蘭雪

（中國石油吉林油田公司勘探開發(fā)研究院 吉林松原 138000）

1 前 言

大安油田紅1區(qū)塊構(gòu)造位于松遼盆地南部中央坳陷區(qū)向斜軸部及東翼，開發(fā)目的層主要為扶余油層，局部發(fā)育高臺(tái)子油層，儲(chǔ)層物性差，單井產(chǎn)能低，嚴(yán)重制約了油田開發(fā)。通過以扶余超低滲透油層研究為基礎(chǔ)，在明確影響產(chǎn)能的關(guān)鍵控因基礎(chǔ)上，開展巖電關(guān)系研究，量化油層物性、含油性表征，實(shí)現(xiàn)滲透性砂體定量刻畫，落實(shí)區(qū)塊資源開發(fā)潛力，為區(qū)塊效益開發(fā)提供有效的技術(shù)保障。

2 有效儲(chǔ)層滲透率的確定

大安油田油井產(chǎn)能主要受到砂體微相、儲(chǔ)層物性、油層含油性和砂巖微觀孔隙結(jié)構(gòu)的影響。微觀孔喉特征研究表明，儲(chǔ)層存在同孔不同喉的特點(diǎn)，不同級(jí)別滲透率喉道半徑差異顯著，而孔隙半徑差異較?。▓D1）。因此喉道半徑是影響儲(chǔ)層儲(chǔ)滲能力的關(guān)鍵控因。研究喉道半徑與排驅(qū)壓力的關(guān)系，當(dāng)喉道半徑小于0.24μm時(shí)，排驅(qū)壓力急劇增大，而喉道半徑與滲透率呈很好的線性關(guān)系，喉道半徑0.24μm，對(duì)應(yīng)滲透率為0.2mD，因此可以認(rèn)為喉道半徑大于0.24μm，滲透率大于0.2mD是開發(fā)的潛力油層（圖2）。因此從儲(chǔ)層參數(shù)研究入手，利用巖心和電測(cè)曲線資料，定量計(jì)算滲透率，從而進(jìn)行滲透性砂體刻畫，實(shí)現(xiàn)滲透性儲(chǔ)層定量刻畫，明確滲透性儲(chǔ)層分布狀況。

圖1 大安油田喉道半徑及孔隙半徑分布圖

圖2 大安油田喉道半徑與排驅(qū)壓力、滲透率關(guān)系圖

3 超低滲透儲(chǔ)層滲透性砂體定量刻畫

紅1區(qū)塊超低滲透儲(chǔ)層為砂泥巖薄互層，泥質(zhì)含量較高，這些因素都會(huì)影響滲透率的定量刻畫，應(yīng)用傳統(tǒng)的方法單獨(dú)利用聲波時(shí)差（反映儲(chǔ)層物性）不能客觀地反映儲(chǔ)層滲透率，因此，引入自然伽馬相對(duì)值（反映儲(chǔ)層巖性）來共同計(jì)算滲透率。在研究過程中，優(yōu)選利用自然伽馬相對(duì)值對(duì)聲波時(shí)差進(jìn)行泥巖校正，然后利用重構(gòu)后的聲波時(shí)差計(jì)算滲透率的方法。

本區(qū)泉四段儲(chǔ)層泥質(zhì)含量高、鈣質(zhì)含量高，分別利用聲波時(shí)差和自然伽馬相對(duì)值計(jì)算滲透率，對(duì)于泥質(zhì)含量高或鈣質(zhì)含量高儲(chǔ)層有較大偏差，在高泥質(zhì)含量的影響下聲波時(shí)差值偏大，在高鈣質(zhì)含量的影響下自然伽馬相對(duì)值偏大，這樣用聲波時(shí)差和自然伽馬相對(duì)值出的泥質(zhì)含量高或鈣質(zhì)含量高儲(chǔ)層的滲透率值偏大。因此在計(jì)算理論思路的基礎(chǔ)上，利用自然伽馬相對(duì)值對(duì)聲波時(shí)差進(jìn)行泥巖校正，重構(gòu)聲波時(shí)差曲線，能夠消除泥質(zhì)影響，達(dá)到精細(xì)計(jì)算滲透率的目的。

