1 油藏基本地质特征
该气田位于东海某凹陷西部, 是一个完整的低幅背斜构造, 属于典型的“洼中隆”。沉积上为浅水环境下的三角洲沉积体系, 储层主要为分流河道和水下分流河道沉积。岩性主要为浅灰色细砂岩, 储层岩石类型单一, 以长石岩屑砂岩为主, 含极少量岩屑长石砂岩和岩屑石英砂岩。早期断层将生油层和储集层沟通, 提供了有利的油气运移通道, 晚期断层不发育。含油层位主要为E3p和E3h, 浅部含少量凝析油, 中下部主要为凝析气藏。
2 储层四性特征及其关系
该气田共钻遇四口探井, 收集整理该气田录井、测井、测试、岩心分析化验等资料。对可能对四性关系有影响的各项参数进行校正、整理、分析总结, 绘制直方图、相关性图、柱状图等图件和不同表格, 进而对该区储层四性关系特征有了较明确的认识:
2.1 岩性特征
碎屑成分中石英含量55-76%, 长石含量8-20%, 岩屑含量13-25%, 岩石成分成熟度中等。填隙物由杂基和胶结物组成, 向下填隙物含量增加, 杂基主要为泥质杂基;胶结物以碳酸盐和硅质为主, 碳酸盐胶结物在h8以下含量相对较高。岩石的结构成熟度较高, 颗粒磨圆以次圆-次棱及次棱-次圆状为主, 分选性以好为主;胶结类型以压嵌-接触式胶结为主, 次为接触-压嵌式胶结。岩石成分成熟度和结构成熟度由上至下整体变化不大。
E3h下段孔隙主要为次生溶蚀粒间孔 (沿长石节理溶解、颗粒边缘杂基溶解) , 但微裂缝较发育, 少见原生孔隙;E3p孔隙主要为次生溶蚀粒间孔 (沿长石节理溶解、颗粒边缘杂基溶解) , 少见原生孔隙;但微裂缝十分发育, 裂缝规模较大。
统计了h7、h11、p2三个砂层组的粉末粒度资料, 其粒度级别位于中砂和粉砂之间, 三个砂层组粒度分布稳定均匀, 主要粒级为细砂岩、中砂岩, 其次为极细砂岩和粉砂岩, 粘土和粗砂含量很少。
2.2 物性特征
岩心和壁心物性分析资料表明E3h4-E3h6储层物性较好, E3h4孔隙度主要分布在11.8-15.2%, 平均13.6%, 渗透率主要分布在0.66-50.4m D, 平均21.29m D;E3h5孔隙度主要分布在9.2-14.2%, 平均10.9%, 渗透率主要分布在0.37-11.6m D, 平均3.06m D。E3h7-E3p4储层孔隙度主要分布在0.8-14.4%;渗透率主要分布在0.006-56m D。各砂层组储层渗透率级差均较大, 储层非均质性较强, 表现为低孔-特低孔、特低渗-超低渗储层。
2.3 含油气性特征
该气田含气饱和度分布在37%-64%之间, 峰值为50%, 岩性压汞分析残余气饱和度在20%左右, 原始含气饱和度约80%。录井过程中主要含油产状有四种, 分别为荧光、油迹、油斑和油浸, 其中荧光和油斑出现的次数最多。
2.4 电性特征
电阻率的高低可以较为直接地反映储层流体的性质, 通过统计发现电阻率介于4.3Ω·m-44.2Ω·m之间, 储层平均电阻率为18.3Ω·m;气层电阻率介于10.5Ω·m-44.2Ω·m之间, 气层平均电阻率为21.3Ω·m。
2.5 岩性与物性关系
从图中可以看出:细砂岩物性最好, 其次为砂砾岩和粉砂岩, 粉砂质泥岩和泥岩物性最差;细砂岩孔隙度集中在8%-12%, 渗透率集中在0.1-1m D;孔隙度和渗透率相关性较好, 随岩性变细细, 渗透率下降较明显。
2.6 岩性与含油气性关系
该气田录井数据显示含油产状和岩性有一定的规律性, 该气田主要有荧光、油迹、油斑、油浸四种含油产状, 其中细砂岩占70.4%, 粉砂岩占14.8%, 其余分布在中砂岩及泥质砂岩中。
