印尼K區(qū)塊中下侏羅統(tǒng)儲層流動單元研究

宋俊朋,張立強

(中國石油大學(華東) 地球科學與技術(shù)學院,山東 青島 266580)

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印尼K區(qū)塊中下侏羅統(tǒng)儲層流動單元研究

宋俊朋,張立強

(中國石油大學(華東) 地球科學與技術(shù)學院,山東 青島 266580)

以印尼K區(qū)塊R組海相砂巖儲層為研究對象,結(jié)合國內(nèi)外流動單元研究現(xiàn)狀,分析了巖心、測井和儲層物性等,對R組儲層流動單元的劃分、特征、控制因素等進行了研究。分析結(jié)果表明:采用FZI法可將印尼K區(qū)塊R組劃分為7種流動單元類型,不同流動單元物性差別較大,其中HFU-6和HFU-7是研究區(qū)最有利流動單元類型。通過對工區(qū)數(shù)據(jù)分析可知,工區(qū)流動單元受沉積環(huán)境和成巖作用的影響較大,在區(qū)域上,工區(qū)從南向北有利流動單元分布厚度逐漸增大。

R組；流動單元；FZI；儲層物性；沉積環(huán)境

流動單元概念最早是由Hearn等[1]于1984年提出的,是一種著眼于建立孔喉非均質(zhì)模型的新方法,其把地質(zhì)和工程方法聯(lián)系在一起,為認識地下油藏的非均質(zhì)性提供了有效的手段[2]。自此概念提出以來,很多學者采用這一概念開展油氣藏地質(zhì)表征研究,隨后很多學者對此概念進行了不同的描述:最早提出的流動單元是指垂向上及側(cè)向上連續(xù),具有相似滲透率、孔隙度及層面特征的儲集帶；Ebanks[3]認為,流動單元為垂向上及側(cè)向上連續(xù),影響流體流動的巖石地質(zhì)、物理性質(zhì)相似的儲集巖體；Emmanuel等[4]認為,流動單元是給定巖石中水力特征相似的層段；在國內(nèi),裘亦楠等[5]、焦養(yǎng)泉等[6]、穆龍新等[7]分別對其進行了研究和應用,并給出了適用于陸相油層研究的流動單元概念。實質(zhì)上,流動單元是從宏觀到微觀的不同級次上的、垂向及側(cè)向上連續(xù)的、影響流體流動的巖相特征和流體滲流特征相似的相對均質(zhì)的儲集單元[8]。

印尼K區(qū)塊R組儲層內(nèi)部非均質(zhì)的存在是劃分流動單元的主要原因,在縱向及橫向上,儲集層物性和流動性存在較大的差異。通過劃分不同流動單元來研究儲層非均質(zhì)性特征,進而指導油田開發(fā)和剩余油的分布預測。

1 工區(qū)地質(zhì)概況

1.1 工區(qū)位置及沉積環(huán)境特征

K區(qū)塊位于印尼西巴布亞省北部,其北面和西面為塞蘭海。該區(qū)海拔為0～50 m,工區(qū)南北長約115 km,東西寬約60 km,面積約4 000 km2。構(gòu)造上隸屬于賓杜里盆地的次級構(gòu)造帶,形成于走滑-擠壓的區(qū)域構(gòu)造應力場背景。主要目的層為侏羅系R組,發(fā)育濱岸相環(huán)境,主要為前濱和臨濱亞相,同時可見少量陸棚-過渡帶沉積。顆粒分選較好,以次圓狀、次圓狀-次棱角狀為主,結(jié)構(gòu)成熟度較高。

