遼河油田超稠油儲層精細測井評價

程曉波, 孫金浩, 牟牮, 王業(yè)博, 薦鵬, 李厚霖

(1.中國石油集團長城鉆探工程有限公司測井公司, 遼寧 盤錦 124011; 2.中國石油遼河油田分公司勘探開發(fā)研究院, 遼寧 盤錦 124010; 3.長江大學(xué)地球物理與石油資源學(xué)院, 湖北 武漢 430100)

0 引 言

遼河油田[1]曙采×塊厚層塊狀超稠油油藏采用了SAGD(蒸汽輔助重力泄油)[2]等開采技術(shù)。在生產(chǎn)過程中,發(fā)現(xiàn)局部區(qū)域蒸汽腔擴展速度慢且連通性差,而基于現(xiàn)有測井解釋成果建立的油藏評價地質(zhì)模型無法揭示儲層的非均質(zhì)性與蒸汽腔擴展之間的關(guān)系。為使SAGD等開采技術(shù)達到最佳效果,開展超稠油儲層精細評價技術(shù)研究,進而制定相應(yīng)的開發(fā)措施具有非常重要的意義。

本文以曙采×塊館陶油層為研究對象,結(jié)合巖心化驗分析、測井資料等數(shù)據(jù),建立了精準的儲層參數(shù)評價模型;量化現(xiàn)場監(jiān)測井溫曲線,架起了地溫變化與儲層物性之間的橋梁;綜合巖心、試采、監(jiān)測、測井等資料,實現(xiàn)了統(tǒng)一的儲層分類物性劃分標準;依據(jù)重新構(gòu)建的三維地質(zhì)模型,展示了儲層非均質(zhì)性立體特征及物性夾層的平面分布和縱向發(fā)育狀況;利用精準的儲層參數(shù)評價、合理的儲層分類劃分、精細的油藏地質(zhì)模型等研究,揭示了蒸汽腔擴展與儲層非均質(zhì)變化的關(guān)系。

1 儲層地質(zhì)特征

曙采×塊構(gòu)造位于遼河盆地西部凹陷西斜坡中段,館陶組為厚層塊狀超稠油油藏,為陸源沉積體,油藏埋深為530～740 m,油層厚度為6～140 m,巖性以砂礫巖為主,不等粒砂巖、中粗砂巖及少數(shù)細砂巖并存。儲層孔隙度平均為36.3%,滲透率5 540 mD*非法定計量單位, 1 mD=9.87×10-4 μm2, 下同,為高孔隙度高滲透率儲層。地面原油密度1.007 g/cm3,黏度231 910 mPa·s(50 ℃),凝固點27 ℃,膠質(zhì)瀝青52.9%,原油屬于超稠油,地層水型為NaHCO3型,地層水總礦化度平均為2 112 mg/L。

2 儲層參數(shù)評價模型

考慮到×塊區(qū)域較大,因此以目標層段上部的泥巖為標志層,采用趨勢面法[3]對測井資料進行了標準化處理,該方法宏觀保留了地層沉積、構(gòu)造對測井資料的控制作用,也消除了非地質(zhì)因素對測井資料的影響。全區(qū)9口井有巖心分析數(shù)據(jù),選其中巖心分析資料比較齊全的3口井為模型井,將剩余6口井選為模型檢驗井。建模前,先對巖心分析數(shù)據(jù)進行了覆壓校正、深度歸位、篩選、奇異點去除、層平均等處理。沉積巖的孔隙度、滲透率與巖石的壓實作用相關(guān),孔隙空間所承受的壓實力與上覆地層壓力及孔隙流體壓力有關(guān),隨著壓實力增加孔隙度就會減小。鉆井取心分析一般是在地面常壓(或某特定壓力)下進行的,孔隙會有所膨脹,所以測量的巖心孔隙度、滲透率會大于地層條件下的孔隙度,因此有必要對其進行校正。根據(jù)實驗數(shù)據(jù)進行整理并進行數(shù)理統(tǒng)計分析,得出孔隙度隨壓力變化的校正公式

式中,φ0為地面孔隙度,%;K0為地面滲透率,mD;pe為凈覆壓,MPa;φc為校正后的孔隙度,%;Kc為校正后的滲透率,mD。

處理后的巖心分析與測井數(shù)據(jù)有更好的相關(guān)性,2類數(shù)據(jù)的縱向分辨率也基本匹配。

2.1 泥質(zhì)含量模型

砂泥巖地層評價中,泥質(zhì)含量是油氣層評價的關(guān)鍵參數(shù)之一。一次解釋時采用深側(cè)向電阻率計算泥質(zhì)含量,由于高電阻率的稠油影響,油層的電阻率一般比較高,計算的泥質(zhì)含量為0,這與巖心數(shù)據(jù)統(tǒng)計分析的儲層泥質(zhì)含量在3%～10%之間相矛盾。

