川中磨溪构造嘉二段气藏微观孔喉结构与渗流能力

川中磨溪构造嘉二段气藏微观孔喉结构与渗流能力

储层评估是储层研究的重要内容和最终目标，对早期油气勘探和后续合理开发具有非常重要的指导意义。目前,储层评价的总趋势是实现“定性与定量”、“宏观与微观”、“一般与具体”的3个结合;综合考虑储层的岩性、物性、孔隙结构等多方面的因素,通过多元线性回归、模糊理论或聚类分析等数学的手段,对储层进行分类评价[9,10,11,12,13,14,15]。但在实际应用中,同一油(气)藏往往采用统一的孔隙度指标作为储层评价的唯一标准,结果往往出现评价结果与实际产能状况严重不符的情况,对于孔隙结构复杂、非均质性极强的碳酸盐岩储层尤其如此。以四川盆地磨溪构造下三叠统嘉二段层状孔隙型白云岩储层为例,传统的方法是以孔隙度3%、6%、12%作为储层分类评价标准。在储能系数相差不大的情况下,储层的孔隙结构不同,其实际产液量相差2～5倍。针对这种评价结果与产能严重不符的现状,在储层微观孔喉结构研究的基础上,运用主成分分析法,针对不同孔隙结构的储层分别建立不同的分类评价标准,从而为磨溪构造嘉二段气藏的勘探部署和开发方案设计提供可靠的地质依据。1嘉叶片气藏气藏勘探开发潜力磨溪构造位于四川盆地川中古隆中斜平缓构造带的南部,呈北东向展布。自1977年首钻磨深1井以来,截至2005年10月,以嘉二段为目的层的完钻井共计40口,试油井37口,获工业气井26口,勘探成功率达65%。截至2005年11月,磨溪嘉二段气藏共有11口井投入试采,初步建成产能120×104m3/d,显示出良好的勘探开发潜力1。据前人的研究成果,磨溪构造嘉二段沉积期为陆表海型碳酸盐岩台地,总体上处于半干旱—干旱、炎热的气候条件,蒸发作用处于主导地位,以发育局限—蒸发海台地相为典型特征。纵向上,嘉二段气藏主要由嘉二1、嘉二2A、嘉二2B、嘉二2C4个含气层段组成(图1),其中,嘉二2B层的粉晶云岩储层和嘉二1亚段的泥晶—泥粉晶云岩储层的储集物性较好,且平面上分布稳定,是嘉二段气藏的主力产层,也是笔者的重点研究层段。2结构及其连通关系储层微观孔喉结构是指储层具有的孔隙和喉道的大小、形态、分布及其连通关系等。岩石中孔隙的发育程度控制了储层的孔隙性,喉道的大小和形态决定了储层岩石对流体的渗流能力,而孔喉配置关系则制约着岩石的储集有效性。2.1岩间溶孔尺寸观察磨溪构造嘉二2B层主要发育质纯的粉晶、细粉晶云岩,岩心可见较发育的针孔,面孔率高达20%,镜下观察,片状喉道连通,大量发育晶间(溶)孔,孔径大,连通性好[图2(a)和图2(b)。嘉二1亚段的储集岩性主要为泥晶—泥粉晶云岩,发育有大量的晶间微(溶)孔,孔径小,一般不超过10μm,且多伴有黏土矿物碎片的充填,连通性较差,铸体薄片可见明显的侵染痕迹[图2(c)和图2(d)。2.2储层压力及退汞效率在储层孔隙结构资料中,毛细管压力曲线从三维空间上反映了孔隙和喉道的大小及其配置关系,目前被广泛应用于储层研究中。由研究区嘉二1亚段和嘉二2B层81个样品的压汞资料可以看出,嘉二2B层粉晶云岩样品的排驱压力高于嘉二1亚段,但中值压力较低,中值喉道半径较大,退汞效率高,毛细管压力曲线呈凹型(表1和图3),反映了嘉二2B层的储层孔隙较发育,且分选较好。嘉二1亚段的泥晶—泥粉晶云岩储层尽管孔隙度较高,排驱压力较低,但由于孔径小和黏土矿物碎片的充填,孔喉连通性差,常表现出较高的中值压力和较小的中值喉道半径,退汞效率较低。毛细管压力曲线多为直线型(表1和图4),其主要特点是孔喉分布频带宽,几乎无峰值,表明为均一的微-细孔喉结构。2.3孔隙度对嘉二2m层粉晶云岩渗透率的影响孔隙度与渗透率关系在一定程度上也可以反映岩石的储集类型和微观孔喉结构。