自然電位測井評價海拉爾油田變質(zhì)巖潛山油藏裂縫性儲層

姜達(dá)貴

(中國石油大慶油田海拉爾石油勘探開發(fā)指揮部開發(fā)技術(shù)中心, 內(nèi)蒙古 海拉爾 021000)

0 引 言

裂縫是巖石中由于構(gòu)造變形或物理成巖作用形成的面狀不連續(xù)體[1]。在變質(zhì)巖潛山油藏中,儲層中裂縫既是儲油空間,又是成為油氣運移的主要通道[2]。關(guān)于裂縫識別方法有很多,常見的有成像測井解釋[3]、雙側(cè)向電阻率識別法[4]、三孔隙度識別法、微球聚焦雙側(cè)向組合法、高電阻率背景下的低電阻率識別法等[5]。海拉爾油田變質(zhì)巖裂縫性潛山油藏裂縫系統(tǒng)極為復(fù)雜,有溶蝕孔洞、也有構(gòu)造縫,裂縫發(fā)育程度變化非常大,且充填比較嚴(yán)重,裂縫系統(tǒng)評價難度較大[6-9]。開發(fā)初期,儲層多為裂縫溶洞較為發(fā)育的區(qū)塊,應(yīng)用常用測井識別方法取得較好的效果,但隨著油田開發(fā)的不斷深入,對裂縫發(fā)育程度較差,且大量發(fā)育充填比較嚴(yán)重的無效縫區(qū)塊應(yīng)用效果較差,產(chǎn)生大量的低效井、不出液井。本文通過對海拉爾油田變質(zhì)巖裂縫性潛山油藏巖心分析、地質(zhì)特征研究、測井資料、錄井資料及生產(chǎn)資料進行綜合分析,提出應(yīng)用自然電位曲線識別有效儲層的方法,在現(xiàn)場應(yīng)用中取得了較好的效果。

1 地質(zhì)概況

1.1 地質(zhì)特征

海拉爾油田潛山油藏主要位于蘇德爾特構(gòu)造帶大斷裂中部隆起帶,潛山頂面構(gòu)造形態(tài)總體表現(xiàn)為西高東低,油藏埋藏深1 641～1 927 m,地層厚度148.0～409.5 m,平均242.1 m。巖性主要是以火山碎屑巖和陸源碎屑巖為母巖的變質(zhì)巖,巖石碳酸鹽化強烈,普遍碎裂。巖心分析,孔隙度0.4%～14.3%,平均3.7%,滲透率(0.01～2.81)×10-3μm2,平均0.19×10-3μm2?？紫抖?5%的樣品13塊,占68%,孔隙度>5.0%的樣品6塊,占32%;滲透率除1塊樣品為2.81×10-3μm2外,其他樣品均小于1×10-3μm2。由于基質(zhì)滲透性極低,因此儲層發(fā)育完全依賴于裂縫的發(fā)育程度。根據(jù)統(tǒng)計,海拉爾油田潛山油藏裂縫寬度以<1 mm的裂縫為主,占60%以上,有效縫為中-小裂縫和部分微裂縫, 平均12條/m,裂縫組系以近東西向為主。統(tǒng)計171條巖心裂縫表明,充填裂縫占85.8%,部分充填裂縫占7.39%,未充填裂縫僅占6.81%。根據(jù)巖心觀察、樣品物性分析、薄片資料及毛細(xì)管壓力資料統(tǒng)計,布達(dá)特群潛山儲層基質(zhì)孔隙基本不發(fā)育,儲集空間為溶蝕孔洞和未充填縫,油氣主要分布在裂縫和溶洞中(見圖1)。

1.2 開發(fā)現(xiàn)狀

海拉爾油田潛山油藏于2005年陸續(xù)投入開發(fā),開發(fā)初期主要在油藏構(gòu)造高部位布井,開發(fā)井完鉆后借鑒華北油田潛山油藏有效儲層解釋方法,取得較好的開發(fā)效果,共投產(chǎn)油井104口,平均單井日產(chǎn)油量8.8 t。2008年在油藏構(gòu)造的低部位完鉆開發(fā)井140口,按照原標(biāo)準(zhǔn)平均單井解釋有效厚度28.4 m,投產(chǎn)后42口井低產(chǎn)液,平均單井日產(chǎn)液僅為0.4 t,48口開發(fā)井不出油(見表1)。

表1 海拉爾油田裂縫性潛山油藏油井投產(chǎn)初期產(chǎn)量分級統(tǒng)計表

2 自然電位曲線劃分變質(zhì)巖裂縫性潛山油藏有效儲層

2.1 自然電位識別有效儲層原理

自然電位測井主要用于砂泥巖剖面,是劃分和評價儲集層的重要方法之一[13]。自然電位產(chǎn)生主要是3種電勢疊加的結(jié)果:擴散電動勢(Ed),擴散吸附電動勢(Eda)和過濾電動勢(Eφ)。

實際測井中,純砂巖層的自然電位幅度(即靜自然電位)主要反映自然電場的總電動勢。

(1)

