程仲平, 孟元林, 王粤川, 王健, 魏巍, 牛嘉玉, 孙洪斌, 高建军, 肖丽华. (2011)渤海湾盆地辽河坳陷锦310预探井钻前储集层质量预测[J]. 古地理学报, 13(5): 509-516
Cheng Zhongping, Meng Yuanlin, Wang Yuechuan, Wang Jian, Wei Wei, Niu Jiayu, Sun Hongbin, Gao Jianjun, Xiao Lihua. (2011)Predrilling reservoir quality prediction of Well Jin 310in Liaohe Depression of Bohai Bay Basin[J]. Journal Of Palaeogeography, 13(5): 509-516. DOI:  
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渤海湾盆地辽河坳陷锦310预探井钻前储集层质量预测
程仲平1,2, 孟元林3, 王粤川4, 王健2, 魏巍3, 牛嘉玉5, 孙洪斌2, 高建军2, 肖丽华3
1 中国科学院地质与地球物理研究所,北京 100029
2 中国石油辽河油田分公司,辽宁盘锦 124010
3 东北石油大学地球科学学院,黑龙江大庆 163318
4 中海石油(中国)有限公司天津分公司,天津塘沽 300452
5 中国石油勘探开发研究院,北京 100083

第一作者简介：程仲平,男,1963年生,1993年毕业于中国石油大学(北京)并获硕士学位。现为中国科学院地质与地球物理研究所在读博士,中国石油辽河油田分公司开发处教授级工程师,主要从事油田开发与储集层地质研究。

摘要

为了在渤海湾盆地辽河坳陷锦 310预探井钻探前预测锦 1井区古近系沙二段储集层的质量,文中应用成岩作用数值模拟技术预测了该地区沙二段的成岩阶段,综合考虑成岩作用和沉积微相对储集层孔隙度的影响,建立了孔隙度预测模型,在钻前预测了沙二段的孔隙度。结果表明,锦 1井区沙二段储集层在大部分地区处于中成岩阶段 A期,次生孔隙发育;在填隙物含量高达 16.13%的条件下,锦 310井钻前预测孔隙度和钻后实测孔隙度的绝对误差只有 1.3%。由此可见,综合考虑成岩作用和沉积相的钻前储集层质量预测方法,可应用于预探井的勘探部署。

关键词: 钻前储集层质量预测; 成岩作用; 成岩模拟; 低渗透储集层; 辽河坳陷; 渤海湾盆地
中图分类号:P618.130.2+1 文献标志码:A 文章编号:1671-1505(2011)05-0509-08
Predrilling reservoir quality prediction of Well Jin 310in Liaohe Depression of Bohai Bay Basin
Cheng Zhongping1,2, Meng Yuanlin3, Wang Yuechuan4, Wang Jian2, Wei Wei3, Niu Jiayu5, Sun Hongbin2, Gao Jianjun2, Xiao Lihua3
1 Institute of Geology and Geophysics,Chinese Academy of Sciences,Beijing 100029
2 Petroleum Exploitation Bureau, PetroChina Liaohe Oilfield Company,Panjin 124010,Liaoning
3 School of Geosciences,Northeast Petroleum University, Daqing 163318, Heilongjiang
4 China National Offshore Oil fitld Corporation Limited-Tianjin., Tanggu 300452,Tianjin
5 Research Institute of Petroleum Exploration & Development,PetroChina,Beijing 100083

About the first author: Cheng Zhongping,born in 1963,graduated from China University of Petroleum(Beijing) and obtained his master degree in 1993.Now he is a Ph.D.candidate of Institute of Geology and Geophysics,Chinese Academy of Sciences,and a professor of Petroleum Exploitation Bureau of PetroChina Liaohe Oilfield Company,and is mainly engaged in the researches of oilfield exploitation and reservoir geology.