泥質(zhì)組成復(fù)雜多樣,由各種黏土礦物、細粉砂及其他非黏土礦物細顆粒(直徑一般小于0.003 9 mm)[4]組成,泥質(zhì)含量高低與儲層物性密切相關(guān)。該區(qū)塊為濁積巖儲層[5],受放射性礦物和地層水礦化度的影響,使得自然伽馬測井曲線和自然電位測井曲線不能真實反映儲層泥質(zhì)含量情況。研究發(fā)現(xiàn),巖心分析泥質(zhì)含量與泥質(zhì)指示曲線的相關(guān)性都較差。與深淺側(cè)向電阻率測井曲線的相關(guān)性較好,但油層段深電阻率測井曲線主要反映含油性,因此簡單使用電阻率進行計算泥質(zhì)含量誤差較大。本文先對深側(cè)向測井曲線進行含油氣、孔隙大小迭代校正。首先用原始電阻率和孔隙度模型的初始孔隙度,使用阿爾奇公式計算出的含油氣飽和度,通過體積模型,考慮油氣占比例進行油氣校正,計算出100%含水時的電阻率R01,再通過阿爾奇公式地層因素將R1在統(tǒng)一孔隙度條件下進行孔隙度校正,生成電阻率曲線R02,再用校正后的電阻率R02曲線計算泥質(zhì)含量,計算公式為

Vsh=2GCUR×S-12GCUR-1

(2)

式中,S=Rsh-RmaxRmax-Rmin,Rsh為泥質(zhì)電阻率,Ω·m;Rmax為純砂巖處的電阻率值,Ω·m;Rmin為純泥巖處的電阻率值,Ω·m;GCUR為地區(qū)經(jīng)驗系數(shù),取3.7。

圖1為深側(cè)向含油氣、孔隙度校正后與巖心泥質(zhì)含量交會,可以看出,兩者的相關(guān)性非常好。

圖1 校正后電阻率與巖心分析泥質(zhì)含量交會

2.2 孔隙度模型

該研究區(qū)塊儲層為欠壓實泥質(zhì)砂巖地層,顆粒膠結(jié)松散,造成聲波在地層中傳播出現(xiàn)延遲,旅行時間增長,且富含超稠油,聲波時差比較大,導(dǎo)致一次解釋儲層參數(shù)精度較差。考慮到該區(qū)塊絕大多數(shù)井僅有1條孔隙度測井曲線——聲波時差,因此,孔隙度模型只能用聲波時差曲線建立。

圖2是聲波時差曲線與巖心分析孔隙度交會圖。從圖2可以看出,數(shù)據(jù)點可進行線性、非線性擬合。但是按線性回歸關(guān)系建立孔隙度模型(藍點線),雖然相關(guān)系數(shù)較高,但僅是數(shù)據(jù)關(guān)系,應(yīng)用時缺少合理的地質(zhì)意義,并且當外推到骨架點上,其骨架數(shù)值不合理[6];如果采用強制骨架點方法建立線性回歸關(guān)系(紅實線),雖然保證了物理意義及骨架值的合理性,但其相關(guān)系數(shù)較低,采用其計算孔隙度時誤差會較大。采用非線性回歸關(guān)系(綠長虛線)時,不僅相關(guān)性好,而且同時兼顧到分析數(shù)據(jù)(儲層數(shù)據(jù))和骨架點上,保證儲層與非儲層參數(shù)精度。該非線性回歸關(guān)系為聲波地層因素公式[7]φ=1-(Δtma/Δt)1/x(φ為總孔隙度)。該公式中只有x參數(shù)可變,x與地層特性(巖性、壓實)相關(guān)。當使用巖心分析數(shù)據(jù)對地層因素公式反擬合,可得到x約為2.1。為了得到更加準確、普遍適用性的地層因素指數(shù),設(shè)計了最優(yōu)化[8]的變x(與深度相關(guān))反演方案。利用最優(yōu)化技術(shù)得到的地層因素x=0.000 5×D+1.78(D為深度)。對于有效孔隙度采用泥質(zhì)校正法計算,φ=1-[Δtma/(Δt-Vsh(Δtsh-Δtma)]1/x。

圖2 聲波時差曲線與巖心分析孔隙度交會

2.3 滲透率模型

依據(jù)測井曲線所建立的滲透率模型一般是孔隙度、泥質(zhì)含量、粒度中值的函數(shù)。通過對巖心孔隙度、滲透率、泥質(zhì)含量、粒度中值以及巖性與巖心滲透率相關(guān)性研究,發(fā)現(xiàn)滲透率受孔隙度和泥質(zhì)含量的影響大[9]。因此,滲透率模型采用有效孔隙度建模,其模型為K=0.074 2e0.353φ(見圖3)。

