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喇嘛甸油田气层厚度解释物性标准

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地质 储层 沉积 地化 层序地层
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大 庆 石 油 学 院 学 报 F 33卷 第5期 2009年3 2009 喇嘛甸油田气层厚度解释物性标准 刘吉余 ,徐 浩 ,刘曼玉 ,宋 波。,葛世坤。 (1.大庆石油学院地球科学学院,黑龙江大庆163318; 2.吉林油田分公司勘探开发研究院,吉林松原 138000; 3.吉林油田分公司开发事业部,吉林松原138000) 摘要:针对喇嘛甸油田目前没有有效气砂物性标准的实际情况及储量计算和地质建模的要求,在重新厘定不同气 砂类型分类的情况下,采用试气法、含油气产状法和经验统计法,从不同角度对气层厚度解释物性标准进行确定,并结合 实际生产状况最终得到喇嘛甸油田气顶区不同气砂类型的物性下限标准. 关键词:储集层;喇嘛甸油田;物性标准;厚度解释;气层 中圈分类号: 文献标识码:A 文章编号:1000—1891(2009)05—0014—05 0 引言 划分油、气层是油气田勘探开发的重要工作,正确识别油、气层,准确划分油、气层有效厚度,直接关系 到油气田的勘探速度及开发效果.李伯虎L】 等曾对喇嘛甸油田气层进行过气砂类型划分和标准研制,但 始终没有划分有效气砂和研制相应的标准,随着储量计算和地质建模的要求,迫切需要建立喇嘛甸油田气 层厚度解释物性标准.虽然确定储层物性下限值有多种方法,但由于多种因素的限制,目前很难找出一种 比较完善的确定物性下限标准的方法.一种方法确定的物性下限值只能从一个方面反映储层的特征,不 能代表储层真正的下限值.因此确定物性下限值时,应以储层的影响因素为基础,利用多种方法,互相补 充和验证,使确定的物性下限值能够综合反映储层的实际特征. 1 研究区概况 喇嘛甸油田地处黑龙江省大庆市境内,是松辽盆地中央凹陷大庆长垣上的一个三级构造,位于大庆长 垣的最北端,南端与萨尔图油田相接,是一个受构造控制的短轴背斜气顶油藏,自下而上发育高台子、葡萄 花、萨尔图3套油层、8个油层组、37个砂岩组、97个小层,油层总厚度为390 m.喇嘛甸油田具有统一的 水动力系统、统一的油气界面和油水界面,在井深920 嘛甸油田 萨尔图油层是松辽盆地北部中部含油组合,属于盆地北部沉积体系的大型叶状三角洲相沉积,主要发育在 嫩江组一段、姚家组上部地层中.萨尔图油层储集层为细砂岩、粉砂岩和泥质粉砂岩,在纵向上与泥岩交 互呈层状分布,储层非均质性严重. 2 储层物性下限影响因素及气砂类型 2.1影响因素 影响储层物性下限取值主要有外在因素和内在因素_2 j: (1)外在因素.外在因素主要包括石油政策、经济指标、开发工艺、试油工艺、测井技术、油层改造技术 等因素.工业油、气流井标准的制定受石油政策、经济指标的影响,以此为基础的物性下限值也受到影响. 试油(气)作业质量的好坏、试油工艺技术水平的高低直接影响油气层厚度标准的制定,一般随试油工艺技 术水平的提高,物性下限标准降低.先进的试井技术及试井内容的增加能更加真实、全面地反映油 气储 收稿日期:2009—03—11;审稿人:付广;编辑:陆雅玲 作者简介:刘吉余(1961一),男,博士,教授,主要从事石油开发地质方面的研究 ·14· 第5期 刘吉余等:喇嘛甸油田气层厚度解释物性标准 集层的性质,由此制定的油、气层厚度标准将愈加可靠. (2)内在因素.内在因素主要包括储集层岩性、岩石表面性质、胶结物成分及含量、孔隙结构、流体性 质、储层压力等因素.在其它地质条件相同时,随储层砂岩中泥质、碳酸盐等胶结物含量的增加,储层物性 下限在一定范围内将有所提高.在油、气层孔隙结构具有较强的非均质性,喉道大小分布不均匀,地层原 油密度大、黏度高,在油、气储集层压力低等因素影响下,物性下限标准也将会提高.反之,物性下限值 降低. 可见,不同特性的油藏应有不同的物性下限,一定的物性下限值与具体油藏的特点相适应. 2.2气砂类型 根据气砂岩性、物性、含油气饱满程度,将喇嘛甸油田气砂划分为有效气砂、一类气砂和二类气砂.有 效气砂:含油气产状为含气或油浸1:2 性为粉砂岩;一类气砂:含油、气产状为含气以上,岩性为泥质粉 砂岩;二类气砂:含油、气产状以油浸、油斑、油迹为主的泥质粉砂岩.并且气砂厚度≥0.5 m,为厚层;气砂 厚度≤O.4 m,为薄层. 3 气层厚度解释物性标准 在考虑上述影响因素的同时,通过岩心分析等资料,以现有试气资料为基础,分别采用试气法、含油气 产状法及经验统计法 综合确定储层的物性下限值. (1)测试法.单层试油气成果是储集层物性、流体饱和度、流体性质和工艺技术水平的综合反映,是研 究储油层中原油流动的直接资料.将单层试油气成果反映到岩心的物性参数上就可以确定油气层物性下 限.由于有效气砂和一类气砂下限层试气资料较少,采用测试法很难严格地确定出有效气砂和一类气砂 的空气渗透率下限值.