Abstract

In order to predict the reservoir quality of Well Jin 310 in Jin 1 well block of Liaohe Depression of Bohai Bay Basin before drilling,the diagenetic stages of the Member 2 of Paleogene Shahejie Formation were predicted by diagenetic modeling,and the reservoir porosity of the Member 2 of Shahejie Formation was predicted after the porosity prediction model was established considering the integrated effects of sedimentary facies and diagenesis on the porosity of reservoirs.As the results show,secondary pore was well developed in the reservoir located in the middle diagenetic stage A of the Member 2 of Shahejie Formation,and the absolute error between predicted porosity and measured porosity is only 1.33% in the reservoir with the content of filling materials of 16.13%. Therefore,the method of predrilling reservoir quality prediction considering integrated effects of sedimentary facies and diagenesis on reservoir quality could be applied to the exploration deployment of pre-exploration wells.

Key words: predrilling reservoir quality prediction; diagenesis; diagenetic modeling; low permeable reservoir; Liaohe Depression; Bohai Bay Basin

钻前储集层质量预测(predrilling reservoir quality prediction), 是当今储集层地质界研究的一个热点(Bloch, 1991; 朱国华, 1992; Byrnes, 1994; Bloch and Helmod, 1995; Kupecz et al., 1997; 武文来和周士科, 1997; 寿建峰和朱国华, 1998; Walderhaug, 2000; Paxton et al., 2002; 孟元林等, 2005, 2007; 曲爱英等, 2005; 寿建峰等, 2005; 王粤川等, 2006; 顾伟欣和周红, 2008; Ajdukiewicz et al., 2010)。为了降低勘探风险, 国外许多石油公司在开钻之前预测储集层的孔隙度已成为一项必不可少的研究工作, 并形成了固定的研究流程(Bloch and Helmod, 1995; Kupecz et al., 1997)。国外储集层孔隙度预测的模型主要为多元线性模型, 在碎屑岩储集层填隙物含量小于10.0%的情况下, 其孔隙度预测误差小于2.0%(Byrnes, 1994; Bloch and Helmod, 1995; Kupecz et al., 1997; Walderhaug, 2000)。但中国陆相盆地碎屑岩储集层, 尤其是深层储集层、低渗透储集层或致密储集层的填隙物含量一般大于10.0%。因此, 国外的多元线性孔隙度预测模型不适用于中国陆相沉积盆地。国内在这方面的研究起步较晚, 但近年来发展较快, 许多学者从不同的角度出发, 分别建立了各种储集层孔隙度预测模型(朱国华, 1992; 武文来和周士科, 1997; 寿建峰和朱国华, 1998; 孟元林等, 2005, 2007; 曲爱英等, 2005; 寿建峰等, 2005; 王粤川等, 2006; 顾伟欣和周红, 2008), 其孔隙度预测误差在2.0%~3.0%之间, 但真正用于实际钻探工作的实例尚不多见。在渤海湾盆地辽河坳陷西部凹陷的预探工作中, 笔者综合考虑沉积微相和成岩作用对储集层孔隙度的影响, 应用成岩作用数值模拟技术, 在钻前预测了锦1井区预探井锦310井沙二段储集层的孔隙度, 并根据辽河油田工业油、气储集层的孔隙度下限, 预测了研究区有效油气储集层的分布范围, 为该地区的预探工作提供了科学的依据, 同时也为中国其他油田低渗透储集层和致密砂岩气储集层的预探工作提供了一个有效的勘探手段。

图1 辽河坳陷锦1井区沙二段沉积相(据牛嘉玉等, 2007)Fig.1 Sedimentary facies of the Member 2 of Shahejie Formation of Jin 1 well block in Liaohe Depression(after Niu et al., 2007)

