渤海Q29-2油田沙河街組復雜巖性儲層有效性評價及物性下限值確定*

李瑞娟 崔云江 陳紅兵 朱 猛 熊 鐳

(中海石油(中國)有限公司天津分公司 天津 300452)

渤海Q29-2油田沙河街組復雜巖性儲層有效性評價及物性下限值確定*

李瑞娟 崔云江 陳紅兵 朱 猛 熊 鐳

(中海石油(中國)有限公司天津分公司 天津 300452)

李瑞娟,崔云江,陳紅兵，等.渤海Q29-2油田沙河街組復雜巖性儲層有效性評價及物性下限值確定[J].中國海上油氣，2016,28(6)：28-33.

Li Ruijuan,Cui Yunjiang,Chen Hongbing,et al.Effectiveness evaluation and physical property lower limit values determination of complex lithology reservoirs of Shahejie Formation in Bohai Q29-2 oilfield[J].China Offshore Oil and Gas,2016,28(6):28-33.

渤海Q29-2油田古近系沙河街組發育厚層碳酸鹽巖和砂礫巖混合沉積的低孔滲復雜巖性儲層，儲層巖性及物性變化快，非均質性強，儲層有效性評價和物性下限值確定是測井評價的重點及難點。利用Pe曲線指示法和孔隙頻譜分析法定性評價了該油田沙河街組復雜巖性儲層有效性，豐富了低孔低滲復雜巖性儲層的有效性評價方法。利用毛管壓力法和核磁共振實驗法綜合確定了該油田沙河街組復雜巖性儲層物性下限值，其中孔隙度下限為9%，滲透率下限為0.4 mD。本文成果突破了渤海油田古近系沙河街組儲層物性下限的傳統認識，可以解放該地區大量油層，為Q29-2油田儲量評價提供了關鍵技術支撐。

渤海；沙河街組；復雜巖性儲層；低孔低滲；物性下限；毛管壓力曲線；核磁共振實驗

Q29-2油田E-4井區古近系沙河街組發育厚層碳酸鹽巖與砂礫巖混合沉積的低孔滲儲層，這是近年來渤海油氣勘探的重大突破。鉆探結果表明，該類儲層具有單層厚度大、測試產能高、巖性成分復雜等特點，儲集空間以次生溶蝕孔和原生粒間孔為主，儲層物性差別大，非均質性強，不同巖性儲層測井響應特征差別非常大。因此，對該類儲層有效性的評價及儲層物性下限值的確定是測井評價的重點和難點。

低孔低滲儲層有效厚度下限的確定一般是以巖心及測井分析為基礎，以測試分析為依據[1]。渤海油田目前已開發的沙河街組輕質油油田油層物性下限一般為儲層滲透率大于1 mD，但Q29-2油田E-4井區復雜巖性儲層巖心及測試資料表明，當儲層滲透率小于1 mD時，巖心仍然具有很好的含油性，酸化后測試產能可以達到60 m3/d以上。針對這種情況，本文結合常規測井、成像測井、毛管壓力、核磁共振實驗等資料，利用Pe曲線指示法和孔隙頻譜分析法定性評價渤海Q29-2油田沙河街組低孔低滲復雜巖性儲層的有效性，利用毛管壓力法和核磁共振實驗法等確定該油田儲層孔隙度和滲透率下限值，并通過巖心相滲實驗驗證了該油田儲層物性下限值確定的合理性，從而突破了渤海油田古近系沙河街組儲層物性下限的傳統認識，可以解放該地區大量油層。

1 儲層特征

1) 巖性特征。Q29-2油田E-4井區沙河街組以扇三角洲沉積為主，局部發育混積灘[2]，由于不同水系所攜帶沉積物不同，該油田儲層巖性較為復雜，包括灰質砂礫巖、鮞粒白云巖、白云質鮞粒砂巖和砂礫巖、凝灰質砂巖和砂礫巖、砂巖等多種巖性，巖性、沉積微相及不同時期的成巖作用造成儲層存在強烈的非均質性[3]。分析表明，該井區鮞粒白云巖、白云質砂巖和砂礫巖易形成溶蝕孔隙，物性好，測試產能高；凝灰質、砂礫巖、灰質砂礫巖和砂巖物性較差，但測試資料證實也可以獲得較好的產能。