油田开发初期的试气资料已经证实了二类气砂也具有产气能力.应用二类气砂试 气资料,绘制单位厚度产气指数与空气渗透率和孔隙度关系图版(图1),趋势线与坐标的交点即为产气点.由图1可知,二类气砂渗透率下限为2.5×10_ m。,孔隙度下限为18 . 山 \羔 目 6 0 、窆 羹 6 0 l5 1 24 27 3o 33 孔隙度/% 图1 二类气砂物性下限图版 (2)含油气产状法.岩心是认识地下油气层最直接的静态资料.通过试油资料确定储层的含油级别 (或统计比例),并编制油水界面之上不同含油产状的孔隙度与渗透率交会图,最后根据含油产状级别(或 统计比例)确定孔隙度和渗透率的下限值 ].根据15口取心井岩心分析资料,按照气砂的分类方法并 结合相应的岩心分析报告,确定有效气砂、一类气砂、二类气砂和干层所对应的孑别采取正 逆累积法和孑中正逆累积的交点即为该气砂类型的孔渗下限(见图2~4); 而孔渗交会图采用最小误差原则确定孑图5),即混人界限的非该类型点数与漏在界限外的该 类型点数相近,其和又最小[1 .由此可确定有效气砂、一类气砂、二类气砂的物性下限,见表1. (3)经验统计法.该方法是以岩心分析的孔隙度和渗透率为基础,以低孔渗段累积储渗能力丢失占累 积储渗能力的5 左右为界限的一种累积频率统计方法.对喇嘛甸油田33个孔隙度样品和 1 729个渗透率样品进行物性统计,利用累积丢失产能法编制物性下限图版.按照以低孑庆石油学院学报 第33卷2009年 45 4O 35 30 饕25 嘻2O 15 0 2O 35 3O 25 羹20 鬟15 10 0 0 40 60 80 10o 透率/ 10 12 14 16 0 22 24 26 28 30 32 34 孔隙度/% 图2有效气砂物性下限图版 O 3O 40 50 60 70 80 90 100 渗透率/m。 图3 一类气砂物性下限图版 40 35 3O 25 囊20 15 5 10 15 2O 25 3O 35 孔隙度/% 1O 2O 30 40 50 60 7O 0 5 渗透率/lo m 图4 二类气砂物性下限图版 力丢失占总累积的5 为界限来确定下限,见图6.图6中 有效气砂物性下限:孔隙度为21.3 ,渗透率为19.7× 10"。肚m ;同理,得到一类气砂物性下限(见图7):孔隙度 为18.3 ,渗透率为6.5×10 m ;二类气砂物性下限 (见图8):孔隙度为18.2 ,渗透率为2.2×10_。 m . 综合各种方法的判别图版标准采用均值法并结合实际 生产情况,得到不同气砂类型的最终物性下限标准,见表 2.由表2可以看出,有效气砂的孔渗性均好于一类气砂和 二类气砂.由于储层物性下限是为储量计算服务的,且下 限标准随着开发工艺水平的提高和商业油气流井标准的下 降等,物性下限也随之变化. ·5 2O 25 3O 孔隙度/% 20 25 3O 35 孔隙度/% 图5 喇嘛甸油田不同气砂类型物性下限 图版 枷瑚 咖鲫伽瑚0 疃社 ∞∞∞ ∞∞∞们加 咯 ∞ 们 ∞ m 0 畦妻} ∞∞∞∞∞的∞∞加加0 ,l _【\碍 第5期 刘吉余等:喇嘛甸油田气层厚度解释物性标准 表1 含油气产状法不同气砂类型物性下限及误差统计 薰 毳薰 15 l7 l8 0 21 22 23 24 25 26 27 29 32 35 孔隙度/% 91。0。 8 。0 40 驻 。 1 3 5 10 15 20 22 25 3O 5O 8O 120 渗透率/m 图6有效气砂孔渗频率累积直方图 16 17 l8 0 21 22 23 24 25 孔隙度/% 100 90 1O O l 3 5 7 9 12 0 3O 5O 渗透率/10 “m 孔渗频率累积直方图 10 21 压24历 27鹚29 Q 5 1.O 2 0&O 4O&O&O 10.0 孔隙度/% 渗透率/10 u 图8 二类气砂孔渗频率累积直方图 表2喇嘛甸气顶区物性下限统计 10 8 。0羹 60 4O 3。0装 1O 0 91。0。 骣 40 驾 0 91。0。 8 。0 40 瓣 (下转第22页) · 17 · ∞∞∞ ∞∞柏∞ m 0 《瓣 躐 ∞∞∞ ∞册∞∞∞m 0 《瓣 账 ∞∞∞ ∞∞∞∞ 0 《瓣 赚 《 譬 R 躅 ∞ ∞的∞∞∞m 0 砂 气 ∞ 噗 四 7 船 图 ∞∞蚰 ∞∞∞{;; 加0 《料 躐 , 《 釜 m∞∞伯∞∞如∞如 ∞岳:∞加∞∞∞∞ 加0 《褂 嘴 大庆石油学院学报 第33卷2009年 (4)油成藏模式主要有2种,一种是由牛居一长滩洼陷沙三段中下暗色泥岩生成的油气沿茨东断层向 茨榆坨高垒带运移,再通过储层砂体和不整合面向上运移至合适的圈闭中聚集成藏;另一种是油气沿着牛 居一长滩洼陷内的断层向上覆的沙三上储集层、沙一、二段和东营组储集层中运移,一部分油气在牛居一 青龙台构造内聚集成藏,另一部分油气可继续沿砂体运移,再经过断层向茨榆坨高垒带运移和聚集成藏. 参考文献: [1]高先志,陈振岩,邹志文,等.辽河西部凹陷兴隆台高潜山内幕油气藏形成条件和成藏特征[J].中国石油大学学报:自然科学版, 2007,31(6):6—9. 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