1 地质概况

锦310井位于渤海湾盆地辽河坳陷西部凹陷南段鸳鸯沟地区锦1井区(图 1)。新生界地层发育较全, 从下到上依次发育古近系沙河街组(Es)、东营组(Ed), 新近系馆陶组(Ng)、明化镇组(Nm)和第四系(Q)。其中沙河街组自下而上又可进一步分为沙四段(Es4)、沙三段(Es3)、沙二段(Es2)和沙一段(Es1), 其中沙三段和沙四段埋深较大, 物性较差, 而沙一段和沙二段生、储、盖层发育良好, 是本区勘探的主要目的层段。地球物理资料和钻井资料研究表明(牛嘉玉等, 2007), 在沙二段沉积时期, 锦1井区处于西部凹陷的沉积和沉降中心, 主要发育扇三角洲沉积, 包括扇三角洲平原和扇三角洲前缘, 可进一步分为沼泽、辫状分流河道(包括水上和水下分流河道)、天然堤和河口坝微相 (图 1), 在研究区的东南部可能还接受来自中央凸起的沉积, 出现了河口坝砂体加厚的区域(牛嘉玉等, 2007)。沙二段自上而下主要发育两套砂体。上部砂体为近东西向展布, 砂层厚度主要介于5~55 m; 下部砂体为南北向展布 (图 1), 砂层厚度主要介于40~110 m。

2 储集层岩石学特征及成岩作用

辽河坳陷锦1井区沙二段储集层主要是粗碎屑沉积, 以中厚层砂岩、含砾砂岩夹薄层泥岩沉积为主, 砂岩粒度较粗, 分选较差。统计表明, 该井区砂岩以长石砂岩、长石岩屑砂岩和岩屑长石砂岩为主, 石英含量平均为34.6%, 长石含量平均为29.7%, 岩屑含量平均为35.7%, 填隙物含量为1.0%~48.0%, 平均为16.13%。

在锦1井区西部, 沙二段储集层埋藏较浅, 埋深小于1600 m, 成岩作用较弱, 储集层处于早成岩阶段A期(表 1), 孔隙度为20.6%~22.4%, 渗透率为(140~513)× 10-3μ m2, 主要发育中孔中渗型储集层; 但在锦1井区东部, 储集层埋藏相对较深, 埋深主要分布在1600~4000 m, 成岩作用较强, 目前处于中成岩阶段A期(表 1), 孔隙度为5.4%~14.7%, 渗透率为(0.05~53.4)× 10-3μ m2, 主要为特低孔— 低孔低渗、特低渗储集层, 部分砂岩为致密砂岩(孔隙度小于10%, 渗透率小于0.1× 10-3μ m2)。由此可见, 埋深和成岩作用对储集层孔隙度具有明显的控制和影响, 因此通过研究锦1井区沙二段储集层成岩强度在平面上的分布规律, 再结合层序地层学和沉积相的研究成果, 就可以预测沙二段储集层的孔隙度。

表1 辽河坳陷鸳鸯沟地区成岩阶段划分与主要成岩特征(据孟元林等, 2007) Table1 Division of diagenetic stage and major diagenetic characteristics in Yuanyanggou area of Liaohe Depression(after Meng et al., 2007)
3 成岩作用

数值模拟已有的研究成果(吴崇筠和薛叔浩, 1992; 冯增昭等, 1994; 裘亦楠等, 1997; 赵澄林, 2001; 薛叔浩等, 2003; 应凤祥等, 2004; 孟卫工和孙洪斌, 2007; 孟元林等, 2007, 2008)表明, 辽河坳陷西部凹陷碎屑岩储集层物性主要受沉积相和成岩作用的影响与控制。为了定量研究成岩作用对储集层孔隙度的影响, 作者综合考虑温度、压力、流体和时间4种因素对成岩作用的影响, 选取成岩阶段划分常用、而且在目前的技术条件下能够定量模拟的成岩指标古地温T、镜质组反射率RO、甾烷异构化指数SI(C29甾烷S/(R+S))、黏土矿物伊/蒙混层中蒙皂石的含量S和自生石英含量Vq这5项参数作为成岩作用过程综合模拟的主要参数(Mackenziea and McKenziea, 1983; Sweeny and Burham, 1990; Walderhaug, 2000; Meng et al., 2001; 孟元林等, 2008, 2009), 在埋藏史恢复的基础上, 分别模拟T、RO、SI、S、Vq随时间的变化规律, 然后将它们加以组合, 构建了一个能够反映成岩强度的定量化参数— 成岩指数ID:

