基于儲層分類的低孔滲儲層流體識別方法

李金奉，鐘淑敏 （中石油大慶油田有限責任公司勘探開發研究院，黑龍江 大慶 163712）

大慶長垣CC地區扶余油層油藏類型主要以巖性油藏為主，儲層以殘余原生粒間孔為主，喉道狹窄，物性較差，有效孔隙度8%～16%，空氣滲透率0.1～5mD，屬于低孔、低滲儲層。由于儲層具有非均質性強、孔隙結構復雜、斷層活動多期性等特點，導致流體測井響應復雜，流體識別難，應用常規方法油水層解釋精度低。

國內外油水層識別的方法主要是在開展儲層 “四性”關系研究基礎上，進行導電機理分析，優選儲層參數進行油水層識別［1－4］，通常采用交會圖法、電阻率重疊法、神經網絡法等。經大量研究分析，認為孔隙結構是控制低孔低滲油氣藏流體分布的重要因素，因此有必要對低孔低滲儲層按巖石物理性質進行分類，使每一類儲層孔隙結構基本一致，以提高低孔滲儲層的測井解釋精度［5］。

1 儲層分類研究

通常儲層分類主要依據孔隙度、滲透率、孔隙結構等參數。孔隙度反映儲層的儲集空間大小，而滲透率則反映儲層孔隙空間的連通性和巖石的滲流能力；孔隙結構是比宏觀物性更能反映儲層的本質特征的微觀參數。對于孔隙結構的研究通常采用試驗方法，存在成本高、難以大量采樣等缺點。可以通過對少數巖心壓汞資料進行分析，獲得孔隙結構分類，通過對大量的宏觀物性參數計算，得到儲層分類參數，并進行有效劃分。在此基礎上，應用巖心刻度測井的方法建立一套應用測井資料進行儲層分類的標準。

1.1 巖心資料儲層分類

毛細管壓力曲線的形態特征能比較全面真實地反映儲層孔隙結構特征，是直觀進行儲層分類的有效方法［6－7］。筆者通過重疊法對研究區67塊壓汞樣品試驗所獲得的毛細管壓力曲線進行分類，根據其形態特征的不同將其分為3類 （見圖1）。

圖1 毛細管壓力曲線圖

1）Ⅰ類 （好）儲層 物性最好，巖性以粉砂巖、細砂巖為主，壓汞曲線為Ⅰ類曲線，孔喉半徑大、分選好、粗歪度，儲層類型主要為中孔、細喉、特低滲和低孔、微細喉特、低滲，評價為好儲層。

2）Ⅱ類 （較好－較差）儲層 物性中等，巖性以粉砂巖、細砂巖為主，但粒度比Ⅰ類儲層稍細，壓汞曲線類型以Ⅱ類曲線為主，孔喉分選較好、歪度稍偏細，儲層類型以低孔、微細喉、超低滲為主，部分為特低孔、微細喉、超低滲，評價為中等儲層，是該區扶余油層產能貢獻的主體儲層。

3）Ⅲ類 （差）儲層 物性最差，巖性以粉砂巖為主，粒度較細，壓汞曲線類型為Ⅲ類曲線，孔喉半徑小、分選差、細歪度，儲層類型以特低孔、微細喉、非滲為主，部分為低孔、微細喉、非滲和超低孔、微細喉、非滲，評價為差儲層。

通過分析67塊壓汞樣品資料，得到了不同類型儲層微觀孔隙結構參數界限值 （見表1）。

毛細管壓力曲線典型形態特征反映了儲層的微觀孔隙結構特征，據此，可以對儲層孔隙結構進行很好地分類評價，但由于實際生產中進行壓汞試驗分析的樣品少且造價高，一定程度上限制了應用范圍。低滲透率儲層微觀結構復雜，不同孔隙結構的儲層在物性上的宏觀表現就是孔隙度、滲透率關系的變化。因此，以孔隙度、滲透率關系的變化反映孔隙結構的變化為理論基礎，建立宏觀物性參數評價儲層孔隙結構的方法，即儲層品質指數法（RQI）：

表1 CC地區扶余油層不同類型儲層微觀孔隙結構參數界限值

式中，RQI為儲層品質指數，μm；K為空氣滲透率，mD；φ為有效孔隙度。

統計67塊壓汞樣品的RQI值，在應用毛管壓力曲線進行儲層分類的基礎上建立了與壓汞法對應的RQI儲層分類標準 （見表2）。

表2 CC地區扶余油層儲層品質指數分類標準

1.2 測井資料儲層分類

巖心分析方法評價孔隙結構雖然直接，但具有成本高、難以大量采樣等缺點，在實際生產過程中往往不能滿足儲層評價的需要，而測井資料剛好能夠彌補這一不足。應用測井資料進行儲層分類是儲層孔隙結構研究成果的最終體現。在應用巖心資料進行儲層分類基礎上，采用巖心刻度測井的方法建立測井資料儲層分類方法［8］。優選與RQI相關性好的聲波時差、巖性密度、中子孔隙度、自然伽馬等測井參數，建立了RQI測井解釋模型。

