復雜斷塊油藏流體識別主控因素分析及解釋方法研究

杜園青 (中石油大慶油田有限責任公司海拉爾石油勘探開發(fā)指揮部,黑龍江大慶 163000)

復雜斷塊油藏流體識別主控因素分析及解釋方法研究

杜園青 (中石油大慶油田有限責任公司海拉爾石油勘探開發(fā)指揮部,黑龍江大慶 163000)

為加快海拉爾油田高效開發(fā),以復雜斷塊油藏影響流體識別主控因素分析為指導,結合動靜態(tài)資料,建立和完善了海拉爾油田針對各類特殊儲層的油水層識別方法,有效提高了油水層測井解釋精度。研究結果表明,應用巖心分析數(shù)據(jù)構建的儲層品質指數(shù)與儲層孔隙結構參數(shù)及有效孔隙度與中子孔隙度的比值具有較好的相關性,應用有效孔隙度與中子孔隙度的比值建立的流體識別圖版可有效識別復雜孔隙結構儲層流體性質。電阻增大率對低地層水礦化度儲層具有較強的識別能力,并確定了貝中油田劃分油水層的電阻增大率界限值為2.5。當電阻增大率大于2.5時,儲層多為油層,當電阻增大率小于2.5時,儲層多為同層或水層。該研究成果和方法具有較好的應用前景,為其他類似油田儲層參數(shù)解釋工作提供了有益參考。

復雜斷塊油藏;油水層識別;主控因素;孔隙結構;電阻增大率

海拉爾油田屬復雜斷塊油藏,斷塊較多、含油區(qū)塊分布零散,受不同物源和沉積體系影響,儲層物性差、孔隙結構復雜、巖性多樣、地層水礦化度變化大[1]。隨著開發(fā)井數(shù)的增加及動態(tài)數(shù)據(jù)的連續(xù)采集,目前的油水層測井識別方法在部分區(qū)塊顯現(xiàn)出解釋符合率較低、明顯不適用的情況。在已開發(fā)油田中,貝中油田南二段、南一段和烏東油田南一段的油水層解釋符合率僅達到70%,蘇仁諾爾油田南一段油水層解釋符合率僅達到65%,流體識別率較低,已成為制約油田高效開發(fā)的主要矛盾。

在當前地球物理測井理論方法和技術條件下,低孔滲儲層、低電阻油氣儲層是目前諸多復雜儲層中2個比較突出的問題,在方法理論和技術上,還沒有十分有效徹底解決的方法[2]。文獻 [3]提出了低阻油氣層的評價方法,可利用測井相分析識別流體;文獻 [4]提出測井與錄井結合進行油水層識別方法的研究,利用地質錄井信息的直觀性制約測井信息的多解性,使測井解釋油水層更有地質依據(jù)。

復雜斷塊油藏地質條件的多樣性,決定了油水層識別及解釋方法完善的階段性。隨著開發(fā)過程的深入,動態(tài)資料的豐富,地質認識的加深,不斷的對其進行驗證與完善,不斷總結規(guī)律,依靠現(xiàn)有技術手段不斷提高解釋精度,最終形成一整套復雜斷塊油藏油水層測井識別技術。下面,筆者以復雜斷塊油藏影響油水層識別的主控因素分析為指導,結合動靜態(tài)資料,緊抓影響流體識別的主要矛盾,建立和完善了針對各類特殊儲層的油水層識別方法,為海拉爾油田測井解釋技術的完善、油田開發(fā)調整及各類方案編制提供技術支持。

1 影響流體識別主控因素分析

測井曲線是對地下儲層條件的綜合響應[5],而測井解釋則是對這種綜合響應依據(jù)已有資料和技術手段所進行反演過程[6]。常規(guī)測井方法識別儲層流體性質,主要依靠電阻率曲線[7]。由于儲層和成藏差異性,影響電阻率變化的因素也不盡相同[8]。從阿爾奇公式可以看出,影響儲層電阻率的因素有導電礦物、鈣質含量、泥漿性質、含油性、儲層巖性、物性、孔隙結構和地層水性質等。

阿爾奇公式:

式中,F為地層電阻率因數(shù);Ro為地層全水電阻率;Rw為地層水電阻率;φ為儲層孔隙度;Rt為地層電阻率;a、b為與巖心有關的系數(shù);m為膠結指數(shù),與巖石膠結情況和孔隙結構有關;n為飽和度指數(shù),與油水在孔隙中的分布狀況有關;Sw為含水飽和度。

式(1)、(2)聯(lián)立,則:

經取心資料證實,各區(qū)塊油水層解釋符合率較低的儲層中,其導電礦物含量與區(qū)域分布一致,儲層不含殘余油和鈣質;在已試油井中,其鉆井泥漿密度在1.15～1.18g/cm3,泥漿電阻率在1.2～2.6Ω·m,泥漿性能比較穩(wěn)定,也沒有因工程事故延遲測井的情況。因此,導電礦物、儲層含鈣、儲層中含有殘余油、泥漿侵入不是造成研究區(qū)開發(fā)井油水層解釋符合率低的主要原因。影響海拉爾油田油水層識別主控因素即為復雜巖性、物性和孔隙結構、地層水礦化度。

1.1 復雜巖性對儲層流體識別影響

復雜斷塊油藏由于物源較多,巖性變化大,部分區(qū)塊同一井上部和下部儲層分別發(fā)育砂礫巖、砂巖儲層,砂礫巖儲層膠結物含量和粒徑變化較大,測井響應復雜[9],在未判定巖性的前提下,若沿用砂巖儲層油水層識別標準,易造成水層或油水同層誤判為油層的情況。部分區(qū)塊發(fā)育砂礫巖的開發(fā)井,砂巖儲層泥質圍巖電阻率在5～20Ω·m,致使含油砂巖儲層電阻率與泥巖電阻率差異減小,易形成解釋誤差。

以貝中油田南二段為例,南二段解釋誤差層主要為砂礫巖儲層及與泥巖電阻率整體變高的砂巖儲層,如希04-68井(見圖1),該井58、59號層為典型的砂礫巖水層,該層錄井無顯示,其巖性密度在2.5g/cm3左右,但是深側向電阻率達到了80Ω·m,如果按原標準解釋會落入油層區(qū),希18-68井為典型的高阻砂巖同層(見圖2),該井的79、81號層密度在2.48g/cm3左右,深側向電阻率為50Ω·m,但是泥巖電阻率也較高,達到了10Ω·m,如果按原標準解釋會落入油層區(qū),該井初期日產油0.5t,日產水0.5m3。

圖1 希04-68井典型砂礫巖水層測井解釋成果圖

1.2 物性及復雜孔隙結構對儲層流體識別影響

儲層物性差,孔隙結構復雜,導致測井對油氣的敏感性降低,油層和油水同層識別難[10]。儲層物性和孔隙結構不僅改變儲層儲集能力和滲流特征,而且影響儲層電性特征,以烏東油田烏134-85井區(qū)為例,投產層平均孔隙度11.3%,屬于低孔、低滲儲層,該類儲層由于孔隙結構復雜、孔隙連通性差,成藏時往往驅替過程并不充分,一般形成低飽和度油氣層。另外,低孔、低滲儲層儲集空間小,測井信息中來自流體的貢獻小,導致測井對油氣的敏感性低;而儲層巖性和孔隙結構的復雜性以及鉆井液的侵入作用進一步掩蓋或模糊了電阻率測井反映油氣特征的能力。這種類型的油氣層,在電阻率曲線上常表現(xiàn)為油氣層和水層的電阻率接近,直接根據(jù)電阻率測井值的大小將他們區(qū)分開較為困難,使儲層流體識別工作更加復雜化。

圖2 希18-68井典型高阻砂巖同層測井解釋成果圖

1.3 地層水礦化度對流體識別的影響

地層水礦化度對流體識別的影響主要體現(xiàn)在對電阻率曲線的影響上[11],儲層含油性與儲層物性條件相同情況下,地層水礦化度越高,電阻率響應值越低;相反,地層水礦化度越低,儲層電阻率響應值越高。低地層水礦化度區(qū)塊進行流體識別時,儲層電阻率值異常,存在水層或同層誤判為油層的狀況。

以貝中油田為例,南一段油層礦化度主要分布范圍在6000～12000mg/L,平面上,希3主產區(qū)塊地層水礦化度稍高于其他區(qū)塊,而希47-89區(qū)塊,地層水礦化度僅為3500mg/L左右,依照原解釋圖版,流體性質均表現(xiàn)為油層特征。由于壓裂投產,初期分析的地層水礦化度被認為是壓裂液反排不凈導致,未引起足夠重視。投產后出現(xiàn)井區(qū)多數(shù)井含水率較高的情況。

統(tǒng)計表明,烏爾遜油田南一段地層水礦化度變化較大,主要分布范圍在6000～23000mg/L。平面上,烏27井區(qū)地層水礦化度主要是12000～23000mg/L,其他井區(qū)地層水礦化度主要是6000～8000mg/L。烏爾遜油田地層水礦化度的變化范圍大,導致部分油層與水層的電阻率差異變小,這就給油水層識別帶來了難度。