ID=∑i=1nPi×Qi/Qimax1

式中:ID— 成岩指数; n— 成岩指标的个数, n=5; Qi— 第i个成岩指标模拟计算的结果, 如镜质组反射率、古地温等; — 第 i个成岩指标在中成岩阶段末期的最大值, 其中古地温、镜质组反射率、甾烷异构化指数、黏土矿物伊/蒙混层中蒙皂石的含量、自生石英含量分别取170 ℃、2.00%、0.53、5%、7%(表 1); Pi为第i个成岩指标的权值, 该文分别取0.04、0.8、0.04、0.08、0.04, 其总和为1.0。

在式(1)中, 各成岩参数权值Pi的大小, 主要根据其在成岩阶段划分中的重要性和研究区该参数的演化特征确定。由于镜质组反射率RO对时间、温度的反应敏感性最好, 其在目前的有机地球化学、煤岩学和成岩阶段划分中广泛应用, 在各盆地之间具有很好的可比性, 而且在该区纵向上的演化规律性明显。更重要的是, 储集层孔隙度与相邻泥岩镜质组反射率RO具有良好的负相关关系(Schmoker and Hester, 1990), 所以此次研究取其权重最大, 为0.8; 在泥岩黏土矿物转化的过程中, 排出许多阳离子, 如Si4+、Ca2+、Na+、Mg2+和Fe3+, 进入砂岩后, 可形成一系列胶结物, 而脱出的层间水还可作为有机酸和油气运移的载体, 黏土矿物的转化对碎屑岩的成岩演化具有重要的影响, 因此在成岩指数的计算中对该参数所取的权重较大, 为0.08; 其他3个成岩参数的相对重要性基本相近, 古地温、甾烷异构化指数和自生石英含量的权值均为0.04。

将表1中各成岩阶段的T、RO、SI、S、Vq分别带入式(1), 就得到各成岩阶段对应的ID截断值(表 1)。

计算成岩指数时, 首先以地震资料和钻井资料为基础, 建立研究区的成岩作用数值模拟网络, 网络中各模拟点(“ 人工井” )的间距为0.5 km, 然后, 应用作者自编的成岩作用数值模拟系统软件(Meng et al., 2001; 孟元林等, 2005), 模拟网络中各模拟点的古埋深z、古地温T、镜质组反射率RO、甾烷异构化指数SI、伊/蒙混层中蒙皂石层的含量S%、自生石英含量Vq随时间的变化规律, 利用式(1)计算出各模拟点现今各层位的成岩指数ID, 做出现今各层位的ID等值线图(图 2, 图3)。需要补充说明的是, 成岩作用数值模拟所需的输入参数与盆地模拟所需的参数相似, 主要包括地层的年代、厚度、岩性、矿物成分、剥蚀量、古地表温度、古水深、岩石热导率等, 均取自前人的研究结果(Hu et al., 2005; 孟元林等, 2008)。

图2 锦1井区沙二段顶成岩阶段预测Fig.2 Predicted diagenetic stages of the top of Member 2 of Shahejie Formation in Jin 1 well block

图3 锦1井区沙二段底成岩阶段预测Fig.3 Predicted diagenetic stages of the bottom of Member 2 of Shahejie Formation in Jin 1 well block