式中,VSSP為靜自然電位;Ed為擴散電動勢;Eda為擴散吸附電動勢;K為自然電位系數(shù),取決于鹽溶液性質(zhì)和地層溫度。

在測井過程中,因為砂巖滲透性遠(yuǎn)高于泥巖滲透性,所以擴散電動勢起主導(dǎo)作用,擴散吸附電動勢基本可以忽略[10]。在砂泥巖剖面中,當(dāng)RwCmf)時,在自然電位曲線上,以泥巖為基線,出現(xiàn)負(fù)異常的井段,可認(rèn)為是滲透性巖層(見圖2)。

圖2 砂泥巖剖面井內(nèi)自然電場分布和自然電位曲線形態(tài)

由于海拉爾油田潛山油藏巖性以變質(zhì)巖為主,而變質(zhì)巖基質(zhì)孔隙度非常低,滲透性也極低,在裂縫不發(fā)育或裂縫被泥質(zhì)嚴(yán)重充填的井段孔隙、孔道非常小,而其中所含溶液也就非常低,且大多不可流動。因此,在這些層段溶液中離子與泥漿中的離子交換就非常少,自然電位響應(yīng)特征表現(xiàn)出與泥巖層段相似,即自然電位異常幅度非常小或無異常;反之,而在有效縫發(fā)育的井段,孔隙度較高,溶液含量較高,可以與泥漿中離子發(fā)生交換,自然電位曲線表現(xiàn)為明顯的異常。因此,在自然電位異常的井段就是有效裂縫發(fā)育的井段,如果該井段在油水界面以上,儲集層中流體是原油,即為油層(見圖3)。

圖3 裂縫性潛山儲層井內(nèi)自然電場分布和自然電位曲線形態(tài)

探井貝12在1 640～1 690.0 m井段之間自然電位曲線無異常,氣測無異常,取心無油氣顯示,不發(fā)育有效儲層;1 690～1 710.0 m井段之間自然電位曲線明顯異常,取心有明顯油氣顯示,氣測曲線明顯異常,發(fā)育有效儲層,該井段試油日產(chǎn)純油20.3 t;1 710～1 750.0 m井段之間自然電位曲線無異常,氣測無異常,取心無油氣顯示,有效儲層不發(fā)育。

2.2 影響因素分析

自然電位產(chǎn)生的原因比較復(fù)雜,受儀器精度、測井速度、巖層厚度、泥漿礦化度、地層壓力、流體性質(zhì)等因素影響,但在實際油田開發(fā)過程,主要影響因素有4種。

(1) 受泥漿礦化度與地層水礦化度影響。自然電位的產(chǎn)生主要由于鉆井液中的離子與地層水中的離子發(fā)生交換,從而產(chǎn)生電勢差。當(dāng)兩者的礦化度差異相差不大時,即使在滲透層也難以形成有效的電勢差,自然電位曲線與泥巖層段特征基本一致。

(2) 受地層壓力影響。當(dāng)泥漿柱和地層之間壓差很大,同時滲透層井壁上沒有泥餅時,形成過濾電動勢。在實際的鉆井過程中,是要求通過控制泥漿密度嚴(yán)格控制泥漿柱與地層之間壓差的,但由于受注水等因素影響,地層中存在部分異常高壓層,針對異常高壓層過濾電動勢發(fā)揮較大作用,此時自然電位曲線受到影響較大,對于這類地層需要從注水開發(fā)方面進行綜合分析,對自然電位曲線進行校正。

(3) 受儲集空間影響。在現(xiàn)場實踐分析過程中發(fā)現(xiàn),溶洞性潛山油藏部分油井溶洞極為發(fā)育,油井自然產(chǎn)能很高,但在溶洞發(fā)育的井段自然電位曲線平直,沒有出現(xiàn)明顯的異常,主要是由于泥漿大量漏失,離子交換在地層深部產(chǎn)生。

(4) 受儲集層中的流體影響。利用自然電位異常幅度法可以區(qū)分滲透層,但對于自然電位異常幅度異常大的井段則需要綜合分析,發(fā)生異常的井段可能是由于有效裂縫極為發(fā)育導(dǎo)致,也可能是由于儲層中流體導(dǎo)致。

這些影響因素在油田開發(fā)后,可以根據(jù)油田實際比較容易區(qū)分,比如實際測井曲線上滲透層自然電位曲線明顯異常,那么基本可以排除泥漿礦化度的影響。另外,油井有效儲層不發(fā)育并不意味著無利用價值,由于海拉爾油田潛山油藏油井不壓裂沒有自然產(chǎn)能,因此在儲層不發(fā)育井利用上,要充分考慮鄰井儲層發(fā)育狀況。

2.3 有效儲層識別標(biāo)準(zhǔn)