式中，DT為聲波時差，μs／ft；GR為自然伽馬，API；DEN為巖性密度，g／cm3；CNL為中子孔隙度。

應用公式 （2）對研究區10口取心井20層進行儲層分類，分類結果與巖心資料建立的公式 （1）解釋結果對比，解釋符合率88%，滿足低滲透儲層分類的要求。應用測井資料建立的儲層分類模型，對研究去單井進行解釋，當RQI＞3.8時，解釋為Ⅰ類儲層；當1.8≤RQI≤3.8時，解釋為Ⅱ類儲層；當RQI＜1.8時，解釋為Ⅲ類儲層。

2 油水層識別方法研究

經過上述分析發現，Ⅲ類儲層主要以干層為主，因此筆者主要針對Ⅰ、Ⅱ類儲層進行油水層識別方法研究。

2.1 各類儲層測井響應特征

Ⅰ類儲層一般厚度較大、物性較好。對于油層，2.5m電阻率較高，自然電位負異常較小 （見圖2）；對于水層，2.5m電阻率相對低，自然電位負異常較大 （見圖3）。

Ⅱ類儲層薄層發育、物性較差。對于油層，感應和側向電阻率較高，自然電位負異常較小 （見圖4）；對于水層，感應和側向電阻率相對低，自然電位負異常較大 （見圖5）。

圖2 CC地區扶余油層X70－1井Ⅰ類儲層油層測井響應特征

圖3 CC地區扶余油層X2－2井Ⅰ類儲層水層測井響應特征

圖4 CC地區扶余油層X70－4井Ⅱ類儲層油層測井響應特征

圖5 CC地區扶余油層X8－4井Ⅱ類儲層油水同層測井響應特征

2.2 油水層識別圖版建立

通過上述Ⅰ、Ⅱ類儲層典型油水層測井響應特征分析，發現Ⅰ、Ⅱ類測井響應有一定差異。因此，應選擇不同的測井參數應用交會圖法建立各類儲層的油水層識別圖版。

1）Ⅰ類儲層油水層識別圖版 Ⅰ類儲層厚度均在2m以上，選擇探測較深且對油水層反映敏感的2.5m梯度電阻率（R2.5）、深側向電阻率（RLLD）和自然電位（SP）曲線，采用逐步判別法建立Ⅰ類儲層油水層識別圖版，即：①識別油層：應用有效孔隙度和R2.5／SP參數作交會圖 （見圖6），可以較好的識別油層。由圖6可見，當φ≥14%和φ≥－3.669ln（R2.5／SP）＋16.16時，為油層。②識別同層和水層：應用深側向電阻率和自然電位參數建立了同層和水層識別圖版 （見圖7）。由圖7可見，當RLLD≥17Ω·m且RLLD≥0.6779e0.111SP時，為同層，否則為水層。

圖6 CC地區扶余油層油層識別圖版（Ⅰ類儲層）

圖7 CC地區扶余油層同層與水層識別圖版 （Ⅰ類儲層）

2）Ⅱ類儲層油水層識別圖版 由于Ⅱ類儲層發育較多薄層，在考慮層厚影響的基礎上，分薄、厚層分別建立油水層識別圖版。①厚度≥1.5m儲層：感應測井曲線可以較好的反映油水特征，因此采用深感應電阻率／自然電位、有效孔隙度為縱坐標，建立了油水層識別圖版 （見圖8）。對于油層，φ≥－13.20ln（RLLD／SP）＋31.5且φ ≥9.0；對于油水同層，－13.20ln（RLLD／SP）＋18.91≤φ ＜－13.20ln（RLLD／SP）＋31.5且φ≥9.0；對于水層，φ ＜－13.20ln（RLLD／SP）＋18.91。②厚度＜1.5m儲層：由于深側向電阻率測井分辨率較高，采用深側向電阻率／自然電位、有效孔隙度為縱坐標，建立了油水層識別圖版 （見圖9）。對于油層：φ≥－9.301ln（RLLD／SP）＋22.46且φ≥9.0；對于油水同層：φ＜－9.301ln（RLLD／SP）＋22.46且φ≥9.0。

圖8 CC地區扶余油層水層識別圖版（Ⅱ類儲層厚度≤1.5m）

圖9 CC地區扶余油層油層與同層識別圖版 （Ⅱ類儲層厚度＜1.5m）

3 應用效果

應用Ⅰ、Ⅱ類流體識別方法，對完鉆的33口井125層進行了油水層解釋，試油117層，符合108層，解釋符合率92.3% （見表3），達到了較好的應用效果。

表3 CC地區扶余油層新井測井解釋結果與試油結果對比

4 結論

1）孔隙結構是導致油水層測井響應復雜的主要原因之一，引入反應儲層孔隙結構的參數RQI確定了儲層分類標準，并建立了儲層測井評價方法。

2）基于不同儲層類型應用交會圖法建立不同儲層類型流體識別方法，其中，應用逐步判別法建立了Ⅰ類儲層的油水層識別標準；考慮層厚影響，分層厚建立了Ⅱ類儲層油水層解釋標準。經實際應用取得了較好的效果。

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