图2和图3分别为锦1井区沙二段顶、底的ID等值线与成岩阶段预测图。由图2可见, 锦1井区沙二段顶的成岩强度从北西至南东方向逐渐增加, 从早成岩阶段A期ID< 0.18), 经早成岩阶段B期(0.18I(D< 0.28)到中成岩阶段A1亚期(0.28I≤ D< 0.45)。沙二段底部储集层成岩强度相对较强, 从北西至南东依次发育早成岩阶段A期I≤ D< 0.18), 早成岩阶段B期(0.18I(D< 0.28)、中成岩阶段A1亚期(0.28I≤ D< 0.45)、中成岩阶段A2亚期(I≤ D≥ 0.45)。在锦310井周围区域, 沙二段顶、底储集层处于中成岩阶段A1亚期, 烃源岩已进入生烃门限, 开始大量生烃; 在生成油气的同时, 生成有机酸和CO2, 溶于水后形成酸性热流体, 溶蚀储集层, 形成次生孔隙。在中成岩阶段A期, 泥岩的压实作用较强, 盖层发育毛细管封闭, 再加上烃浓度封闭, 盖层封闭能力较强。生、储、盖层发育俱佳, 十分有利于油气的聚集。

4 钻前储集层孔隙度预测
4.1 建立孔隙度预测模型

研究表明, 碎屑岩储集层的孔隙度主要受沉积相和成岩作用的影响与控制, 沉积相是影响储集层孔隙度的“ 先天” 因素, 控制着储集层的原始孔隙度; 成岩作用是影响储集层孔隙度的“ 后天” 因素, 决定了储集层的最终孔隙度(杨晓萍等, 2007; 孟元林等, 2008, 2009; Stacy et al., 2010)。因此, 综合考虑锦1井区沙二段储集层的沉积微相和成岩作用对孔隙度的影响, 建立了锦1井区的孔隙度预测模型, 在钻前预测了预探井锦310井沙二段的储集层孔隙度。

辽河坳陷锦1井区沙二段沉积时期主要发育河口坝、辫状分流河道、天然堤和沼泽沉积(图 1)。由于不同沉积微相碎屑岩储集层的结构、构造和成分不同, 其抗压实性和抗热性也各异(寿建峰等, 2005), 孔隙度随深度的衰减速率也就不同。这样, 在层序地层学研究、沉积相分析和成岩作用数值模拟的基础上, 应用每个沉积微相储集层中各钻井的储集层孔隙度和与之对应的成岩指数ID, 便可建立该地区沙二段储集层不同沉积微相孔隙度与成岩指数ID的相关模型。需要补充说明的是, 沙二段各钻井或任一点储集层对应的ID值, 可以通过图2和 图3的D等值线插值得到。限于篇幅, 作者仅给出河口坝和辫状分流河道微相成岩指数IID与孔隙度的相关模型(图 4)。由图4可见, 河口坝和辫状分流河道微相砂体的孔隙度均随成岩指数ID的增加而减小, 但前者孔隙度衰减的速率比后者略小, 其原因是河口坝属于整个河流— 扇三角洲沉积体系的末端相, 碎屑颗粒的分选和磨圆相对较好, 成分成熟度较高, 具有较强的抗压性和抗热性, 而辫状分流河道相的砂体泥质含量一般较高, 抗压性相对较弱。

图4 锦1井区不同沉积微相孔隙度与成岩指数ID相关曲线Fig.4 Relationship between porosity and ID of different sedimentary microfacies of Jin 1 well block

4.2 钻前储集层孔隙度预测

应用锦1井区沙二段储集层不同沉积微相成岩指数ID与孔隙度的相关模型(图 4), 预测了锦1井区沙二段顶、底储集层的孔隙度, 图5和图6分别是沙二段顶部、底部储集层的预测孔隙度等值线图。沙二段储集层孔隙度由北西至南东逐渐减小(图 5, 图6), 其顶部储集层孔隙度主要分布在15%~25%之间; 底部储集层孔隙度主要分布在5.8%~15%之间。在锦310井周围地区, 沙二段顶部孔隙度为15%~20%, 属于中等孔隙度储集层; 底部储集层孔隙度为5.8%~8.5%, 属于致密储集层。此外, 根据辽河油田工业油气流储集层孔隙度下限(牛嘉玉等, 2007)标准, 产油储集层孔隙度下限为8.5%, 产气储集层孔隙度下限为5.8%, 锦310井周围地区沙二段顶部储集层属于有效油气储集层, 底部属于有效天然气储集层。

