錦州南油田變質巖潛山儲層分類及其應用

王雙龍 鄭 煬 程 奇 房 娜 趙健男

中海石油(中國)有限公司天津分公司, 天津 300459

0 前言

潛山裂縫性油藏形成過程復雜[1-3],造成其具有儲集空間類型多樣、斷裂系統發育、非均質性強等特點,使得這類儲層特征及其分布規律更加復雜。這類油藏在見水后水淹規律多樣,也反映出其具有多種儲層類型。儲層特征及儲層類型研究對于這類油藏開發中、后期注水策略的改變及剩余油挖潛甚為關鍵。針對這類油藏儲層特征,前人主要從巖性分布、儲集空間類型、裂縫期次性、裂縫主控因素以及裂縫參數定量計算等角度開展了較為系統的研究[4-10],但對于裂縫儲層分類,尤其是基于生產動態分析下的儲層類型,目前還缺少更為詳細的認識。

1 巖石學特征及測井響應特征

根據研究區巖心觀察和薄片鑒定的結果,錦州南油田變質巖潛山巖性為區域變質作用、混合巖化作用和動力變質作用形成的變質巖(片麻巖、混合巖、碎裂巖等),同時伴隨著巖漿巖侵入形成巖脈,見表1。

表1 錦州南油田變質巖潛山巖石類型表

1.1 主要巖石類型巖石學特征

錦州南油田變質巖潛山巖石學特征見圖1。

片麻巖:發育粒狀變晶結構,弱片麻狀構造。礦物主要由淺色礦物的石英(10%～25%)、鉀長石(10%～65%)、斜長石(6%～78%),以及暗色礦物的黑云母(5%～15%)和角閃石(1%～12%)組成。石英多呈它形顆粒,晶體干凈,分布在長石之間;鉀長石多為具有格子雙晶的微斜長石,也可見正長石和條紋長石;斜長石多呈半自形～它形粒狀,發育聚片雙晶,表面常見絹云母化,個別斜長石風化較強;黑云母和角閃石局部遭到蝕變,多發生綠泥石化或碳酸鹽化,淺層的黑云母發生輕度溶蝕,形成溶蝕孔，見圖1-a)。

a)片麻巖,2井,1 750.0～1 750.6 m

混合巖:根據混合巖化作用的強度及脈體的含量可分為混合巖化變質巖(混合巖化作用弱,脈體含量<15%)、注入混合巖(混合巖化作用較弱,脈體含量15%～50%)、混合片麻巖(混合巖化作用較強,脈體含量>50%)以及混合花崗巖(混合巖化作用最強,脈體含量接近100%)[11]。研究區主要混合巖類為注入混合巖和混合片麻巖,其新生脈體主要為偉晶質脈體,礦物成分主要為長石和石英,暗色礦物含量較少,隨著混合巖化作用增強,混合巖暗色礦物含量減少，見圖1-b)。

動力變質巖:碎裂巖和碎斑巖為研究區主要的動力變質巖,是片麻巖和混合巖經過構造擠壓破碎后形成大小不一的碎塊或粉末,礦物顆粒破碎裂縫發育,鏡下觀察微裂縫多呈枝叉狀,縫寬約0.01～0.2 mm,部分微裂縫被長英質及泥質充填,沿縫可見少量溶蝕孔。同時也可見構造角礫巖,構造角礫巖破碎嚴重,巖心無法取出,主要通過成像測井資料識別。

巖漿巖脈:一類為基性巖漿巖輝綠巖,主要由斜長石(50%～60%)和輝石(40%～50%)組成,井上鉆遇厚度在2.82～22.52 m;另一類為由巖漿巖后期交代形成的偉晶巖[10],可見花崗偉晶巖和正長偉晶巖，見圖1-c)和圖1-d),花崗偉晶巖呈灰白色,主要由斜長石(45%)、石英(40%)及少量的正長石和黑云母組成;正長偉晶巖呈肉紅色,主要由正長石(含量>90%)組成。具有塊狀構造、偉晶結構、文象結構,粒徑約5～30 mm,井上鉆遇厚度在3.52～42.59 m。

1.2 潛山巖性測井響應特征

錦州南油田變質巖潛山主要巖石測井特征見圖2。

圖2 錦州南油田變質巖潛山主要巖石測井特征圖

常規測井系列能較好區分研究區變質巖巖性[12],但對于礦物組分及含量相似的變質巖,常規測井無法區分,如片麻巖與部分混合巖有相似的測井特征,可進一步結合ECS元素俘獲測井和FMI成像測井識別共同區分。