1.2 儲層特征

R組主要為前濱和上臨濱亞相沉積,巖石類型以石英砂巖為主,含灰質(zhì)砂巖、白云質(zhì)砂巖和含菱鐵礦砂巖等,石英含量平均為87.1%,方解石集中在A-1X井附近,約36%,其次含少量粘土、鉀長石、菱鐵礦等礦物。鏡下分析可知,膠結(jié)類型以硅質(zhì)膠結(jié)為主,次為方解石、白云石和泥質(zhì)膠結(jié),顆粒以點/面接觸為主,含少量點/線接觸?？紫额愋鸵栽紫稙橹?含部分粒間及粒內(nèi)溶蝕孔隙,巖心上可見裂縫發(fā)育?？紫抖绕骄植荚?0～12%之間,滲透率平均分布在10～100 md之間,由此可知儲層具有較好的儲集性能,A井區(qū)主要為中低孔中滲儲層。

2 流動單元劃分

2.1 特征參數(shù)分析

流動單元(HFU,hydraulic flow unit)是儲層中客觀存在的儲層單元體,對HFU的研究離不開巖心資料的分析,結(jié)合Kozeny-Carman公式,如果滲透率K以10-3μm2為單位,可以定義如下參數(shù)[9]:

儲層質(zhì)量指標為

(1)

標準化孔隙度指標為

Φz=Φe/(1-Φe);

(2)

流動層帶指標為

FZI=RQI/ΦZ;

(3)

相對孔隙度指標為

(4)其中:RQI為油藏品質(zhì)指數(shù)(μm)；Φe為有效孔隙度(小數(shù))；Φz為標準化孔隙度指標(無因次)；FZI為流動層帶指數(shù)(μm)；ΦR為相對孔隙度指標(小數(shù))。

方程(3)兩邊取對數(shù),可得

log RQI=log ?Z+log FZI。

(5)

由式(5)可知,在RQI與Φz雙對數(shù)交會圖上,具有相同或相近FZI值的樣品點將落在同一直線上,具有不同F(xiàn)ZI值的樣品點將落在相互平行的直線上[10]。眾所周知,FZI值相同或相近的樣品具有相同的孔喉特征,應歸為同一個流動單元。

2.2 方法選取

流動單元的研究方法多樣,不同學者提出了多種研究方法,有孔隙幾何形狀分析法[11,12]、流動層帶指數(shù)法[13-15]、多參數(shù)分析法[16-18]、生產(chǎn)動態(tài)資料法[19]及沉積巖相分析法等。結(jié)合工區(qū)物性特征,主要選取儲層巖性-物性劃分法和流動層帶指數(shù)法對R組流動單元進行劃分,綜合兩種方法的優(yōu)缺點,并選取多個流動單元指標參數(shù)進行分析,以提高流動單元劃分精度,考慮工區(qū)實際,選用孔隙度Φ、滲透率K、孔喉半徑R35、油藏品質(zhì)指數(shù)RQI、流動層帶指標FZI、標準化孔隙度指標ΦZ及相對孔隙度指標7個參數(shù)對流動單元進行定量劃分。

2.3 流動單元類型劃分

選取4口井中236個樣品點的取芯分析資料進行流動單元的劃分,利用孔隙度、滲透率數(shù)據(jù),計算各樣品點的ΦZ、RQI、FZI、ΦR及R35,并將數(shù)據(jù)進行正態(tài)概率分布處理。通常情況下,在正態(tài)概率分布函數(shù)圖中,同一類型樣品點分布表現(xiàn)為沿一條直線分布的特征,而不同類型樣品點由于具有不同的概率分布函數(shù),因此在正態(tài)分布函數(shù)圖上表現(xiàn)為斜率不同的直線段[20-22]。

結(jié)合工區(qū)特征,繪制流動層帶指標FZI累計概率關(guān)系圖(見圖1)。從圖1可以看出,流動層帶指標具有7種以上正態(tài)分布規(guī)律,因此可將R組劃分出7類不同的流動單元,直線交叉點對應的值應該為該流動單元FZI的截止點。