2) 物性特征。分析Q29-2油田沙河街組206個樣品巖心資料，孔隙度為4.6%～34.6%，平均值16.6%；滲透率為0.1～767.5 mD，平均值5.1 mD；儲層具有中低孔、低滲—特低滲的物性特征。該油田巖心壓汞法毛管壓力曲線(圖1)顯示，儲層毛管壓力曲線為中—細歪度特征，排驅壓力0.041～12.999 MPa，平均孔喉半徑0.035～5.513 μm，表明儲層物性非均質性強。

圖1 Q29-2油田E-4井區沙河街組巖心壓汞法毛管壓力曲線

毛管壓力曲線是反映儲層微觀孔隙結構的重要資料，而儲層的微觀孔隙結構直接控制著儲層物性的好壞，因此可以從孔隙結構因素考慮利用毛管壓力資料輔助確定儲層物性下限，據此可將該油田沙河街組儲層分為3類：第1類儲層，孔隙度≥13.0%，滲透率≥0.5 mD；第2類儲層，8.8%≤孔隙度≤16.5%，0.1 mD≤滲透率≤0.5 mD；第3類儲層,孔隙度≤8.8%，滲透率≤0.3 mD。

2 儲層有效性定性評價

2.1 Pe曲線指示法

Q29-2油田沙河街組復雜巖性儲層段儲集類型以次生溶蝕孔隙為主，常規測井曲線具有密度低、中子高、雙側向電阻率存在正差異等特征，常規砂巖儲層Pe值與圍巖相比無明顯變化，復雜巖性儲層Pe值(光電吸收截面指數)通常驟然升高 (圖2)；從井徑曲線變化可以看出,常規砂巖儲層和復雜巖性儲層在滲透性層段均因泥漿侵入形成泥餅，致密層段無泥餅形成(圖2)。

分析認為，該油田沙河街組復雜巖性儲層段次生溶蝕孔隙發育，含有重晶石的泥漿侵入導致Pe值發生明顯增高；致密層段無泥漿侵入導致Pe值較小；常規砂巖段Pe值無明顯增高，這是因為石英和鹽水的Pe值較泥巖均偏低,且砂巖原生粒間孔的泥漿侵入不如次生溶蝕孔侵入明顯。由此可見，Pe值的大小反映了儲層侵入和巖性的雙重影響，因此，Pe值可作為次生溶蝕孔隙發育的復雜儲層有效性評價的重要依據。

圖2 Q29-2油田沙河街組儲層測井響應特征

2.2 孔隙頻譜分析法

研究表明，利用Archie公式計算的孔隙頻譜可以客觀地反映井周的非均質性、物性和孔隙類型[4-7]。Q29-2油田沙河街組成像測井孔隙頻譜的形狀特征可分為5種情況：①地層孔隙度很低，孔隙頻率譜表現為窄的單峰；②次生孔隙分布較均勻，而基質孔隙較少時，孔隙頻譜表現為后移的單峰；③當層狀連通的次生孔發育段與不發育段交互出現時，孔隙頻譜則分層出現寬峰與前端窄峰；④當分布多個尺度的溶蝕孔洞時，孔隙頻譜表現為較寬的雙峰或多峰；⑤當連通的次生孔中發育充填裂縫時，孔隙頻譜表現為較寬的雙峰背景上局部峰前移。

Q29-2-4井沙一、二段成像測井孔隙頻譜分析結果如圖3所示，可以看出，在3 409.5～3 428.0、3 435.0～3 441.5、3 448～3 464 m等井段，孔隙頻譜表現為明顯的單峰且較窄的形態，說明孔隙頻譜均值較低，儲層較致密(3 448～3 464 m井段取心證實巖心平均孔隙度低，整體滲透性差)，其中最高基質孔隙度峰值約小于9%。當孔隙譜均值大于9%時，孔隙頻譜多較寬或出現多峰，說明孔隙類型以粒間孔或溶蝕孔為主，儲層非均質性強。在3 275～3 300、3 428～3 435 m等井段，孔隙頻譜均值較大，物性相對較好。在3 239.5～3 272.0 m井段，孔隙頻譜均值較小，譜范圍更寬(即方差變大)，說明儲層非均質性較強，既有稍大孔隙，也有小孔隙，該層段孔隙頻譜均值約為9.8%，其他井相同層位處測試證實具有一定的產能。