片麻巖:自然伽馬曲線呈平直狀或低鋸齒狀,自然伽馬值為96～254 API,密度曲線和補償中子曲線呈“絞合狀”或“負相交”(“絞合狀”為補償中子曲線和密度曲線絞合在一起；“負相交”為補償中子曲線在左,密度曲線在右;“正相交”則反之)兩種形式,密度值為1.70～2.67 g/cm3,補償中子值為1.9%～18.0%。根據薄片數據統計,當暗色礦物含量小于15%,密度曲線和補償中子曲線多呈“絞合狀”,暗色礦物含量小于15%,密度曲線和補償中子曲線多呈“負相交”,ECS元素俘獲測井總體表現為相對低硅、低鋁、高鐵特征,電阻率靜態圖上呈暗黃—黃色,可見片麻狀構造,裂縫發育。

動力變質巖:測井曲線表現為電阻率曲線和密度曲線降低,補償中子曲線升高,形成向左“凹”狀,密度曲線和補償中子曲線呈“正相交”,構造角礫巖在GVR電阻率靜態圖上特征明顯,為黃—棕褐色,巖石呈破碎狀,碎塊大小混雜,排列紊亂。

混合巖:自然伽馬曲線一般為中—低鋸齒狀,自然伽馬值為117～285 API,隨著混合巖化作用增強,混合巖中暗色礦物含量逐漸減少,混合片麻巖密度曲線和補償中子曲線多為偏“正相交”,密度值為2.34～2.63 g/cm3,補償中子值為2.8%～16.9%；注入混合巖密度曲線和補償中子曲線多為“絞合狀”,密度值為2.41～2.64 g/cm3,補償中子值為1.6%～18.1%。混合巖中隨著偉晶質含量增多,ECS元素俘獲測井為硅、鋁含量相對增加,鐵含量相對減少。

巖漿巖:輝綠巖自然伽馬為低值平直狀,其值為29～110 API,密度曲線和補償中子曲線呈“負相交”,補償中子值為5.4%～27.8%,密度值為2.47～2.82 g/cm3;正長偉晶巖自然伽馬為高鋸齒狀,其值為170～603 API,密度曲線和補償中子曲線呈“絞合狀”,補償中子值為5.4%～34.0%,密度值為2.30～2.62 g/cm3。研究區常見兩類巖漿巖常規測井特征明顯,易于識別。

2 儲集空間類型及其特征

錦州南油田變質巖潛山曾長期暴露于地表,遭受強烈的風化剝蝕及淡水淋濾,并經歷了頻繁的構造運動[13],斷裂系統發育,其儲集空間主要發育構造裂縫、碎裂粒間孔隙和溶蝕孔隙等三種類型。

構造裂縫是錦州南油田變質巖潛山最主要儲集空間和運移通道,根據巖心和成像測井資料分析,錦州南油田變質巖潛山裂縫主要形成于喜山運動早期(沙河街時期)北西向拉張應力場和喜山運動中晚期(東營組時期)北東向右旋走滑應力場,早期發育北北東至北東向張裂縫,中晚期再發育一組北西向和北東向剪裂縫。同時,在構造作用強烈的區域對變質巖本身進行破壞,形成碎裂巖和碎斑巖,甚至構造角礫巖,這類巖石碎裂粒間孔隙十分發育,成為油氣儲存和運移的良好儲集空間。但由于不同巖石類型和礦物種類抗構造應力改造的程度不同,一般認為變質巖比巖漿巖裂縫發育,同一巖類暗色礦物含量越高,抗應力程度越強,裂縫越不發育[14-15],根據錦州南油田變質巖潛山巖心和薄片資料統計分析,片麻巖裂縫最為發育,其次為混合巖,最后為偉晶巖,輝綠巖裂縫基本不發育,片麻巖中暗色礦物含量與微裂縫發育也并非成簡單線性關系,薄片中黑云母含量與碎裂巖和碎斑巖形成無明顯關系,但角閃石含量大于15%時,碎裂巖和碎斑巖基本不發育。

