埕海油田深層流體性質判別方法

劉俊東,李進,竇如勝,王小剛,卓坤,劉竹杰

(1.中國石油集團測井有限公司天津分公司,天津300280;2.中國石油集團測井有限公司,陜西西安710077;3.中國石油大港油田公司第四采油廠(灘海開發(fā)公司),天津300280)

0 引 言

大港埕海油田受海上地理條件的制約,多采用人工島或海上平臺的方式鉆采[1]。與陸上油田勘探開發(fā)不同,在高投入、高產出的同時有較高的風險。隨著勘探開發(fā)的逐漸深入,測井響應特征與儲層含油性的關系越來越復雜,測井評價難點日益凸顯,常規(guī)評價方法難以準確識別儲層流體性質。與此同時,當地層流體含氣飽和度較高時,天然氣的壓縮儲能效應會導致地下流體在井筒內運移過程中,因體積膨脹增大平臺井口控制難度和海上油田的開采風險。因此,為了實現油田的高效開發(fā)和效益建產,對測井解釋評價提出了更高的要求,不僅要準確劃分油水關系,還要精準評價油氣的相對含量,故針對埕海油田進行測井流體性質識別與評價方法研究具有重要意義。

1 儲層特征與評價難點

埕海油田開發(fā)主力層為三角洲和扇三角洲前緣亞相沉積的沙河街組。儲層構造破碎,單砂體厚度薄且縱橫向展布變化較大,儲層巖性為灰色泥巖、淺灰色含礫不等粒砂巖與細砂巖組成的互層層序,孔隙度最大為17.7%,單井平均孔隙度為14.2%,滲透率最大為79.6 mD[注]非法定計量單位,1 mD=9.87×10-4μm2,下同,單井平均滲透率為25.0 mD,屬于中孔隙度低滲透率常規(guī)碎屑巖地層。區(qū)域巖心毛細管實驗分析反映僅有少量大孔隙喉道,以微孔隙為主,孔隙結構較差,束縛水飽和度較高,可達60%以上?？碧介_發(fā)證明,在沉積背景下區(qū)塊普遍發(fā)育由高束縛水以及侵入等綜合因素導致的低對比度油藏。在正韻律頂部或反韻律底部,儲層巖性細、分選差、孔隙結構復雜,油氣對電阻率響應的貢獻弱,形成了沉積韻律控制下的低對比度油氣層。侵入導致的低對比油藏,由于復雜的孔隙結構使鉆井過程中濾餅與井壁連接不牢,容易被沖散,從而延長侵入時間,增加侵入深度。尤其近幾年鉆井液礦化度越來越高,18 ℃鉆井液條件下的電阻率甚至低于0.1 Ω·m,使得侵入污染引起的低對比度油氣層也成為制約測井評價精度的主要因素。

圖1為2020年部署的采油井張海B井測井解釋成果圖。該井18 ℃鉆井液條件下的電阻率為0.13 Ω·m,由圖1可見,砂體薄互層作用明顯,且35號層等底部電阻率均出現明顯的“凹兜”特征,電阻率絕對值低于圍巖電阻率(2 Ω·m),反映該井受鉆井液侵入影響嚴重,故在評價時綜合考慮了內外因素。在無典型油氣層特征的情況下,將巖性、物性與電性曲線具有較好一致性的33、35號層評價為油氣層;36、45號層在巖性細、物性較差時仍然具有較高的電阻率,評價為油層;28、37、40、41號層層內有明顯的流體分異特征,解釋為油水同層。2020年9月25日,對該井28、32、33、35、36、37、40、41、45號層采用潛油電泵6.5 mm油嘴投產,日產油0.75 t,日產氣145 m3,日產水74.34 m3,含水率99%,證明測井解釋結論偏高。

