂巖、中砂巖為主，其次為粉細或中細長石巖屑砂巖。成分成熟度較低，風(fēng)化程度中等，分選性中－好，顆粒磨圓度以次尖－次圓為主，接觸關(guān)系為點－線、線接觸，同時可見石英加大邊，表明儲層壓實作用明顯。膠結(jié)類型為孔隙式、孔隙－接觸式，結(jié)構(gòu)成熟度較低，膠結(jié)物以方解石為主，含量為3%～12%，其次為泥質(zhì)（見表1），膠結(jié)物的發(fā)育對儲層起到了降低孔隙度的作用。

表1 歧北中、低斜坡沙三段巖石薄片鑒定

1．2 物性特征

受巖石成分、沉積微相、埋藏深度、成巖作用等多因素的共同影響，沙三段儲層巖心孔隙度在1．4%～11．2%之間，平均為5．7%，主要集中在5%～10%之間，占樣品總數(shù)的63．4%；滲透率在0．07～0．56mD＊非法定計量單位，1mD＝9．87×10－4μm2，下同之間，在0．1～1mD的樣品數(shù)占總樣品數(shù)58．3%，由此可知，歧口凹陷中、低斜坡區(qū)沙三段為特低孔隙度超低滲透率儲層。

2 測井特征

該區(qū)各井儲層自然伽馬普遍在33～60API，自然電位偏轉(zhuǎn)幅度較大，與自然伽馬相對幅度成正比關(guān)系，反映了垂向上不同儲層顆粒粗細、顆粒分異程度、泥質(zhì)含量高低、滲透性好壞的差異性。補償中子和補償密度孔隙度曲線重疊后，氣層均有一定的挖掘效應(yīng)現(xiàn)象；挖掘效應(yīng)的強弱與儲層顆粒粗細密切相關(guān)，儲層自然伽馬數(shù)值越低、自然電位偏轉(zhuǎn)幅度越大、物性越好，挖掘效應(yīng)越明顯。由于氣層埋藏深度較大，受壓實作用和成巖作用的影響，天然氣對聲波速度的影響普遍較小，但是，在A井的151號層也出現(xiàn)了一定的周波跳躍現(xiàn)象。儲層電阻率是巖性、物性、含氣性的綜合反映，在該區(qū)儲層電阻率與自然伽馬相對幅度、自然電位偏轉(zhuǎn)幅度、天然氣的挖掘效應(yīng)成正比關(guān)系，即儲層自然伽馬越低、自然電位偏轉(zhuǎn)幅度越大，挖掘效應(yīng)越明顯，儲層電阻率越高。核磁共振測井T2譜與儲層自然伽馬、自然電位、孔隙度亦有較好的相關(guān)性，自然伽馬低、自然電位偏轉(zhuǎn)幅度大、孔隙度高的優(yōu)勢儲層對應(yīng)的T2譜一般為單峰。相反，泥質(zhì)重、巖性細的儲層T2譜以雙峰為主［1］，這些測井特征為深層氣儲層孔隙度下限的確定與評價奠定了基礎(chǔ)。

3 孔隙度分布趨勢方法研究

3．1 孔隙度分布趨勢方法確定孔隙度下限理論基礎(chǔ)

在同一沉積體系內(nèi)沉積能量相近的儲層，其孔隙度分布具有大致相同的趨勢，這是利用孔隙度分布趨勢研究儲層孔隙度下限的地質(zhì)基礎(chǔ)。

在研究區(qū)各井測井資料標(biāo)準(zhǔn)化的基礎(chǔ)上，利用測井資料計算主要相帶儲層孔隙度和累計孔隙度貢獻值，繪制累計孔隙度貢獻值和孔隙度分布趨勢曲線。φiHi表示采樣間距內(nèi)儲層的儲集能力，ΣφiHi表示儲層總的儲集能力?？紫抖蓉暙I值和累計孔隙度貢獻值計算公式分別表示為式中，φi為孔隙度數(shù)值，%；Σφi為孔隙度累計數(shù)值，%；Hi為采樣間距，m；Vφi為孔隙度貢獻值，%；Wφi為累計孔隙度貢獻值，%。