由图5和图6可以看出,随着孔隙度的增大,嘉二1亚段和嘉二2B层岩石的渗透率均有增大的趋势,但增大的方式不同。当孔隙度小于12%时,随孔隙度的增加,嘉二2B层粉晶云岩的渗透率显著增大;当孔隙度大于12%时,其渗透率一般大于10×10-3μm2,且随孔隙度的增大而呈缓慢增加的趋势(图5)。嘉二1亚段泥晶—泥粉晶云岩的孔隙度与渗透率之间呈较好的指数关系,随孔隙度的增大,渗透率的增加极为缓慢,其渗透率一般不超过5×10-3μm2(图6)。由此可见,仅以孔隙度作为储层分类评价的标准,并不能真实反映储层孔喉结构的差异,这种差异将直接反映为储层的渗透性差别,容易出现差储层被错误划归中等储层甚至好储层的情况。3主成分分析3.1从地质作用的研究和分类主成分分析法是应用最广的多元统计方法之一。通过对大量地质数据的浓缩处理(其实质即降维),提炼出有代表性的独立新变量(即因子),从而揭示变量之间、样品之间以及样品与各种地质作用之间的相互关系,为样品的成因分析、分类和评价方案的确定提供依据。这几个新变量既能反映原始变量的相关信息,又能体现其主要矛盾以及各种地质现象的内在联系。事实上,由于原始变量之间存在一定的相关性,就必然存在起主导作用的共同因素。因此主成分分析法从原始变量的相关矩阵出发,通过研究它们的内部结构,找出这些起主导作用的新变量(因子),这些新变量是原始变量的线性组合,保留了原始变量的绝大部分相关信息和变异性。3.2确定基本参数主成分分析法的主要计算步骤如下:(1)构建原始资料矩阵。根据磨溪地区嘉二1亚段和嘉二2B层的81个样品的物性和压汞资料,可以得出样品的原始资料矩阵(xij)P×N,其中,xij表示第j个样品的第i个变量的观察值,N为样品数,P为参数的个数,这里,N=81,P=5。(2)计算均值和协方差,进行原始数据的标准化。其公式分别为:标准化后的参数值为:x′ij=xij-¯xi√Sij,(i,j=1,2,⋯‚Ρ)(3)x′ij=xij−xi¯¯¯Sij√,(i,j=1,2,⋯‚P)(3)(3)求相关矩阵。R=(rij),其中rij=Sij√SiiSjj(4)式中:i,j=1,2,…,Po(4)求R=(rij)的特征值和特征向量。将相关矩阵R=(rij)的P个特征值排序为:λ1≥λ2≥…≥λp,其对应的特征向量分别为U1,U2,…,Up。一般,给定m,使得λ1+λ2+⋯+λmΡ≥85%(5)成立,表明前m个主要成分就解释了全部变量变化的85%以上,即表示m个主成分。(5)确定因子载荷矩阵。A=(aij),其中aij=uij√λj(6)式中:i,j=1,2,…,m。(6)计算因子得分。各个因子得分的计算公式为:F=(F1‚F2‚⋯‚Fm)′=AΤR-1X(7)其中,A为因子载荷矩阵,R为原始变量的相关矩阵,X为各样品的变量观察值(列向量)构成的矩阵。4层的分类评估4.1油气运移参数的确定孔隙度和渗透率反映了储集体的储集性和渗透性,是必选的参数。排驱压力、中值压力、中值喉道半径表征的是储集的有效性,是衡量储层中能否有油气和有多少油气进入储层的指标,考虑到3个参数之间的相关性,优选排驱压力和中值喉道半径参与评价。地层压力条件下的汞饱和度(磨溪构造嘉二段的平均地层压力为70MPa)反映在地层条件下岩石的储集能力,与储集层的孔隙结构密切相关,影响着油气水在孔喉中的分布状况和流动特征,进而影响到采收率,可作为评价的另一重要参数。4.2储集层有效储集的代表性因素根据区内嘉二1段和嘉二2B层81个压汞样品的参数值,可得原始资料矩阵。经计算,其方差极大旋转矩阵如表2所示。