圖1 張海B井測井成果圖

與此同時,天然氣的物理特征在測井響應上表現不明顯,測井識別困難,經常會出現測井評價以油層或者油氣同層為主,而實際生產卻具有較高氣油比、甚至純產氣的現象。圖2為張海C井的測井成果圖,其中66、67層測井孔隙度曲線“鏡像”特征不明顯,評價為差油層與油層。2018年6月24日采用8 mm油嘴自噴投產,日產油16.53 t,日產氣39 272 m3,氣油比達2 376。此外,近幾年海上油田開發(fā)大斜度井、水平井占比逐年增高,狗腿度大、井況條件差,造成測井解釋陷入困境。針對此情形,急需一種基于常規(guī)資料的深層流體判別新方法,提高儲層的識別精度,指導油田后續(xù)開發(fā)方案的實施。

圖2 張海C井測井成果圖*非法定計量單位,1 in=25.4 mm,下同

2 評價方法的建立及應用

針對埕海油田評價難點開展研究,通過對測錄井資料進行深度挖掘,形成了基于電阻率沉積韻律校正以及鉆井液沖刷控制作用分析的縱向模式判別法、基于流體性質敏感權重分析的四孔隙度判別指數法、多學科融合的測錄井一體評價法,有效解決了油田測井評價的難題,應用效果良好。

2.1 縱向模式判別法

通過大量基礎資料分析發(fā)現,沉積韻律和鉆井液污染是影響研究區(qū)碎屑巖儲層電性響應特征的2種最主要因素,故針對該類油氣層,要進行準確的流體性質識別,首先需要對影響因素進行逐步剝離。鑒于自然伽馬曲線可以較好地反映沉積韻律,利用自然伽馬曲線對電阻率進行沉積韻律校正,降低圍巖環(huán)境對電阻率的影響,擴大油、水層電阻率之間的差異。具體校正公式

Rtc=(Rt/Rsh)/(1-ΔGR)

(1)

式中,Rtc為沉積韻律校正后的電阻率值,Ω·m;Rt為沉積韻律校正前儲層深電阻率值,Ω·m;Rsh為泥巖電阻率值,Ω·m;ΔGR為自然伽馬相對值。

地層發(fā)育不同程度的非均質性,導致鉆井液侵入地層是以不同的途徑、方式和速度均勻推進。鉆開地層初期,鉆井液沖擊和噴射井壁將大孔隙中的油以較快速度沿滲透性好的地層推進,而低孔隙度滲透率地層則相對較大程度地保留了比較多的原始油藏信息[2]。因此,在不同孔隙度滲透率條件下地層電阻率將呈現齒化特征。縱向模式判別法就是利用這種齒化特征,首先對區(qū)塊試油資料進行分析,建立不同儲層類型電性下限。其次,通過對電阻率校正曲線進行二階求導,利用導數的正負特征將儲層分段,并根據電性標準按水層—油水同層—油氣層的順序分別定義為-1—0—1。

最后結合油藏縱向分布規(guī)律,定義隨深度增加的正韻律為油模式,實現地層流體性質的自動判別[3-4]。圖3為張海D井的測井成果圖,該井18 ℃鉆井液條件下的電阻率為0.21 Ω·m,與張海B井隸屬于同一斷塊,構造位置略高15 m左右。孔隙度曲線反映各層均具有不同程度的非均質性,電阻率呈現微齒化特征。其中29、30號層從測井曲線上看,自然電位異常幅度大,電阻率測井曲線在巖性純、物性好時呈現明顯的下凹特征,反映地層具有一定的含水性,但利用該方法進行判別,電阻校正指數為3～7,縱向上表現為逐漸增加的油模式,解釋為油層。2020年11月25日,對該層采用潛油電泵5.00 mm油嘴投產,日產油40.72 t,日產氣1 485 m3,驗證了該方法的適用性。