圖1為巖心資料繪制的孔隙度分布趨勢曲線和孔隙度累計貢獻值曲線，孔隙度分布趨勢曲線由多段式構(gòu)成，各段斜率不同，相同斜率的孔隙度數(shù)據(jù)組代表孔隙結(jié)構(gòu)相近的孔隙體積系統(tǒng)，相鄰孔隙體積系統(tǒng)之間均存在斜率截點。每個截點對應(yīng)的累計孔隙度貢獻曲線數(shù)值，代表小于這個孔隙度體積系統(tǒng)的累計貢獻值；與之對應(yīng)的2個相鄰截點之間孔隙度累計貢獻差值代表同一斜率孔隙體積系統(tǒng)占各個系統(tǒng)之和的貢獻值［2］，這是孔隙度分布趨勢曲線確定孔隙度下限的理論基礎(chǔ)。

圖1 辮狀河三角洲巖心孔隙度分布趨勢圖

3．2 孔隙度下限研究

圖2、圖3分別為水下分支水道和河口壩2種砂體的孔隙度分布趨勢與累計孔隙度貢獻值曲線，二者孔隙度分布趨勢曲線大致相同，均為五段式構(gòu)成，即儲層由5個孔隙體積系統(tǒng)組成，每段對應(yīng)的橫坐標(biāo)代表孔隙度區(qū)間不同的孔隙體積系統(tǒng)。a、b、c各段斜率由平緩漸變?yōu)檩^陡過渡為最陡，從d段開始，斜率相對c段變緩，e段較d段更為平緩，c段和d段斜率的截點是a、b、c段和d、e段宏觀上明顯不同的2個大的孔隙體積系統(tǒng)的分界線，即2種砂體的共同截點是孔隙度等于7%，亦是代表每種砂體有效儲層和無效儲層的分界線。以此作為辮狀河三角洲儲層孔隙度下限值，水下分支水道有效砂體孔隙度累計貢獻值為75．31%，河口壩有效砂體孔隙度累計貢獻值為67．08%，由此可以看出，深層的辮狀河三角洲水下分支水道砂體的貢獻值高于河口壩砂體。主要差別表現(xiàn)為，水下分支水道砂體頂?shù)拙鶠橥蛔兘佑|關(guān)系，砂體內(nèi)部顆粒粗細相對均一，物性相對均一，在孔隙度分布趨勢曲線上d段數(shù)據(jù)點占比較低；河口壩砂體頂部為突變接觸關(guān)系，下部為漸變接觸關(guān)系，砂體內(nèi)部由下而上顆粒由細變粗，漸變段厚度占砂體厚度1／3左右，與累計孔隙度貢獻值比較吻合，在孔隙度分布趨勢曲線上d段數(shù)據(jù)點占比較高，而且數(shù)據(jù)點數(shù)量遠高于水下分支水道砂體孔隙度分布趨勢曲線d段的數(shù)量。

從2種砂體沉積方式的差異和孔隙度分布趨勢曲線共同截點對應(yīng)的貢獻值差異分析看，水下分支水道砂體無效儲層占1／4左右，河口壩砂體無效儲層占1／3左右，與同類型的低孔隙度超低滲透率儲層所占無效儲層的比例較吻合，因此，應(yīng)用測井孔隙度分布趨勢方法確定深層儲層孔隙度下限是可行的。

圖2 水下分支水道砂體孔隙度分布趨勢圖

圖3 河口壩砂體孔隙度分布趨勢圖

4 孔隙度下限準(zhǔn)確性檢驗

4．1 經(jīng)驗統(tǒng)計法

以巖心分析孔隙度、滲透率資料為基礎(chǔ)，采用以低孔隙度低滲透率儲層累計儲滲能力丟失占總累積的5%左右為界限的一種累計頻率統(tǒng)計法［3－6］。

利用歧北深層巖心的物性數(shù)據(jù)繪制了滲透率、孔隙度頻率分布、累積頻率、累計能力丟失曲線（見圖4、圖5），按產(chǎn)油能力丟失5%為下限確定滲透率下限值為0．1mD，根據(jù)孔隙度滲透率關(guān)系對應(yīng)的孔隙度下限值為7%，其孔隙度樣品丟失率為20．8%，滲透率樣品丟失率為12．5%，儲油能力丟失11．9%，產(chǎn)油能力丟失5%。因此，以孔隙度7%、滲透率0．1mD為下限值可以認為確定的下限值是合適的。