圖1 R組儲層FZI概率分布曲線Fig.1 FZI probability distribution curve of R group reservoir

通過孔隙體積和顆粒體積之比(ΦZ)與油藏品質(zhì)指數(shù)(RQI)關(guān)系圖(見圖2)可以看出,劃分的7種流動單元對應的流動層帶指標(FZI)不同,流動層帶指標大致范圍是0.1～26.7。觀察圖2可知,同一流動單元對應的樣品點落在斜率為1的一條直線上,不同類型流動單元的樣品點落在相互平行的直線上,與縱軸的截距為logFZI[21]。而同一直線上的樣品點具有相似的孔喉特征,從而可以組合為一個流動單元,對于不同的流動單元,其FZI值差別較大。

圖2 R組儲層FZI分類Fig.2 FZI classificationof R group reservoir

根據(jù)RQI與ΦZ的關(guān)系(見圖2)可劃分出7種流動單元類型,并結(jié)合FZI累計概率圖,綜合考慮巖性和物性特征,在聚類分析的基礎(chǔ)上,對各流動單元的分界線進行調(diào)整,可確定不同流動單元的FZI分界值:0.55、1、2.7、5、8和12.5,見圖3。由此對各流動單元特征參數(shù)進行匯總分析,可得不同流動單元類型的特征參數(shù)分布特征,見表1。對不同流動單元對應的特征參數(shù)(Φz、RQI、FZI及ΦR)平均值進行分析,見圖4。觀察圖4可知其流動層帶指數(shù)差別較大,因此,利用FZI值可將不同流動單元很好地區(qū)分開,這也直接證明本次利用流動層帶指數(shù)法劃分流動單元的合理性。

圖3 R組儲層滲透率與FZI值的關(guān)系Fig.3 Relationship between permeability of R group reservoir and FZI value

流動單元類型ФeK/10-3μm2ФzFZI/μmRQI/μmR35/μmHFU-1分布范圍0．035～0．1180．011～0．5780．036～0．134≤0．550．018～0．070．127～0．464平均值0．0790．1710．0870．0400．273HFU-2分布范圍0．038～0．1310．045～1．910．039～0．150．55

圖4 R組特征參數(shù)均值分布Fig.4 Characteristic parameter mean distribution curve of R group reservoir

結(jié)合流動單元劃分結(jié)果,繪制研究區(qū)取芯樣品點的孔隙度和滲透率交匯圖,并與利用Winland公式計算出來的孔喉半徑(R35)數(shù)據(jù)進行疊合,見圖5。觀察圖5可知,每種類型流動單元對應的孔隙喉道半徑有明顯的區(qū)間:Ⅰ類流動單元R35<0.5 μm,屬微孔喉；Ⅱ類流動單元R35為0.5～2.0 μm,屬中孔喉；Ⅲ類流動單元R35為2.0～10.0 μm,屬大孔喉；Ⅳ類流動單元R35>10.0 μm,屬巨孔喉。與流動層帶指數(shù)(FZI)法的劃分結(jié)果進行對比可知,兩種方法劃分的流動單元類型吻合較好,這進一步說明FZI法完全符合本研究區(qū)的儲層特征。

3 利用流動單元進行儲層評價

由流動單元定義可知,不同流動單元具有不同的滲流特征,其主要差異性表現(xiàn)在巖性、物性等方面,結(jié)合鉆井、錄井及鏡下薄片觀察和XRD礦物成分分析,對各種流動單元特征進行歸納總結(jié)。

Ⅰ類流動單元(HFU-1和HFU-2):研究區(qū)內(nèi)最差類型,巖性以細粒石英砂巖和次長石砂巖為主；物性相對較差,孔隙度平均為0.086；滲透率平均為4.45×10-4μm2；R35平均為0.429 μm,為微孔喉類型；流動層帶指數(shù)一般小于1。鏡下觀察可知,顆粒較細,分選差到中等,顆粒以點面接觸為主,雜基支撐；受石英加大、鐵白云石膠結(jié)和壓實作用的綜合影響,孔隙空間較小,僅流動單元2具可視孔隙,平均為7.6%；其中流動單元1在菱鐵礦和白云質(zhì)膠結(jié)物等的影響下,鏡下基本看不到孔隙空間。由XRD礦物分析可知,石英含量平均為80.95%,粘土含量可高達9.8%,其次還含鉀長石、菱鐵礦及部分鐵白云石等礦物,在該研究區(qū)為非儲層。