2.2 四孔隙度權重分析法

準確區(qū)分油、氣層是海上平臺安全開采的迫切需求。常規(guī)三孔隙曲線在氣層中分別具有典型的響應特征,如補償聲波曲線的“周波跳躍”現象、補償中子曲線的“挖掘效應”現象、補償密度-補償中子的鏡像交會特征等。基于以上特征在大港油田中淺層形成了較為成熟和完善的氣藏評價方法。而埕海油田構造破碎,砂泥巖交互頻繁且縱向疊加,目的層位埋藏深,受地質環(huán)境和成藏條件的制約,油氣藏在測井曲線響應特征上比較復雜。即使在高氣油比儲層中密度-中子鏡像包絡現象也不明顯,聲波時差數值變化不大,再加上不同斷塊間乃至同一斷塊不同井位測井響應特征也不盡相同,常規(guī)氣藏識別方法應用受到局限。

圖3 張海D井測井成果圖*非法定計量單位,1 b/eV=6.241 46×10-10 m2/J,下同

結合油氣層評價中含水孔隙度一般是有效孔隙度1/2以內的規(guī)律,在對測井資料進行預處理和儲層有效性判別的基礎上,計算流體性質敏感的四孔隙度參數(補償密度孔隙度、補償中子孔隙度、補償聲波孔隙度以及含水孔隙度),引入數學熵權系數確定法,求取參數隸屬度,放大敏感參數的特征,消除測量環(huán)境導致的曲線間的誤差,創(chuàng)新建立了決策函數:孔隙差值與孔隙比值,形成了具有區(qū)域特征的流體性質精確判別的新方法。該方法同時應用了多條測井曲線,不僅減弱了評價結果對某條曲線的單一依賴性,更通過深入發(fā)掘測井響應特征的隱性信息和權重的調配,增強了區(qū)塊適用性,為埕海油田后期高效的勘探開發(fā)提供了有力的技術支撐[5]。

圖4 原始挖掘效應識別氣層效果圖

熵權法是目前確認指標權重廣泛應用的一種方法,其在數據體歸一化、標準化的基礎上,求取信息熵,信息熵越小,表明提供的信息量越多,在評價中起到的作用也越大,能有效避免單參數間表征結果不一致的情況[6-7]。綜合測井、錄井、試采資料,首先選取試油層段特征響應值,建立不同流體性質的孔隙數據體φ。其次利用熵權法去同存異的特點計算各指標的權重,形成孔隙權重矩陣A。最后,結合孔隙及其權重分布,形成該區(qū)塊流體識別決策函數:孔隙度差值F,孔隙度比值K。與原始圖版法相比(見圖4),制作相關的交會圖版(見圖5)上不同流體性質投影位置有明顯的區(qū)分。統(tǒng)計不同流體性質的分布范圍,確定邊界條件,即可指導后續(xù)產能井中儲層流體識別。

F=A1φDEN+A2φAC-A3φCN-A4φSw

(2)

(3)

式中,A1、A2、A3、A4分別為密度孔隙度、聲波孔隙度、補償中子孔隙度、含水孔隙度的孔隙權重參數;φDEN、φAC、φCN、φSw分別為密度孔隙度、聲波孔隙度、中子孔隙度、含水孔隙度,%;F為孔隙度差值;K為孔隙度比值。

圖5 新決策函數識別流體性質效果圖

2.3 測錄井多學科結合法

隨著海上油氣田勘探開發(fā)的進一步發(fā)展及對提高采收率和經濟效益的迫切需求,大斜度井和水平井的應用越來越廣泛。鉆井液性能差、狗腿度大等問題造成井況復雜,降低了測井儀器的通過能力,時常會出現反復遇阻、遇卡的情況,甚至采用鉆桿輸送或井下存儲測井的方式依然會遺失部分測井資料。針對這樣的情況,考慮到錄井資料包含了豐富的烴類信息、受鉆井液侵人響應程度低、且具有連續(xù)性和實時性的特點,將儲層的測井特征與全烴派生參數相融合,減小非地質因素的影響,形成了多參數融合的多學科協作評價技術[8]。

利用氣測烴組分信息提出了烴平衡和重烴比值參數[見式(4)、式(5)]。對于輕質油氣層烴平衡值為高值,重烴比值為低值;在水層處剛好相反,油氣層烴平衡值為低值,重烴比值為高值。結合該規(guī)律,定義油氣豐度指標Q有效識別油氣層。