潛山頂部的變質巖在受構造和風化淋濾雙重作用下裂縫、溶蝕孔隙以及碎裂粒間孔隙也較發育,但受風化產物和上覆地層泥巖充填,導致儲層物性變化較大。潛山內部溶蝕孔隙是由晶間孔隙或裂縫經風化淋濾后發育形成,主要為長石等顆粒和塑性礦物溶蝕形成孔洞。

同時變質巖在成巖演化過程中,還會經歷裂縫充填作用,使裂縫成為無效儲集空間,研究區主要被方解石、鐵質、黃鐵礦以及綠泥石等物質充填。

3 儲層類型劃分

3.1 儲層縱向分帶

童凱軍、鄒華耀、黃保綱等人[5，16-17]根據風化程度將錦州南油田變質巖潛山儲層縱向分為風化殼、半風化殼和基巖三部分。本文結合儲集空間類型及產能情況,將錦州南油田變質巖潛山儲層縱向分為風化破碎帶、構造裂縫帶、構造破碎帶以及致密帶,見圖3。

圖3 錦州南油田變質巖潛山儲層縱向特征圖

風化破碎帶:上覆沉積地層與潛山基巖過渡帶,以風化裂縫和溶蝕孔為主,井點統計厚度為6～30 m,厚度與古地貌成正向關系,古地貌越高,風化破碎帶越發育。儲層物性差,孔隙度為5%～10%,滲透率變化較大，為0.1～160 mD,測井上具有相對高聲波時差、相對低電阻率的特點。風化破碎帶產能變化較大,2井產能為110 m3/d,占總井產能29%,4D井產能為22 m3/d,占總井產能6%,7井產能為2 m3/d,占總井產能3%,8井測試無產能,總體而言產能較差。

構造裂縫帶:以構造裂縫為主,井點統計構造裂縫帶厚度介于30～150 m,厚度與古地貌單元成正向關系,古地貌越高,構造活動越強烈,其構造裂縫越發育。孔隙度3%～15%,滲透率變化較大，為0.1～478 mD,測井上具有相對高聲波時差、相對中等電阻率的特點,裂縫在成像測井上多為暗色正弦曲線。構造裂縫帶是潛山的主要生產段,其產能占整個潛山的70%以上。

構造破碎帶:當構造引力更強時,局部構造裂縫帶可碎裂成構造破碎帶,儲集空間以碎裂粒間孔隙為主,發育在大型斷層附近,測井上具有高聲波時差、低電阻率的特點,儲層滲透率好,多口開發井在鉆遇到構造破碎帶都發生井漏,如E22H井在鉆遇構造破碎帶后,平均漏速達40 m3/d,累計漏失量 3 400 m3。

致密帶:是潛山內部儲集空間不發育的基巖帶,基質巖塊滲透率基本小于1 mD,測井上具有低聲波時差、高電阻率的特點,在致密帶偶爾也發育薄層的裂縫段,與深大斷裂有關,但根據測試可知這類裂縫一般無產能。

3.2 儲層平面分類

不同裂縫性質直接影響潛山油田開發效果,單一裂縫注水,注入水容易沿著主裂縫突進,而網狀裂縫注水驅替更均勻,且古地貌也直接影響潛山注采模式,進而影響開發效果,見圖4。

圖4 錦州南油田變質巖潛山古地貌類型及裂縫走向圖

根據儲層類型、裂縫參數以及潛山古地貌特征將錦州南油田變質巖潛山儲層平面分為四類，見表2。

表2 錦州南油田變質巖潛山儲層分類及注采模式表

Ⅰ類儲層:位于古地貌的凸起區,縱向上發育構造裂縫帶和構造破碎帶,儲層厚度約80～150 m,儲集空間類型為北東向張裂縫以及北西向和北東向剪裂縫形成的網狀構造縫,裂縫線密度大于6條/m。由于地貌單元高、儲層厚度大,采用水平井頂、底交錯的開發模式,油井和水井垂向距離為50～120 m,平面距離大于300 m,開發初期單井日產油大于400 m3,無水采油期可長達800 d,見水類型以緩慢穩定型為主。

Ⅱ類儲層:位于古地貌的平臺區,縱向上以構造裂縫帶為主,儲層厚度約60～120 m,儲集空間類型以北東向張裂縫形成的單一縫為主,裂縫線密度4～6條/m。由于地貌單元相對較高,平面范圍大,也采用水平井頂、底交錯的開發模式,油井和水井垂向距離為50～90 m,平面距離大于300 m,開發初期單井日產油200～400 m3,無水采油期300～600 d,見水類型以波動上升型為主。