从表2可以看出,第一主因子F1的代表性变量为孔隙度,表示储集层的孔隙性;第二主因子F2的代表性变量为渗透率和中值喉道半径,代表储集层的渗透性;第三主因子F3的代表性变量为汞饱和度(P=70MPa)和排驱压力,代表储集的有效性。分别计算3个主因子的得分情况,并将第一主因子F1的因子得分与孔隙度作散点图(图7),可以发现,81个样品可划分为4个样品集团,在相应的孔隙度和渗透率散点图上(图8),分别对应4类储层。4.3储层类型及其产出能力4类储层的孔隙度和渗透率值并没有统一的界限(图8),相邻类别之间出现交叉现象,究其原因,正是由于嘉二2B层和嘉二1亚段储层岩石的微观孔喉结构存在较大差别,而两套储层的渗透性差异正是这种微观差别的宏观表现。因此,利用实测或测井解释的孔隙度和渗透率,并参照四川地区已有的碳酸盐岩储层分类评价标准,同时兼顾实际应用的可操作性,在这4大类储层中分别划分出2个亚类,从而建立嘉二2B层和嘉二1亚段储层的不同分类评价标准(表3)。综合考虑储层的岩性、物性、孔喉结构及其产能状况,认为Ⅰ类储层是本区嘉二段的优质储层,其孔隙度在12%～16%以上,渗透率大于0.5×10-3μm2。其中,Ⅰ1类储层的岩性主要为质纯的粉晶云岩,受沉积物早期云化和大气淡水淋溶叠合成因的改造,形成以晶间孔和晶间溶孔为主的储集空间类型,孔喉配置佳,属中孔中喉型储层,综合评价为易采储集层。Ⅰ2类储层则以泥粉晶云岩为主,由于同生期间隙性短暂暴露,大气淡水的改造不彻底,加上黏土矿物碎片的充填[图2(d),主要形成晶间微-细孔,尽管孔隙度较高,但孔径小,连通性差,属细孔细-微喉型储层,综合评价为可采储集层。Ⅱ类和Ⅲ类储层是形成磨溪构造嘉二段工业气藏的主要储层类型,储集物性为中等—较差,孔隙度一般大于3%,渗透率不低于0.05×10-3μm2,这两类储层改造后的产能不容忽视,尤其是Ⅱ2类和Ⅲ2类储层,一般具有较好的稳产能力。如磨深1井的主产层为嘉二1亚段的泥晶—泥粉晶云岩储层,产层厚度为7.81m,平均孔隙度为7.37%,平均渗透率为0.19×10-3μm2,属Ⅲ2类储层,该井自1980年投产以来,产气量一直稳定在1.2×104m3/d左右,截至2007年6月底,该井累计产气量已达1.26×108m3。磨22井2001年对嘉二1亚段实施胶凝酸酸化改造获得成功,测试产气由1.03×104m3/d增加至3.62×104m3/d左右,至今一直稳定在2.9×104m3/d以上2。Ⅳ类储层储集物性极差,孔隙度小于3%,渗透率一般不超过0.05×10-3μm2,对流体产出的贡献值极低,一般认为属于非储集层。4.4储层有效厚度调查评价结果为了检验评价结果的合理性,以磨溪构造磨155井和磨156井为例,对比本次分类评价的结果与原有方案的评价结果可以发现,采用主成分分析法,综合考虑影响储层储集性能的多种因素,特别是孔喉结构的差异造成的渗透性差别,其储层的有效厚度仅为原评价方案的1/2～1/5(表4),从而更能反映不同孔喉结构的储层对流体产出的贡献值大小。5主成分分析法下储层分类评价结果粉晶云岩和泥晶—泥粉晶云岩是磨溪构造嘉二2B层和嘉二1亚段的主要储集岩类,其储集空间类型均以晶间孔和晶间溶孔为主,但由于孔喉结构的差别,导致其储集渗透性能相差较大。传统的储层分类评价方法虽然表面上考虑了岩性、物性、孔喉结构等多种因素,但在实际应用过程中往往采用孔隙度指标,不能真实反映储层对流体产出的贡献值。笔者采用主成分分析法,通过对储层微观孔喉结构的研究,针对具有不同孔喉结构的储层,分别建立了不同的储层分类评价标准。结果表明,该方法对于成因复杂、孔隙结构多样的孔隙型碳酸盐岩储层是行之有效的,评价结果能真实反映储层的储集渗透能力及其对流体产