BH=(VC1+VC2)/(VC3+VC4+VC5)

(4)

HM=2(VC4+VC5)/VC3

(5)

Q=BH/HM

(6)

式中,BH為烴平衡比值;HM為重烴比值;Q為油氣豐度指標;VC1、VC2、VC3、VC4、VC5為氣測測量各烴類組分含量,%。

氣測資料雖然可以捕捉地層油氣的信息,卻不能對地層的儲集性能進行評價。為了加深對地層的認識,根據測井巖性、物性曲線構建了儲層品質因子[見式(7)],并通過對關鍵參數的融合建立了測錄井綜合評價因子。統(tǒng)計分析得到典型油氣層中測錄井綜合評價評價因子一般在20以上。

B=φAC(1-2ΔGR2+ΔGR3)

(7)

式中,B為儲層品質因子。

測錄井綜合評價因子=油氣豐度指標×儲層品質因子。埕海E井是2018年12月份部署于灘海新區(qū)一口大斜度評價井(見圖6),最大井斜角為82.32°,18 ℃鉆井液條件下的電阻率為0.15 Ω·m。偏心器嚴重損壞,缺失了補償密度測井資料。電阻率資料受鉆井液污染嚴重,無法為油氣層的判別提供有用信息。在此情況下,根據該方法對測井資料進行評價,認為58、59、60號層頂部綜合評價指數均可達30以上,為優(yōu)勢油氣層段。2019年9月25日對該段進行射孔試油,采用氮氣氣舉的方式,日產油45.9 t。

圖6 埕海E井測錄井多學科結合評價成果圖

3 結論及推廣應用

流體性質的準確識別是儲層測井解釋評價的核心內容,對提高海上平臺的鉆探成功率,降低開發(fā)成本具有重要意義。本文從地區(qū)儲層的復雜性出發(fā),對制約符合率的地質因素進行逐步剝離,強化敏感參數,弱化惰性參數,通過不斷擴大流體性質之間的差異,形成了3種流體性質識別方法,針對性地解決油田開發(fā)過程中凸顯的評價難題。

(1)縱向模式判別法是針對目標區(qū)塊綜合因素導致低對比度油藏普遍發(fā)育的難題提出,根據儲層非均質性造成鉆井液沖刷后剩余油分布不均勻、電阻率出現齒化特征的現象,在利用伽馬曲線進行沉積韻律電阻率校正的基礎上,結合油藏分布規(guī)律通過二階導數分段評價,實現地層流體性質自動判別。

(2)四孔隙度權重分析法針對目標區(qū)塊油氣層采用典型測井響應和評價方法難以區(qū)分的問題,通過將對流體性質敏感的補償中子、密度、聲波孔隙度與含水孔隙度結合,利用熵權法對隸屬度進行判別,形成孔隙差值、孔隙比值的決策函數,不僅同時應用了多條測井曲線的綜合反應,減弱了評價結果對某條曲線的單一依賴性,降低了由于井況復雜等原因導致的資料質量問題對評價結果造成影響的風險,而且通過權重的調配增加了方法的區(qū)域適用性。

(3)測錄井多學科結合法是針對測井現場施工困難、無法及時有效為儲層評價提供全面測井資料的情況下,結合錄井氣測全烴組分的信息建立油氣豐度指標和測井資料建立儲層品質因子,形成地層綜合評價因子,實現跨學科的多維度儲層綜合評價技術。

(4)將研究成果直接應用于埕海油田的開發(fā)與生產實踐,取得了突出的地質成果:利用該研究方法對區(qū)塊進行復查,測井解釋符合率提高了6.4%;對新井進行評價,增儲上產效果顯著。此外,開發(fā)生產不斷證明,這些方法不僅適應用埕海油田,同時還具有普適性,可以廣泛應用于大港油田歧口凹陷的各個區(qū)塊。