文昌HDB油田ZH1-2L油組儲層非均質性綜合研究

2016-06-27 01:35:32劉登麗頓小妹胡勝輝陳之賀伍文明

石油地質與工程 2016年3期

劉登麗，頓小妹，胡勝輝，陳之賀，伍文明

(1.中海石油(中國)有限公司深圳分公司研究院，廣東廣州 510240；2.中海石油(中國)有限公司湛江分公司研究院)

劉登麗1，頓小妹2，胡勝輝2，陳之賀2，伍文明1

(1.中海石油(中國)有限公司深圳分公司研究院，廣東廣州 510240；2.中海石油(中國)有限公司湛江分公司研究院)

摘要：文昌HDB油田ZH1-2L油組能量不足，采油速度及采出程度低，需要進行儲層非均質性分析。ZH1-2L油組以粉、細砂巖和泥質粉、細砂巖為主，砂巖與泥巖多呈薄互層，為中-高孔中低滲儲層，儲層非均質性嚴重，儲層內部泥質夾層發育，從平面、層內、微觀三方面對ZH1-2L油組儲層非均質性進行分析，得出該油組砂體厚度穩定分布，平面較均質，儲層層內為非均質—較均質型，運用巖心實驗分析中鑄體薄片分析法和毛管壓力曲線法，得出ZH1-2L油組儲層微觀非均質性強，微觀孔喉結構發育差。

關鍵詞：文昌HDB油田；隔夾層展布；平面非均質性；層內非均質性；微觀非均質性

1概述

文昌HDB油田位于中國南海北部海域珠江口盆地西部，ZH1-2L油組為低阻油層，以濱淺海相的臨濱砂壩、淺灘沉積為主，砂巖段厚度46.4 m，巖性偏細，砂泥呈互層分布，且物性差，導致邊水能量不能及時有效補充，使水驅能量受到限制。該油藏原始溶解氣油比101 m3/m3，且飽和壓力高(20.2 MPa)，地飽壓差小，實際生產以弱邊水驅、溶解氣驅為主。總體來說，ZH1-2L油組開發效果差，表現為天然能量弱，物性差，產能低，邊水能量不能及時供給，井控區壓力下降較快，動用儲量低(38.8×104m3)，目前生產井基本處于廢棄停產階段[1]。面對目前油藏存在的開發矛盾，只有在深入研究儲層非均質性的基礎上才能提出有針對性的調整方案和增產挖潛措施，提高采收率。

本文根據研究區地質特征，考慮沉積微相、構造、隔夾層、孔隙度、滲透率等因素，對儲層平面非均質性、層內非均質性及微觀非均質進行研究，最終建立符合地質認識的三維地質模型。研究技術路線見圖1。

2儲層平面非均質性研究

平面非均質性指單一油層砂體的幾何形態、各向連續性、連通性以及砂體內滲透率和孔隙度的平面變化及方向性，平面非均質性對于井網布置、注入

圖1　研究技術路線

水的平面波及系數和剩余油的平面分布有很大的影響。本次選擇儲層平面沉積相及平面砂體厚度和孔隙度展布規律進行研究[2]。

珠海組一段下部以濱淺海相的臨濱砂壩、淺灘沉積為特征，臨濱環境下主要有上臨濱砂壩和下臨濱淺灘兩種微相，具有加積、復合的特征。前者自然伽瑪曲線呈鐘型，后者為鋸齒型(圖2)。ZH1-2油組屬下臨濱淺灘相，是本油氣田的低阻油層，其沉積平面相圖較清楚地反映了沉積砂體的分布規律(圖3)。

根據建立的三維地質模型可以得出ZH1-2L油組的砂體展布及物性分布特征：砂體毛厚分布穩定，厚度24.6 m～28.3 m，儲層凈厚分布也較為均勻。全區干層較為發育，1井區泥巖夾層發育，位于構造低部，油層凈厚較薄。儲層物性平面展布較為均勻(圖4)，存在由構造高部位向低部位物性變差趨勢。縱向上油層孔隙度為14.3%～16.9%，整體物性較差。

圖2　文昌HDB油田珠海組連井相分析圖

圖3　文昌HDB油田珠海組一段沉積相平面

3儲層層內非均質性研究

層內非均質性是指砂層內部垂向上的滲透率、最高滲透層所處位置、非均質程度、單砂層規模宏觀的垂直滲透率與水平滲透率的比值以及層內夾層的分布，它直接控制和影響一個單砂層垂向上的注入劑波及厚度[2]。本次選擇研究層內滲透率非均質程度及層內夾層兩方面。