2.7 含油气性与物性关系
在电阻率和计算孔隙度、渗透率相关性图版中可以看出干层的孔隙度小于5.6%;差气层的孔隙度介于5.6%-8.2%之间;气层和气水同层的孔隙度大于8.2%;水层的孔隙度大于5.6%。干层的渗透率最小, 小于0.1m D;其次是差气层, 渗透率介于0.1-0.3m D;气层和气水同层的渗透率最高, 均大于0.3m D;水层渗透率的跨度比较大, 一般渗透率大于0.1m D。
在电阻率和计算泥质含量相关性图版中可以看出:气层和气水同层的泥质含量小于8%, 水层和差气层的泥质含量小于12%, 干层的泥质含量大于12%。
在深电阻率和校正密度相关性图版中可以看出:气层和气水同层的密度小于2.48g/cm3, 水层的密度小于2.57 g/cm3, 差气层的密度介于2.48-2.57 g/cm3之间, 干层密度大于2.57 g/cm3。
2.8 岩性与电性关系
通过资料分析, 该气田细砂岩中电阻率较高、密度小、自然伽马小, 储层粒度变粗或变细电性有变差的趋势。
2.9 含油气性与电性关系
根据测试、测井及录井资料研究表明, 该气田气层和水层电阻率界限较清晰, 气层电阻率在24Ω·m以上, 水层电阻率小于16Ω·m, 同层介于二者之间。
3 油气水层识别标准
根据测试层资料, 测井曲线二次读值以及重新计算密度、孔隙度、渗透率等参数, 建立模型和图版, 得出气层、同层、差气层、水层以及干层的识别标准。
3.1 气层和同层的识别
气层和同层的差异主要体现在电阻率上, 其孔隙度均大于8.2%, 渗透率均大于0.3m D, 密度小于2.48 g/cm3, 泥质含量均小于8%。气层电阻率大于24Ω·m, 而同层电阻率位于16-24Ω·m之间。
3.2 差气层的识别
差气层和气层相比主要区别在于其物性差, 差气层孔隙度5.6%-8.2%, 渗透率0.1-0.3m D, 密度2.48-2.57 g/cm3, 泥质含量8-12%, 电阻率大于16Ω·m。
3.3 水层和干层的识别
水层孔隙度大于5.6%, 渗透率大于0.1m D, 密度小于2.57 g/cm3, 泥质含量小于12%, 水层主要特征在于其电阻率介于5-16Ω·m。干层主要识别参数在于物性, 其孔隙度小于5.6%, 渗透率小于0.1m D。
4 结语
通过对该气田储层四性关系的研究, 有如下几点认识:
4.1 储层岩性主要为长石岩屑细粉砂岩, 脆性矿物较多, 易于后期改造。
4.2 该气田储层中细砂岩物性、含油气性最好, 是油气富集区。
4.3 通过四性关系研究明确了该气田气水、气水同层、差气层、水层和干层的识别标准。
4.4 该气田气层和同层主要区别参数为电阻率, 临界值为24Ω·m。
4.5 差气层的物性稍差, 但含气性不一定差, 可作为开采目标。
摘要：东海低渗气藏处于勘探初期, 储层物性差、井数少、井间距离大, 四性关系复杂, 气层识别难度大。通过分析东海某气田录井、测井、测试、岩心分析化验等资料, 对测试及取芯井段进行重新读值。结合岩心资料校正测井解释密度、孔隙度以及渗透率, 进而建立岩性、物性、含油气性、电性的相关性模板及模型, 明确该气田不同解释层位的各参数范围。从而为该气田的进一步勘探开发提供有力的依据。
关键词：四性关系,气层识别,测井解释
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