圖3 巖心分析孔隙度與巖心分析滲透率交會

2.4 飽和度模型

該區(qū)的資料大多單孔隙度系列,飽和度模型仍采用適用于簡單砂泥巖的阿爾奇公式。a、m、n、b由巖電實驗分析得到,地層水電阻率Rw由水分析資料礦化度計算。b與巖性有關(guān)的系數(shù),取1;a與巖石性質(zhì)有關(guān)的巖性系數(shù)取,取1;m與巖石孔隙結(jié)構(gòu)有關(guān)的孔隙結(jié)構(gòu)指數(shù)取,取1.95;n為飽和度指數(shù),與油氣水在孔隙中分布狀況有關(guān),取1.52。

2.5 模型最優(yōu)化方案與驗證

儲層評價計算中采用最優(yōu)化方案,泥質(zhì)含量、孔隙度、飽和度和滲透率之間反復(fù)迭代計算與校正。先對儲層電阻率進行油氣校正,計算得到所在儲層視作只含水時的電阻率R01,緊接著對R01進行統(tǒng)一標準條件下的孔隙度校正計算得到電阻率曲線R02,再使用電阻率R02參與計算得到泥質(zhì)含量,泥質(zhì)含量數(shù)據(jù)再參與計算有效孔隙度,有效孔隙度用于計算得到滲透率和飽和度。多次計算所得飽和度和有效孔隙度用于電阻率的油氣校正和孔隙度校正,進行多次迭代計算與校正,最終起到與巖心實驗結(jié)果相符的最優(yōu)化的效果。

3 儲層分類劃分標準

3.1 由巖心實驗確定

圖4 汞飽和度及滲透率貢獻積累曲線圖

利用J函數(shù)法[10]可求出平均毛細管壓力曲線,再求取各單元滲透率分布及貢獻積累,確定出最小流動孔喉半徑,再根據(jù)孔喉半徑與孔隙度、滲透率的相關(guān)關(guān)系,求出對應(yīng)于最小流動孔喉半徑的孔隙度、滲透率。圖4為油藏毛細管壓力進汞飽和度及滲透率貢獻積累曲線圖。從圖4可以看到,當取孔喉半徑大于8.5 μm時,滲透率積累大于99.9%,即取其為最小流動孔喉半徑。利用孔隙度(滲透率)—孔喉半徑關(guān)系圖可得對應(yīng)的孔隙度為19.5%,滲透率為160 mD(覆壓條件下的值分別為18.5%、80 mD)。該物性下限對應(yīng)的孔隙結(jié)構(gòu)綜合指數(shù)((K/φ))約為2.9。孔隙結(jié)構(gòu)綜合指數(shù)2.9以下的巖心分析泥質(zhì)含量一般大于10%,平均為12.5%,有效孔隙度平均為24%,滲透率平均為190 mD,為統(tǒng)計意義的Ⅰ類儲層物性標準。

3.2 由試采、生產(chǎn)統(tǒng)計確定

結(jié)合該區(qū)的試采、生產(chǎn)等情況,制作了儲層分類解釋評價標準及圖版(見圖5),并對Ⅰ、Ⅱ類儲層物性數(shù)據(jù)進行了分析并分類統(tǒng)計,可以得出Ⅰ類儲層泥質(zhì)含量<10%,孔隙度>22%,滲透率>220 mD,飽和度大于50%;Ⅱ類儲層孔隙度10%～22%之間,泥質(zhì)含量10%～25%,滲透率80～220 mD,飽和度25%～50%之間。

圖5 測井解釋評價標準圖版

3.3 由地溫監(jiān)測資料分析確定

通過對大量的井溫監(jiān)測數(shù)據(jù)[11]分析發(fā)現(xiàn),儲層的井溫變化程度與二次評價的儲層參數(shù)有關(guān)聯(lián)。為了建立井溫曲線與儲層物性定量關(guān)系,制定了井溫變化程度的量化標準(見圖6),圖6中0級為井溫曲線無變化或變化很小;1級為井溫曲線有較小變化;2級為井溫曲線有較明顯的變化;3級為井溫曲線有較大的變化;4級為井溫曲線回歸基線。基于量化標準,提取出了相應(yīng)的物性等數(shù)據(jù),并制作相關(guān)交會圖(見圖7)。統(tǒng)計分析可知,蒸汽溫度場有明顯變化的層厚度>1 m,區(qū)域上有一定的延伸,孔隙度<22%,泥質(zhì)含量>10%;厚度達2.5 m以上的泥巖對蒸汽溫度場有嚴重的影響。