一般來說，當滲透率變異系數Vk<0.5，滲透率非均質系數Tk<2時，儲層為均質型；當0.5≤Vk≤0.7，2≤Tk≤3時，儲層為較均質型；當Vk>0.7，Tk>3時，儲層為非均質型[3-5]。由此可知，文昌HDB油田ZH1-2L油組儲層層內為非均質—較均質型(表1、圖5)。

運用測井解釋結果把泥巖層、干層統稱為非滲透層，油層、水層等統稱為滲透層，運用此結果進行巖相模擬。由研究區層內夾層厚度平面圖(圖6)及縱向上的展布規律(圖7)可知，ZH1-2L油組A1井區非滲透層最不發育，層內夾層少；A3井區層內發育不穩定夾層，呈隨機分布；1井區層內發育較穩定夾層，位于構造低部位，累計厚度最大。

圖4　文昌HDB油氣田ZH1-2L油組砂體厚度圖(左)及孔隙度平面圖(右)

項目WCHDB-1WCHDB-A1WCHDB-A3Mp范圍平均值滲透率平均值/10-3μm224.1720.065.765.76～20.0616.66滲透率最大值/10-3μm279.7037.5041.8037.50～41.8053.00滲透率最小值/10-3μm23.305.401.701.70～5.403.47級差24.156.9424.596.94～24.5918.56突進系數3.301.877.261.87～7.264.14K(H加權)29.8217.955.615.61～17.9517.79變異系數(Vk)1.110.671.600.67～1.601.12變異系數判別非均質較均質非均質

圖5　ZH1-2L油組層內非均質性判別

圖6　ZH1-2L油組層內夾層厚度展布

圖7　ZH1-2L油組層內夾層縱向展布圖(左：1-A3MP連井，右：1-A1連井)

4儲層微觀非均質性研究

微觀非均質性是指孔隙喉道的大小、連通程度、配置關系、分選程度以及顆粒和填隙物的非均質性。這一類非均質性直接影響注入劑的微觀驅替效率，也是導致剩余油形成的根本原因之一[2]。

(1)鑄體薄片分析法：對ZH1-2L油組5個鑄體薄片觀察分析，由鑄體孔隙圖像分析統計表(表2)可知，ZH1-2L油組面孔率平均為15.34%，孔隙直徑平均為35.52 μm，平均喉道寬度為9.08 μm，平均配位數為1.59；結合ZH1-2L油組巖心分析為中-高孔、中-低滲的特點，可以得出，該油組儲集層孔隙、喉道不是很發育，儲集空間相對較小，滲流能力差。

(2)毛管壓力曲線法：油藏巖石的毛管力與濕相(或非濕相)飽和度的關系曲線就是毛管力曲線。測量巖石毛管力曲線的方法很多，目前常用的有壓汞法、半滲隔板法和離心法三種(參考SY/T 5346-1994巖石毛管壓力曲線測定標準)。這三種方法的基本原理相同，即巖心飽和濕相流體，當外加壓力克服某毛管喉道的毛管力時，非濕相進入該孔隙，將其中的濕相驅替出來。本次運用壓汞法和離心機法進行分析。

(3)壓汞法：研究孔隙結構的基本原理如下：對巖石而言，水銀是非潤濕相的，如要使水銀注入巖石孔隙系統內，就必須克服孔隙喉道所造成的毛細管阻力。因此，當求出與之平衡的毛管壓力和壓入巖樣內汞的體積，便可得到毛管壓力與巖樣含汞飽和度之間的關系。毛管壓力即注汞壓力，而水銀注入量就是孔隙空間的充填或飽和程度。由于毛管壓力與孔隙喉道半徑R成反比，因此，根據注入水銀的毛管壓力就可以計算出相應的孔隙喉道半徑R及相應的孔隙容積值。根據現有壓汞測試資料，由表3及圖8可知，ZH1-2L油組壓汞曲線幾乎不發育進汞平臺段，排驅壓力低-高，中值壓力較大，平均喉道半徑和喉道半徑中值均小于2 μm，為細微喉特征。

(4)離心法：利用離心機產生的離心力代替外加的排驅壓力實現非潤濕相驅替濕相，來獲得巖樣的驅替毛管壓力曲線(圖9)。可以看出文昌HDB油田ZH1-2L油組微觀孔喉結構發育差，微觀非均質性強。