圖3 Q29-2-4井成像測井孔隙頻譜分析

3 儲層物性下限確定

Q29-2油田古近系沙河街組儲層巖性復雜，非均質性強，因此，將反映儲層孔喉特征的壓汞毛管壓力[8]和核磁共振實驗資料用于儲層物性下限的確定，并利用2種方法相互驗證以取得更為合理的儲層物性下限值。

3.1 毛管壓力法

巖石的孔隙和喉道是油氣儲集、流動的空間和通道，通過毛管壓力曲線求出儲層中允許液體流動的孔喉最小半徑稱為最小流動孔喉半徑[9]，本次研究利用滲透能力分布法確定儲層最小流動孔喉半徑。步驟為：①將巖心壓汞實驗樣品進行J函數分析，得到平均毛管壓力曲線；②以等對數孔喉半徑間隔為單元，計算每個單元的滲透率貢獻值，當累積滲透率貢獻值達到99.9%以上時，所對應的孔喉半徑即為最小流動孔喉半徑。計算公式為

(1)

(2)

∑K=∑ΔK

(3)

式(1)～(3)中：ΔKi為第i個區間滲透率貢獻值，%；Pci為第i個區間對應毛管壓力，MPa；ΔS(i～i+1)為區間進汞量，%；ΔK為區間滲透能力，%；∑K為累積滲透能力，%。

利用上述滲透能力分布法建立Q29-2油田E-4井區沙河街組儲層孔喉半徑與滲透能力的關系，當累積滲透率貢獻值達到99.9%以上時，油藏對應的最小孔喉半徑為0.4 μm，對應的毛管壓力約為1.83 MPa，在排驅壓力與孔隙度和滲透率關系圖上得到其對應的孔隙度下限為9%，滲透率下限為0.4 mD(圖4)。

圖4 Q29-2油田E-4井區沙河街組儲層排驅壓力與巖心分析孔隙度、滲透率關系

3.2 核磁共振實驗法

核磁共振實驗的重要應用之一是可以準確確定復雜巖性油田區儲層束縛水飽和度，進而結合束縛水飽和度下限值可以確定該油田的儲層物性下限。Q29-2油田沙河街組儲層核磁共振實驗過程為：①將巖心洗凈烘干；②飽和鹽水，測其飽和后的T2分布，其中回波間隔TE=0.4 ms，等待時間TW=6 s，回波個數NECH=4 096，進行T2譜反演及分析，得到核磁孔隙度；③將飽和鹽水樣品放入離心機中進行離心實驗，離心機轉速為4 000 r/min，最高離心力約為0.5 MPa，測其只有束縛水狀態時的T2分布，綜合分析得到T2截止值和束縛水飽和度值。

表1為Q29-2油田沙河街組儲層巖心核磁共振實驗數據，可以看出，在19塊巖心樣品中，1-003號樣品孔隙度最小為9.5%，滲透率為0.389 mD，對應的束縛水飽和度為58.8%，這表明該孔滲條件下儲層可動流體仍可達到40%以上。結合油田區域束縛水飽和度下限值認識，確定Q29-2油田沙河街組儲層孔隙度下限為9%，滲透率下限為0.4 mD。

3.3 合理性驗證

在Q29-2油田共做了8塊巖心相滲實驗，參考此次相滲實驗結果，驗證滲透率小于1 mD的巖心是否具有滲透能力和儲集能力。相滲實驗樣品中巖心孔隙度最小為9.7%，對應的滲透率為0.673 mD，相滲實驗結果見表2。從表2可以看出，束縛水時含水飽和度為49.3%，殘余油時含水飽和度為71.8%，反映巖心為正常的油水相滲特征；隨著含水率上升，驅油效率增加，當含水率約為98%時，驅油效率約為42%，說明仍具有一定的開發價值。因此，該巖心相滲實驗結果驗證了該油田沙河街組儲層滲透率下限小于1 mD的合理性。