國內(nèi)外油田對裂縫的研究相對較多,實際應(yīng)用常規(guī)測井系列進行定量研究非常困難,這主要是由于大部分裂縫很窄,儀器測試縱向分辨率不足導(dǎo)致的。另外,巖層尤其是儲集層大多不是均質(zhì)的,儲集層哪怕有細(xì)微的巖性變化,就會導(dǎo)致常規(guī)電法測井表現(xiàn)出與裂縫類似的特征,所以利用常規(guī)測井識別小裂縫、微裂縫理論上可行,但實際操作非常困難。

在油田開發(fā)過程中,主要目的是尋找儲集層、滲透層,因此即使能定量化裂縫,但無法區(qū)別出有效裂縫時,其意義也不大。在海拉爾油田潛山油藏開發(fā)過程中,重點是尋找有效儲層。而自然電位對滲透層比較靈敏,因此主要采用自然電位曲線異常幅度法制定有效儲層圖版(見圖4)。

由于自然電位影響因素較多,且在海拉爾油田無法區(qū)分油水層,因此需要對區(qū)塊油水界面有清晰的認(rèn)識。由于油田已經(jīng)投入開發(fā),油水界面通過探評井、生產(chǎn)井資料,可以很容易作出判斷。在油水界面以上,采取以自然電位為主,參考巖心、巖屑、氣測、地化等資料進行綜合判斷有效儲層。由于大部分開發(fā)井無巖心、巖屑、氣測、地化等資料,因此自然電位曲線是劃分有效儲層的重要依據(jù)(見表2)。

圖4 海拉爾油田裂縫性潛山油藏有效儲層識別電性圖版

識別方法油層差油層干層測井ΔVSP≥20mV高產(chǎn)油層;20mV>ΔVSP≥10mV,工業(yè)油流層10mV>ΔVSP≥5mV5mV>ΔVSP巖心縫洞發(fā)育好,有主縫,呈開啟形態(tài),縫洞連通性好,含油較明顯,油氣味濃裂縫發(fā)育較好,縫隙空間小,連通性差或不連通,可見含油裂縫發(fā)育差,縫隙充填緊密,不連通,不含油或含油性差巖屑含油巖屑含量≥5%,熒光級別≥10級含油巖屑含量1%～5%,熒光級別≥7級含油巖屑含量低或無顯示氣測全烴≥0.5%,比值≥3,甲烷60%～80%全烴≥0.2%,比值≥3,甲烷60%～80%無顯示地化S1/S2≥3,S1≥3,S2≥1.7S1/S2在1～3之間S1<3,S2<1.7S1/S2<1,S1<2,S2<0.7

3 實例分析及現(xiàn)場應(yīng)用效果

按照上述標(biāo)準(zhǔn),對海拉爾油田潛山油藏所有油井進行重新解釋,共發(fā)現(xiàn)潛力井42口,陸續(xù)對其中的16口實施補孔挖潛,14口取得增油效果,單井日增油初期達(dá)到4.0 t,累計增油達(dá)4 957 t(見表3)。

表3 海拉爾油田變質(zhì)巖裂縫性潛山油藏補孔試驗井效果統(tǒng)計

如比較典型的貝14-XB48-44井組,該井區(qū)共有3口井,按照原解釋的有效厚度射孔,投產(chǎn)后均低產(chǎn),生產(chǎn)僅3個月就無液關(guān)井。按照自然電位曲線異常幅度法,射孔層段無明顯異常,說明射開層段比較致密,非有效儲層,但在射孔層段下方井段自然電位曲線出現(xiàn)了明顯的異常,說明該井段具有滲透性,發(fā)育有效裂縫(見圖5)。

從前面的分析可以知道,變質(zhì)巖在沒有裂縫發(fā)育的情況下是極其致密的,只有發(fā)育有效裂縫時,才具有滲透性。為此,對貝14-XB50-50、貝14-XB48-46井自然電位明顯負(fù)異常的井段實施補孔,均取得較好的增油效果,其中自然電位異常井段較長、幅度較大的貝14-XB50-50補孔后初期日增油6.0 t,5年后日產(chǎn)油仍有6.1 t,累計增油達(dá)到了7 733 t。

圖5 貝14-XB48-44—XB48-46—XB 50-50連井剖面圖

4 結(jié)論及認(rèn)識

(1) 自然電位曲線能有效識別滲透層,在海拉爾油田變質(zhì)巖裂縫性潛山油藏基質(zhì)基本沒有滲透性這一特征下,可以通過自然電位異常幅度法識別有效儲層。

(2) 自然電位產(chǎn)生的原因比較復(fù)雜,受泥漿與地層水礦化度、地層壓力、儲集空間、儲集層中的流體等多種因素影響。因此,在不同的油田,不同的區(qū)塊,甚至是不同的井區(qū),主要影響因素有其影響程度可能不一樣,要根據(jù)油田開發(fā)實際情況進行綜合判斷。

(3) 應(yīng)用自然電位異常幅度法在海拉爾油田變質(zhì)巖裂縫性潛山油藏劃分有效儲層中取得較好的試驗效果,對該類油藏有效厚度劃分標(biāo)準(zhǔn)的制定、低產(chǎn)井治理、儲層挖潛、儲量核算及油田綜合調(diào)整有重要的指導(dǎo)意義

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