圖5 K區(qū)塊R組儲層孔隙度和滲透率關(guān)系Fig.5 Relationship between permeability and porosity of R group reservoir in K Block

Ⅱ類流動單元(HFU-3):研究區(qū)內(nèi)差到中等的類型,分布較少,巖性以石英砂巖為主,含部分白云質(zhì)砂巖；物性差到中等,孔隙度平均為0.093；滲透率平均為4.617×10-3μm2；孔喉半徑平均為1.689 μm,為中孔喉型；FZI一般在1～2.7之間。鏡下觀察可知,顆粒中等-粗,分選中等-好,次棱角-次磨圓,顆粒以點面和線接觸為主。以壓實作用和石英次生加大為主,含部分鐵白云石膠結(jié),孔隙類型有原生孔隙(5.4%)和次生孔隙(4.2%)。由XRD分析可知,石英達90.69%,含部分粘土(3.84%)和鐵白云石(3.41%)及少量鉀長石等礦物,為該區(qū)較差的儲層類型。

Ⅲ類流動單元(HFU-4和HFU-5):研究區(qū)內(nèi)中等的流動單元,主要分布在4 240 m以下,巖性以石英砂巖為主；物性中等,孔隙度平均為0.102；滲透率平均為4.410 4×10-2μm2；R35均值為6.084 μm,為大孔喉流動單元；FZI一般分布在2.7～8.0之間。鏡下觀察可知,顆粒中等-粗,分選中等-好,次棱角-次磨圓,以點面接觸為主,部分為線接觸。受壓實、石英次生加大及高比例鐵白云石膠結(jié)的綜合作用,孔隙類型包括粒間孔隙(7.0%)和次生孔隙(6.0%)。由XRD分析可知,石英含量高達91%,粘土達4.10%,含少量鐵白云石、黃鐵礦及鉀長石,為中等儲層類型。

Ⅳ類流動單元(HFU-6和HFU-7):工區(qū)最好的流動單元類型,為主要油氣儲集層,主要分布在R組上段,巖性以石英砂巖為主；物性較好,孔隙度平均為0.110；滲透率平均為0.277 776 μm2；R35平均為17.762 μm,為巨孔喉流動單元；FZI分布在8以上。鏡下觀察可知,顆粒中等,分選較好,次棱角-次磨圓,以點面接觸為主,部分為線接觸。以石英次生加大作用為主,受部分壓實和膠結(jié)作用的影響,但對孔隙影響較小,致使巖層保有較好的孔隙性,孔隙以原生孔隙(8.02%)為主,含部分次生孔隙(5.13%),總孔隙度平均為13.15%。由XRD分析可知,石英含量高達96.48%,這也是壓實作用對該類型影響不大的原因,粘土(2.22%)及鉀長石(0.63%)等礦物含量較少,為該區(qū)較好的儲層類型。

4 流動單元垂向分布特征

選取4口井的236個樣品點數(shù)據(jù),在單井聚類分析的基礎(chǔ)上,對R組的流動單元進行分析,繪制出A-3X井單井流動單元分布圖,見圖6,從而更好地了解各類流動單元在縱向上的發(fā)育特征。由圖6可知,A-3X井儲層非均質(zhì)性較強,有利儲層主要位于R組上部,以Ⅳ類流動單元為主,下部可能由于壓實作用或膠結(jié)作用導致儲集能力較差,主要分布Ⅲ類流動單元,部分為Ⅱ類流動單元。圖6中分別繪制了FZI法劃分的7種類型和R35法劃分的4種流動單元類型,兩種方法劃分的類型吻合較好,再次說明將R35法和FZI法結(jié)合的合理性。

圖6 A-3X井儲層流動單元劃分Fig.6 Reservoir flow unit division of A-3X well

為了研究工區(qū)流動單元分布規(guī)律,對研究區(qū)R組流動單元分類進行統(tǒng)計,繪制出單井流動單元分布餅狀圖(見圖7),各單井流動單元縱向上分布規(guī)律表現(xiàn)為:

圖7 R組單井流動單元餅狀分布Fig.7 Flow unit division pie distribution of single well of R group

A-3X井垂向流動單元:該井7類流動單元齊全,其中HFU-7占13.71%,HFU-6占13.83%,HFU-5占10.52%,HFU-4占29.20%,HFU-3占29.08%,非儲層所占比例較小,約3.66%。結(jié)合試井資料可知,該井油氣主要儲集在HFU-7和HFU-6中,其余類型油氣含量較少。

A-2X井垂向流動單元:該井主要分布4類流動單元,其中HFU-7占33.12%,HFU-6占36.66%,HFU-5占28.67%,HFU-4占1.54%,HFU-6和HFU-7分布較多。結(jié)合試井資料知,該井3 720～3 872 m段主要為氣層,氣體儲集在HFU-7和HFU-6對應的儲層中,3 872 m以下以HFU-5對應的層段為主要油氣層段,A-2X井所處位置儲集性能較好。

A-1X井垂向流動單元:該井具有5類流動單元,其中HFU-7占44.20%,HFU-6占17.85%,HFU-5占25.42%,HFU-4占10.85%,HFU-3占1.67%,單井HFU-7分布較多。結(jié)合試井數(shù)據(jù)可知,A-1X井處的油氣主要儲集在HFU-5和HFU-6中,其中4 261 m以上富集的氣體主要儲集在HFU-6中,4 261～4 318 m段油氣主要分布在HFU-5中,部分儲集在HFU-6和HFU-7中。

通過分析幾口井垂向分布規(guī)律,從劃分結(jié)果可知,A井區(qū)R組主要儲集層為HFU-7和HFU-6對應的層段,其次為HFU-5,HFU-4中含油氣較少。觀察單井流動單元餅狀分布圖可知,工區(qū)南部A-3X井周圍儲層非均質(zhì)性強烈,各類流動單元類型分布齊全,向北A-2X井和A-1X井處非均質(zhì)性有所減弱。圖7中還可看出,從南向北分布的A-3X井、A-2X井到A-1X井,HFU-7、HFU-6和HFU-5分布厚度逐漸增大,尤其以HFU-7最為明顯,說明其儲集性能逐漸變好,這也與工區(qū)試井資料相吻合。

5 流動單元的影響因素

流動單元的影響因素較多,在此主要分析沉積環(huán)境和成巖作用的影響:

(1) 沉積環(huán)境對流動單元的影響。

沉積環(huán)境的影響因素包括古地形、古氣候等,在這些因素的綜合影響下形成不同微相和儲層物性的儲集單元體,這對儲層流動單元的形成和分布有著重要的影響[23]。沉積環(huán)境對該區(qū)流動單元影響較大,從圖6中可以明顯看出,砂體儲集性能較好的HFU-6和HFU-7,以及部分HFU-5主要與前濱和上臨濱對應。前濱主要發(fā)育于平均高潮線與平均低潮線之間,以分選較好的石英砂巖為主,交錯層理發(fā)育,孔滲性較好,同時可見大量生物潛穴,儲集性能較好,有利于油氣的儲集。

(2) 成巖作用對流動單元的影響。

不同流動單元對應不同的微觀特征,受不同成巖作用影響,鏡下可視孔隙度有明顯變化,對應不同流動單元。由圖6可知,R組上部整體儲層物性較好,主要分布HFU-6和HFU-7,這是由于上部壓實作用相對不強,儲層破壞微弱,隨深度增加,壓實作用增強,流動單元性能變差。觀察微觀特征可知,石英加大致使部分原生孔隙堵塞,導致物性變差,削弱流動單元的儲集性能,同時溶蝕作用造成部分層段次生孔隙發(fā)育,致使流動單元得到一定改善。綜上可知,成巖作用對流動單元的影響是兩面性的,應區(qū)別對待。