表1 Q29-2油田沙河街組儲層巖心核磁共振實驗數據

表2 Q29-2油田Q29-2-5井沙河街組巖心相滲實驗結果

圖5為Q29-2油田 Q29-2-5井沙河街組儲層巖心物性與含油性關系圖，可以看出，該油田沙河街組混合沉積的復雜巖性儲層，因溶蝕孔隙發育，當滲透率介于0.4～1.0 mD之間時，巖心仍然具有很好的油氣顯示。圖6為Q29-2-5井沙河街組巖心分析滲透率小于1 mD的巖心照片，可以看出，熒光顯示很好，說明小于1 mD的地層也有一定的滲透能力和儲油能力，這也支持了該油田沙河街組儲層滲透率下限為0.4 mD的合理性。

圖5 Q229-2油田Q29-2-5井沙河街組巖心物性與含油性關系

圖6 Q29-2-5井巖心熒光照片

此外，對Q29-2E-5井3 308～3 330 m井段進行了DST測試，結果見圖7。該井段測井解釋孔隙度平均值9.2%，滲透率0.2～1.0 mD，酸化前折合產油1.04 m3，酸化后日產油64.7 m3，該測試結果也證實了該類超低孔滲儲層仍然可以獲得較好的產能。

圖7 Q29-2E-5井DST測試層測井綜合圖

4 結論

1) 利用Pe曲線指示法和孔隙頻譜分析法定性評價了渤海Q29-2油田沙河街組復雜巖性儲層有效性，其結果充分展示了這2種方法在次生溶蝕孔隙發育儲層具有良好的應用效果，豐富了低孔低滲復雜巖性儲層的有效性評價方法。

2) 利用毛管壓力法與核磁共振實驗法綜合確定了Q29-2油田沙河街組復雜巖性儲層物性下限值，結果表明該油田孔隙度下限為9%，滲透率下限為0.4 mD，這一結果突破了渤海油田古近系沙河街組儲層物性下限的傳統認識，可以解放該地區大量油層。

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(編輯：馮 娜)

Effectiveness evaluation and physical property lower limit values determination of complex lithology reservoirs of Shahejie Formation in Bohai Q29-2 oilfield

Li Ruijuan Cui Yunjiang Chen Hongbing Zhu Meng Xiong Lei

(TianjinBranchofCNOOCLtd.,Tianjin300452,China)

Thick bedded complex lithology reservoirs with mixed deposition of carbonatite and glutenite develop in Paleogene Shahejie Formation of Bohai Q29-2 oilfield, which is low porosity and low permeability reservoir with characteristics of strong heterogeneity, fast change of lithology and physical properties. Effectiveness evaluation and physical property lower limit values determination of the complex lithology reservoirs are the key and difficult points for logging evaluation. Pe curve indicating method and electric imaging pore spectrum analysis are used to qualitatively evaluate the effectiveness of Shahejie Formation, enriching the evaluation methods of the low porosity and low permeability complex lithologic reservoirs. Capillary pressure method and nuclear magnetic resonance experiment method are used to determine the physical property lower limit values for Shahejie Formation in the oilfield, in which the porosity lower limit value is 9%, and the permeability lower limit is 0.4 mD. The research results break through the traditional opinion on physical property lower limit values of Shahejie Formation of the Bohai sea, releasing a large amount of oil reservoirs in this area. The study provides key technology support for reserves evaluation of Q29-2 oilfield.

Bohai sea; Shahejie Formation; complex lithology reservoir; low porosity and low permeability; physical property cutoff; capillary pressure curve; NMR experiment

1673-1506(2016)06-0028-06

10.11935/j.issn.1673-1506.2016.06.005

*中國海洋石油總公司“十二五”科技重大項目“渤海典型低孔低滲油藏勘探開發關鍵技術與實踐(編號：CNOOC-KJ 125 ZDXM 07 LTD-TJ-02)”部分研究成果。

李瑞娟,女,工程師,2005年畢業于長江大學地球探測與信息技術專業,獲碩士學位,目前主要從事渤海油田測井技術研究工作。地址：天津市塘沽區閘北路1號渤海石油研究院物業樓326室(郵編：300452)。E-mail：lirj2@cnooc.com.cn。

P631.8

A

2016-04-20 改回日期：2016-06-22