图5 锦1井区沙二段顶储集层孔隙度预测图Fig.5 Predicted reservoir porosity of the top of Member 2 of Shahejie Formation in Jin 1 well block

图6 锦1井区沙二段底储集层孔隙度预测图Fig.6 Predicted reservoir porosity of the bottom of Member 2 of Shahejie Formation in Jin 1 well block

图7 锦310井沙二段储集层铸体薄片溶蚀孔典型照片(A— 锦310井, 3433.38 m, 沙二段, 粒间溶蚀孔, 铸体单偏光, 5× 10; B— 锦310井, 3379.48 m, 沙二段, 铸模孔, 粒间孔, 铸体单偏光, 5× 10)Fig.7 Typical photos of casting thin sections showing dissolution pores of reservoirs of the Member 2 of Shahejie Formation in Well Jin 310

5 钻后储集层质量预测效果
5.1 锦310井成岩相预测效果

锦310井完钻深度为3600 m, 钻至沙二段上部。锦310井完钻后, 进行了一系列的测试和分析化验工作。沙二段储集层的铸体薄片资料表明, 碎屑岩储集层的溶蚀作用较强, 次生孔隙发育, 储集空间主要为粒间(溶)孔、粒内溶孔和铸模孔(图 7), 与前面所预测锦310井目前处于中成岩阶段A期、溶蚀作用较强的结果相符。

5.2 储集层孔隙度与优质储集层预测结果

将锦310井沙二段的顶、底预测孔隙度(图 5, 图6)按深度插值, 即可以计算出沙二段任意深度对应的储集层孔隙度。表2是锦310井完钻后的岩心实测孔隙度和预测孔隙度的对比结果。由表2可见, 锦310井钻后实测孔隙度与钻前预测孔隙度之间符合较好, 二者之间的误差为0.01%~2.58%, 平均为1.3%, 达到了国际上储集层填隙物含量小于10%时, 孔隙度预测误差小于2.00%的标准(Bloch and Helmod, 1995)。而锦310井沙二段储集层填隙物平均含量为16.13%, 远高于国外储集层填隙物含量小于10%的限制。也就是说, 作者所建立的孔隙度预测模型在储集层填隙物含量高达16.13%的条件下, 达到了储集层孔隙度预测误差小于2.00%的水平, 其精度比国内同类模型更高。

表2 锦310井储集层实测孔隙度与预测孔隙度 Table2 Measured porosity and predicted porosity of reservoir in Well Jin 310
5.3 锦310井钻探结果

锦310井在钻探过程中, 录井发现了良好的油气显示和31.1 m厚的油层。测井解释结果表明, 在3375~3430 m的深度范围内, 发育34.7 m厚的油层和7.9 m厚的低产油层。试油结果表明, 该井日产原油40 t。钻前储集层质量预测为预探井锦310井工业油流的发现, 提供了科学依据。

6 结论

1)辽河坳陷锦1井区古近系沙二段储集层主要处于中成岩阶段A期, 次生孔隙发育。

2)综合考虑沉积微相和成岩作用所建立的储集层孔隙度预测模型, 可用于预探井钻前储集层孔隙度预测。在锦1井区锦310井沙二段储集层填隙物含量高达16.13%的条件下, 孔隙度预测的平均误差仅为1.3%。

3)锦310井钻前储集层质量预测结果与钻后试油结果符合较好, 为该地区预探井工业油流的发现提供了科学的依据。

作者声明没有竞争性利益冲突.

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