首先在巖心深度歸位及泥質(zhì)含量求取的基礎(chǔ)上，對(duì)聲波時(shí)差進(jìn)行泥巖校正，由于泥巖時(shí)差Δtsh大于砂巖骨架時(shí)差Δtma，儲(chǔ)層含泥質(zhì)后的測(cè)量時(shí)差值Δt將比純砂巖大，所以泥質(zhì)校正后的時(shí)差值Δte為：

Vsh——泥質(zhì)含量，f；

△GR——自然伽馬相對(duì)指數(shù)，f；

GCUR——Hilchie指數(shù)，無單位；

GR——目的層的自然伽馬值，API ；

GRmax——純泥巖的自然伽馬值，API ；

GRmin——純砂巖的自然伽馬值，API。

利用巖心分析孔隙度和泥質(zhì)校正后的聲波時(shí)差、 巖心分析滲透率進(jìn)行擬合模型，得到孔滲公式。

通過對(duì)聲波時(shí)差進(jìn)行泥巖校正，較好地消除了泥巖、鈣質(zhì)的影響，擬合相關(guān)系數(shù)高，通過對(duì)比以及多井評(píng)判，應(yīng)用此方法計(jì)算的滲透率與巖心分析滲透率吻合情況好。

反映儲(chǔ)層微觀和宏觀滲流能力的參數(shù)對(duì)比關(guān)系表明，吼道半徑＞0.24μm，K＞0.2mD為大安油田超低滲透油層有效開發(fā)界限。利用direct軟件對(duì)滲透率大于0.2mD儲(chǔ)層進(jìn)行了提取，并在巖相的控制下繪制了滲透性砂體平面分布圖，明確了滲透性砂體平面展布特征，從而實(shí)現(xiàn)了對(duì)高滲透條帶的準(zhǔn)確識(shí)別和精細(xì)刻畫（圖3）。

4 儲(chǔ)層單砂體精細(xì)刻畫研究

紅1區(qū)塊扶余油層為多期疊置河道砂體沉積，非均質(zhì)性強(qiáng)，通過單期河道刻畫，明確儲(chǔ)層縱向疊置關(guān)系，可以更準(zhǔn)確地落實(shí)儲(chǔ)層邊界。首先根據(jù)電測(cè)曲線形態(tài)、韻律特征，將扶余油層細(xì)分2 2 期單砂體，并依靠巖心、測(cè)井資料識(shí)別單一期次河道砂體沉積結(jié)構(gòu)界面，利用相控和骨架剖面閉合方法，完成22個(gè)時(shí)間單元地層劃分與對(duì)比。然后根據(jù)單砂體電測(cè)曲線特征，建立不同相帶電性識(shí)別標(biāo)準(zhǔn)。并利用密井網(wǎng)資料建立了“形態(tài)差異”、“高程差異”、“韻律差異”、“厚度差異”、“幅度差異”五種單期河道對(duì)比識(shí)別方法（圖4），有效指導(dǎo)低井控區(qū)沉積微相展布研究，完成22期單砂體沉積微相平面刻畫，河道砂體寬度在500～1000m，從下向上表現(xiàn)為湖進(jìn)沉積（圖5）。

5 結(jié) 論

圖3 大安油田滲透性砂體刻畫圖

圖4 大安油田單期河道識(shí)別模式圖

圖5 大安油田22期單砂體沉積微相圖

（1）通過微觀與宏觀結(jié)合，明確了喉道半徑大于0.24μm，滲透率大于0.2mD是大安油田超低滲透油藏開發(fā)界限。

（2）應(yīng)用泥巖校正，分區(qū)建立物性參數(shù)模型，確定了滲透性砂體定量刻畫技術(shù)流程，實(shí)現(xiàn)了對(duì)高滲透條帶的準(zhǔn)確識(shí)別和精細(xì)刻畫。

（3）通過密井網(wǎng)解剖，建立了五種單砂體河道識(shí)別方法，明確了扶余疊置河道砂體沉積砂體空間展布規(guī)律。

（4）通過滲透性砂體刻畫及單砂體精細(xì)刻畫等有效儲(chǔ)層識(shí)別技術(shù)，明確了紅1區(qū)塊動(dòng)用潛力。