2 流體性質識別方法建立

2.1 建立巖性模型消除復雜巖性影響

針對原圖版受砂礫巖儲層及泥質圍巖電阻率較高影響導致流體識別符合率較低的區(qū)塊,優(yōu)選聲波時差、深側向電阻率、密度等參數(shù),建立巖性識別圖版 (見圖3),準確識別儲層巖性,并根據(jù)典型水層特征,分巖性建立新的油水層識別標準,有效解決了因巖性變化對流體識別的影響,新建的砂礫巖油水層解釋圖版精度達91.9%(見圖4)。

圖3 貝中油田南一段識別圖版

圖4 貝中油田南二段識別圖版

2.2 構建新參數(shù)消除物性和復雜孔隙結構影響

儲層物性、孔隙結構不僅改變儲層儲集能力和滲流特征,而且影響儲層電性特征,這是低孔低滲油氣藏評價的核心。但是目前巖石物理實驗無法有效清晰描述孔隙結構,孔隙結構測井評價的難度很大。在研究過程中,考慮實用的基礎上,用常規(guī)測井曲線來半定性、半定量的描述儲層孔隙結構,并針對不同類型儲層影響流體識別的主要矛盾給出解決方案 (見表1)。

表1 物性、孔隙結構對儲層流體識別影響解決方案匯總表

在儲層的泥質含量低且穩(wěn)定的情況下,單位體積巖石的含氫量除了受孔隙度的影響外,還受巖石顆粒比面積的影響。在孔隙度一定的情況下,巖石的碎屑顆粒的比面積越大,中子測井的測井值越高。為此,構建反映孔隙結構的因子φe/φN(單位中子測井孔隙度對有效孔隙度的貢獻率),該值越大,表明孔隙結構越好?？紫督Y構因子與儲層的滲透率、束縛水飽和度等參數(shù)均有一定的相關性。

考慮孔隙結構的影響,以深側向電阻率與孔隙結構因子組合為縱坐標,以自然電位為橫坐標,選用24口井165層的測井和試油資料,建立了烏134-85井區(qū)南一段油水層識別圖版 (見圖5)。其中合試油層127層,同層11層,合試水層27層。圖版中油層誤入同層區(qū)7層,同層誤入油層區(qū)3層,水層誤入3層,圖版精度91.5%。

2.3 應用電阻增大率定量識別儲層流體

針對地層水礦化度偏低造成儲層導電性變差,從而引起電阻率絕對值升高的儲層,雖然電阻率絕對值有所增大,但油氣所帶來的相對電阻率增高卻較為穩(wěn)定,可應用相對電阻率增高幅度去除背景干擾,達到流體識別目的。

電阻增大率(或油氣層電阻率指數(shù))I是指含油氣時的電阻率Rt與含水100%時的電阻率R0的比值為:

圖5 烏134-85井區(qū)南一段油水層識別圖版

應用貝中油田探評井及開發(fā)井數(shù)據(jù),統(tǒng)計了貝中油田不同區(qū)塊南一段電阻增大率及含水飽和度值,繪制了關系圖版 (見圖6),二者呈指數(shù)相關,且呈現(xiàn)出較高相關性。隨含水飽和度升高,電阻增大率呈指數(shù)遞減,當電阻增大率小于2.5時,含水飽和度大于45%,儲層多為同層或水層,當儲層電阻增大率大于2.5時,含水飽和度小于45%,儲層多為油層。并建立了儲層含水飽和度與電阻增大率之間的函數(shù)關系,通過計算儲層電阻增大率,可定量計算儲層含水飽和度,更加直觀判斷儲層流體性質。

圖6 貝中油田電阻增大率與含水飽和度關系圖版

3 結論

1)利用有效孔隙度與中子孔隙度的比值φe/φN可以反映儲層孔隙結構的變化,應用其建立的流體識別圖版可有效識別復雜孔隙結構儲層流體性質。

2)創(chuàng)新性應用儲層電阻增大率法,有效消除低地層水礦化度對電阻率響應異常影響,確定了貝中油田油水層電阻增大率界限,當電阻增大率大于2.5時,儲層多為油層,當電阻增大率小于2.5時,儲層多為同層或水層。

3)復雜斷塊油藏地質條件的多樣性,決定了油水層識別及解釋方法的階段性,隨著開發(fā)過程的深入,動態(tài)資料的豐富,地質認識的加深,儲層參數(shù)解釋工作必將是一個不斷被驗證并不斷完善的過程,筆者的研究思路和方法可為其他復雜斷塊油藏儲層參數(shù)解釋工作提供借鑒,具有較好的應用前景。

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[編輯] 洪云飛

TE122

A

1673-1409(2014)20-0018-05

2014-03-01

國家重點基礎研究發(fā)展計劃(973計劃)項目(2009CB219300)。

杜園青(1972-),男,工程師,現(xiàn)主要從事油藏工程及管理方面的研究工作。