Ⅲ類儲層:主要位于古地貌斜坡區,縱向以構造裂縫帶為主,風化破碎帶和構造破碎帶不發育,儲層厚度約80～100 m,裂縫線密度2～4條/m,以單一縫為主。由于地貌單元相對較低,且坡度下降加快,采用水平井頂部采油,側緣注水開發模式,油井和水井垂向距離僅50～70 m,平面距離小于300 m,加劇了見水速度,開發初期單井日產油100～200 m3,無水采油期短,見水類型以快速上升型為主。

Ⅳ類儲層:主要位于古地貌凹陷區,縱向儲層以風化破碎帶為主,儲層厚度約6～30 m,以溶蝕孔隙和少量的構造縫為主,內部裂縫不發育或者裂縫多被方解石、泥質或者黃鐵礦充填。由于地貌單元低,裂縫不發育,裂縫線密度小于2條/m,采用定向井或水平井衰竭開發,開發初期單井日產油<50 m3,產能遞減快,內部裂縫不發育,儲層與周邊注水井連通性差,不含水或含水率低。

4 礦場實踐

針對錦州南油田變質巖潛山四類儲層及相應的見水規律,開發中、后期采用了不同的不穩定注水策略[18-21],包括脈沖注水、周期注水、異步注采等多種注水方式,以增加各類儲層水驅程度和提高采收率,實現錦州南油田變質巖潛山年增油14×104m3。

Ⅰ類儲層開發中、后期注水以補充地層能量、發揮基質骨架滲吸作用為目的,采用脈沖注水策略。A17H井投產5年后日產油由初期近 1 000 m3逐漸降至150 m3,含水率逐漸上升至40%,為控制含水率上升和產量下降,采用脈沖注水開發后,日產油穩定在140 m3左右。

Ⅱ類儲層比Ⅰ類儲層見水模式更強,注水應以提高注水波及系數和控制含水率上升為目的,采用周期注水策略。A36H井投產2年后含水率迅速上升至60%以上,日產油降至20 m3,采用周期注水開發后,含水率降至10%,日增油40 m3。

Ⅲ類儲層容易沿著裂縫形成優勢通道,故采用異步注采方式控制含水突破。E22H井投產近1年后含水率突破至80%,采用異步注采開發后,周期增油量0.5×104m3。

Ⅳ類儲層地貌單元最低,裂縫最不發育,以衰竭開發為主,水平井實施時井軌跡應順著潛山面實施,增加儲層鉆遇率。

5 結論

1)錦州南油田變質巖潛山儲層巖性為片麻巖、混合巖、碎裂巖、輝綠巖和偉晶巖,并建立了主要巖性與常規測井、成像測井和ECS元素捕獲測井響應關系;儲集空間主要發育構造裂縫、碎裂粒間孔隙,其次為溶蝕孔隙,為孔隙—裂縫型儲集空間。

2)錦州南油田變質巖潛山儲層縱向分為風化破碎帶、構造裂縫帶、構造破碎帶以及致密帶。風化破碎帶以裂縫和溶蝕孔為主,構造裂縫帶以構造裂縫為主,構造破碎帶以碎裂粒間孔隙為主,致密帶儲集空間不發育。

3)錦州南油田變質巖潛山儲層平面分為四類:Ⅰ類儲層主要位于凸起區,發育網狀交織縫,裂縫線密度大于6條/m,見水類型為緩慢穩定型;Ⅱ類儲層主要位于平臺區,發育單一縫,裂縫線密度大于4～6條/m,見水類型為波動上升型;Ⅲ類儲層主要位于斜坡區,發育單一縫,裂縫線密度2～4條/m,見水類型為快速上升型;Ⅳ類儲層主要位于凹陷區,以風化裂縫和溶蝕孔隙為主,裂縫線密度小于2條/m,不含水或含水率低。

4)結合各類儲層特征和見水規律,建立錦州南油田變質巖潛山開發中、后期各類儲層不同的不穩定注水策略,Ⅰ類儲層采用脈沖注水,Ⅱ類儲層周期注水,Ⅲ類儲層采用異步注采方式,Ⅳ類儲層仍為衰竭開發,實現錦州南油田年增油14×104m3。