除沉積環(huán)境和成巖作用的影響之外,構(gòu)造作用、流體特性等也具有不可忽視的影響。相同孔滲性的流動單元,由于所含流體性質(zhì)和所受構(gòu)造作用不同,其滲流特性也會存在較大差異,從而形成不同類型流動單元,在此就不作具體討論。

6 結(jié)論

通過對R組儲層流動單元進行劃分和分析研究,可得出以下結(jié)論:

(1) 為合理劃分流動單元類型,在系統(tǒng)聚類的基礎(chǔ)上,采用FZI法將流動單元劃分為7種類型,結(jié)合孔喉半徑法分析可得:流動單元Ⅳ(HFU-7和HFU-6)物性最好,破壞性成巖作用不強,孔喉結(jié)構(gòu)好,是本區(qū)最好的儲層類型；流動單元Ⅲ(HFU-5和HFU-4)物性次之,為次要儲層類型；流動單元Ⅱ(HFU-3)物性及孔隙結(jié)構(gòu)較差,為干層或者差油層；流動單元Ⅰ(HFU-2和HFU-1)為致密層,物性很差,為非儲層。不同流動單元對應的巖性、物性以及滲流特性差別較大,這也是劃分流動單元的初衷。

(2) 該區(qū)以HFU-7、HFU-6和HFU-5為主要油氣儲集層段。剖面上表現(xiàn)為:從A-3X、A-2X到A-1X井,HFU-7、HFU-6和HFU-5分布厚度逐漸增大,尤以HFU-7最為明顯,說明從南到北儲集性能逐漸變好,有利儲集層厚度逐漸變大。

(3) 工區(qū)流動單元除受沉積環(huán)境和成巖作用控制以外,構(gòu)造作用和流體性質(zhì)也具有一定的影響。在現(xiàn)場還要考慮開發(fā)措施及研究條件等方面的限制。

(4) 儲層流動單元比沉積微相更加詳細刻畫了儲層流體流動的地下結(jié)構(gòu)特征,剩余油的形成是儲層非均質(zhì)性造成的,而流動單元為儲層非均質(zhì)性研究提供了有效的方法。因此,通過流動單元的研究可預測地下剩余油分布,為尋找隱蔽油氣藏提供了一種可靠的方法。

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Research on Flow Unit of Middle and Lower Jurassic Reservoir in Indonesia K Block

Song Junpeng,Zhang Liqiang

(SchoolofGeoscience,ChinaUniversityofPetroleum,Qingdao266580,China)

Take the marine sandstone reservoir of R group in Indonesia K Block, combine with the foreign and domestic research status about flow unit and based on the analysis of information such as core, logging and reservoir physical property to research on the division, characteristic and controlling factor of flow unit of R reservoir.The analysis results show that the R group in Indonesia K Block can be divided into 7 flow unit types according toFZImethod, physical property difference between different flow units are large and among them, the HFU-6 and HFU-7 are the most favorable flow unit types in the research area. According to the data analysis of working area, the sedimentary environment and diagenesis have large influences on the flow unit in working area and in terms of area, the distribution thickness of favorable flow unit within the working area is gradually increasing from south to north.

R group;Flow unit;FZI;Reservoir physical property;Sedimentary environment

Song Junpeng,Zhang Liqiang.Research on Flow Unit of Middle and Lower Jurassic Reservoir in Indonesia K Block[J].Journal of Gansu Sciences,2016,28(6):23-30.[宋俊朋,張立強.印尼K區(qū)塊中下侏羅統(tǒng)儲層流動單元研究[J].甘肅科學學報,2016,28(6):23-30.]

10.16468/j.cnki.issn1004-0366.2016.06.006.

2015-03-24;

2016-05-09.

宋俊朋(1991-),男,湖北襄陽人,碩士研究生,研究方向為礦產(chǎn)普查與勘探、油氣地質(zhì)與勘探.E-mail:sjp19910307@126.com.

張立強.E-mail:liqiangzhangwxm@163.com.

TE122.2

A

1004-0366(2016)06-0023-08