圖4 孔隙度儲油能力丟失頻率直方圖

圖5 滲透率產(chǎn)油能力丟失頻率直方圖

4．2 壓汞參數(shù)法

壓汞參數(shù)法是利用排驅(qū)壓力與巖石滲透率和孔隙度與滲透率的關(guān)系確定孔隙度下限值的一種統(tǒng)計方法［3］。排驅(qū)壓力與巖石滲透率關(guān)系明顯，滲透率高的巖樣，排驅(qū)壓力值低；滲透率低的巖樣，排驅(qū)壓力值高。歧北深層巖樣排驅(qū)壓力與滲透率呈明顯的負相關(guān)關(guān)系，以滲透率0．1mD和排驅(qū)壓力6．2MPa為拐點，小于拐點，排驅(qū)壓力迅速增大，由此可以確認滲透率下限為0．1mD。再依據(jù)孔滲關(guān)系確定孔隙度下限為7．2%。

4．3 電性圖版法

采用歧北深層重點探井試油數(shù)據(jù)建立了視地層水電阻率與補償密度和補償中子交會孔隙度圖版。氣層主要分布在視地層水電阻率大于0．38Ω·m和孔隙度大于7%的區(qū)域內(nèi)，干層孔隙度小于7%，氣水同層、含氣水層視地層水電阻率低于0．38Ω·m和孔隙度大于7%（見圖6），因此，確定孔隙度下限為7%。

圖6 歧北深層電性圖版

孔隙度分布趨勢法、經(jīng)驗統(tǒng)計法、壓汞法及電性圖版法確定的孔隙度下限雖然有所差別，但各種方法確定的孔隙度下限誤差很小，檢驗了測井孔隙度分布趨勢方法確定孔隙度下限的可行性和準(zhǔn)確性。

5 效果檢驗

分析A井多相流體同出的原因認為，水下分支水道砂體頂?shù)拙鶠橥蛔兘佑|關(guān)系，砂體內(nèi)部顆粒粗細相對均一，物性均一，挖掘效應(yīng)明顯，顯然，151號層是主力產(chǎn)氣層。河口壩砂體頂部為突變接觸關(guān)系，下部為漸變接觸關(guān)系，砂體內(nèi)部由下而上顆粒由細變粗，漸變段厚度占砂體厚度1／3左右，與孔隙度累計貢獻值比較吻合。例如146號層下部中子孔隙度高于密度孔隙度，說明巖性顆粒細、泥質(zhì)含量重，孔隙結(jié)構(gòu)復(fù)雜，以小孔細喉為主，孔隙空間為束縛水占有，而且沒有氣體挖掘效應(yīng)現(xiàn)象。漸變段孔隙度雖然低于孔隙度下限值7%，但是，比較接近下限值；另外，中高自然伽馬非優(yōu)勢相帶的薄層孔隙度一般在6%左右。這樣就形成層內(nèi)有效儲層與高束縛水飽和度過渡層疊置和層間有效儲層與高束縛水飽和度過渡層互層的組合樣式。水下分支水道與河口壩砂體一起射孔試油壓裂后，河口壩漸變段和部分薄層的束縛水改變?yōu)樽杂伤疇顟B(tài)，是導(dǎo)致多相流體同出的主要原因。

圖7 B井常規(guī)測井成果圖

為了驗證這個觀點，選擇了儲層相帶、孔隙度、挖掘效應(yīng)與A井基本相同的B井進行試油層的分析與優(yōu)化（見圖7）。圖7中第155、157號層分別為水下分支水道和河口壩砂體，河口壩漸變段亦占砂體厚度1／3左右，但是，漸變段密度孔隙度幾乎為0，分支水道砂體內(nèi)部夾層孔隙度小于4%，基于此分析，對155、157號層進行試油，日產(chǎn)氣遠高于工業(yè)油氣流標(biāo)準(zhǔn)，而且無水。因此，針對深層氣層評價，深層氣儲層孔隙度下限的確定是前提，選擇夾層、漸變段孔隙度較低和儲層孔隙度較高、挖掘效應(yīng)明顯的優(yōu)勢儲層進行試油是成功的關(guān)鍵。

6 結(jié) 論

（1）在測井資料標(biāo)準(zhǔn)化的基礎(chǔ)上和巖心資料有限的前提下，采用孔隙度分布趨勢方法確定深層氣儲層孔隙度下限，經(jīng)過經(jīng)驗統(tǒng)計法等多種確定儲層孔隙度下限方法的檢驗表明是較為準(zhǔn)確的。測井孔隙度分布趨勢方法簡便易行，在歧口凹陷深層多個區(qū)塊和板橋次陷深層應(yīng)用效果較好。

（2）通過深層儲層孔隙度下限的研究，可以有效識別深層氣層，劃分有效氣層厚度，指導(dǎo)優(yōu)選分支水道夾層、河口壩漸變段孔隙度遠低于孔隙度下限值的優(yōu)勢儲層進行試油。

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