圖6 井溫變化程度的量化標準

3.4 SAGD技術(shù)開采中的有效性綜合評價標準

在精準儲層參數(shù)評價的基礎(chǔ)上,綜合利用巖心化驗、試油試采和地溫監(jiān)測等現(xiàn)場資料,可總結(jié)出儲層分類的統(tǒng)一劃分標準為3類。第I類儲層:孔隙度大于24%,滲透率大于240 mD,這類儲層直接通過SAGD技術(shù)開采,蒸汽腔的推進和擴展可以很順利進行;第Ⅱ類儲層:孔隙度在19%～24%之間,滲透率在160～240 mD之間,厚度達到約2.5 m以上,分布范圍連續(xù)且足夠廣時,通過SAGD技術(shù)開采,蒸汽腔的推進和擴展受到一定的影響,但是在一定的開采時間后,熱效應(yīng)還是能夠波及到并達到一定開采效果;第III類儲層:孔隙度小于19%,滲透率小于160 mD,分布范圍連續(xù)且足夠廣時,形成隔夾層,通過SAGD技術(shù)開采時,在厚度達到約1 m時,蒸汽腔的推進和擴展受到很明顯的影響,必要時要增加開采措施,如果厚度達到約2.5 m以上,會嚴重影響蒸汽腔的推進和開采效果,要增加開采措施[12]。

圖7 井溫變化程度與儲層參數(shù)等的關(guān)系

4 應(yīng)用效果分析

選取了測試及監(jiān)測比較多的區(qū)域,建立了三維地層模型。圖8為選定的區(qū)域井位分布圖。黃色的井為第1批次射孔井,紅色的井為館陶油層組層位井溫觀察井。2011～2012年,為了提高產(chǎn)量,在圖示橢圓區(qū)域東南方向進行了補孔作業(yè)。

圖8 水平井三維地質(zhì)建模區(qū)域

圖9為三維地質(zhì)模型(有效孔隙度屬性建模)過井溫觀察井的橫剖面,左邊的小圖是測井解釋成果圖,電阻率曲線是2～2 000 Ω·m的對數(shù)道位,右邊的小圖是井溫曲線圖為30～270 ℃線性道位。圖9中淺藍線為GG3觀察井軌跡;左側(cè)的剖面圖為GG3井新模型計算的剖面;右側(cè)的曲線圖為GG3井的井溫監(jiān)測曲線圖。綠色區(qū)域孔隙度小于18%,對應(yīng)泥巖層或干層;粉色區(qū)域孔隙度為18%～24%,為第II類儲層;藍色區(qū)域孔隙度大于24%,對應(yīng)第Ⅰ類儲層。①號深度段為厚層泥巖,橫向上連續(xù)分布;②號深度段GG3井為純泥巖層,但在橫向上分布不連續(xù)且展布面積小;③號深度段GG3井為連續(xù)幾層低物性薄層,在二維屬性模型圖上為橫向上分布連續(xù)且展布面積大;④號深度段GG3井為低物性段,厚度薄,橫向上分布不連續(xù)且展布面積不廣;⑤號深度段GG3井存在薄低物性段,但橫向上分布較厚的低物性段。初期射孔層段位于①和③層段之間,后期補射在③號層之上。從井溫曲線變化上看出,②號深度段的薄泥巖層段雖為較純的泥巖,但由于分布范圍不大,因此對蒸汽腔的推進和擴展速度影響不大,而③號層段雖低物性層段,但是縱向上有一定的累計厚度,而且橫向上連續(xù)展布,影響了蒸汽腔的推進速度;而后期補射后,該層溫度迅速上升,但低物性層溫度還是稍低。從多個二維切面上,都可見該區(qū)域館陶組地層發(fā)育幾套低物性層段,有的連續(xù)性好,能展布3～5個井距約200～350 m,有的連續(xù)性差,展布1個井距左右,其走向與地層的走向基本一致。

圖9 三維地質(zhì)建模二維切面(過井溫觀察井)

5 結(jié)束論

(1) 基于最優(yōu)化迭代技術(shù)對電阻率曲線進行含油氣、孔隙度影響校正,進而實現(xiàn)了泥質(zhì)含量精確計算,有較強的理論依據(jù)。

(2) 采用最優(yōu)化反演技術(shù),建立聲波地層因素指數(shù)與埋深的關(guān)系,克服了擬合公式存在不確定性,解決了超稠油儲層孔隙度計算精度低的問題。

(3) 綜合巖心分析、試油試采、井溫監(jiān)測、測井曲線等資料,建立的儲層物性分類標準,可相互佐證,實現(xiàn)了標準統(tǒng)一化。

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