石磊, 馮進(jìn)

(中海石油(中國(guó))有限公司深圳分公司研究院, 廣東 廣州 510240)

0 引 言

油氣運(yùn)移聚集過(guò)程中蓋層封堵的有效性起到至關(guān)重要的作用。中國(guó)國(guó)內(nèi)蓋層封堵研究主要是針對(duì)蓋層形成機(jī)理進(jìn)行,將蓋層封堵分為物性封閉、壓力封閉和烴濃度封閉等3種方式。理論上,物性封閉只能封堵呈游離相運(yùn)移的油氣;壓力封閉只存在特定的地質(zhì)條件中即欠壓實(shí)蓋層;烴濃度封閉存在于既具有生烴能力又具有異常孔隙流體壓力的蓋層[1-4]。人們對(duì)蓋層的物性封堵進(jìn)行了大量的研究,但大都是基于物性較差的致密巖性蓋層或者泥巖蓋層,利用突破壓力、蓋層厚度等宏觀(guān)參數(shù)進(jìn)行評(píng)價(jià)[4-5],難以說(shuō)明一些非常規(guī)蓋層的封閉能力,例如K1井1 m厚的中孔砂巖蓋層。利用測(cè)井資料提取參數(shù)對(duì)蓋層評(píng)價(jià)卻忽略蓋層的封閉機(jī)理,難以準(zhǔn)確定量評(píng)價(jià)蓋層的封閉能力[6-8]。本文從這一特殊蓋層的巖性入手,以巖心實(shí)驗(yàn)分析為基礎(chǔ),結(jié)合巖石物理特性及滲流機(jī)理,深入研究中孔隙度砂巖蓋層的形成機(jī)理,定量評(píng)價(jià)中孔隙度砂巖蓋層的封閉能力。在此基礎(chǔ)上,分別建立烴柱高度與蓋層孔隙半徑及流體性質(zhì)之間的關(guān)系,通過(guò)預(yù)探井的測(cè)井資料計(jì)算出蓋層封閉的烴柱高度,為海上勘探的評(píng)價(jià)井井位設(shè)計(jì)提供一定的參考依據(jù),給L油田油氣運(yùn)移成藏提供新的思路。

1 物性封閉的理論基礎(chǔ)

油氣密度比水小。在正常地層壓力下生成的油氣會(huì)在浮力的作用下向上運(yùn)移。當(dāng)油氣運(yùn)移到圈閉的頂部就會(huì)聚集起來(lái),并將水驅(qū)替至下方。所以水是不會(huì)出現(xiàn)在油氣之上;如果出現(xiàn),其中必有蓋層將油氣封堵[9-10]。

分析蓋層的封堵機(jī)理,發(fā)現(xiàn)對(duì)于物性較好的儲(chǔ)層,良好蓋層不一定需要泥巖,也不需要較厚的致密層。圖1為蓋層物性封閉機(jī)理示意圖[10]。當(dāng)蓋層物性封堵住油氣,上覆蓋層的孔隙半徑一定比下部?jī)?chǔ)層的孔隙半徑要小,油氣在向上運(yùn)移的過(guò)程中就要克服上覆蓋層的毛細(xì)管壓力,而且油氣浮力一定要小于或者等于蓋層的毛細(xì)管壓力。

圖1 蓋層的物性封堵機(jī)理

(1)

pc=(2σcosθ)/R

(2)[9]

當(dāng)Fo≤pc時(shí)所封閉油柱高度

H≤(2σcosθ)/R(ρw-ρo)

(3)

式中,Fo為油所受到的浮力;pc為毛細(xì)管壓力;H為油柱高度;σ為油水界面張力;θ為界面接觸角;R為孔隙半徑;g為重力加速度,常取9.8 m/s2;ρw和ρo分別為地層水和油的密度。

從式(3)可以看出,地層在正常壓力下蓋層物性封閉能力與蓋層的厚度無(wú)關(guān),僅與蓋層的孔隙半徑和儲(chǔ)層的流體性質(zhì)有關(guān)。但是實(shí)際上,無(wú)論蓋層具有多好的物性封堵能力,還需要一定的厚度,首先蓋層厚度太薄,穩(wěn)定性就差,隨著長(zhǎng)時(shí)間的地質(zhì)運(yùn)動(dòng)會(huì)消失;其次,蓋層厚度增加,常伴隨有橫向展布,如果橫向展布太小,不利于油氣成藏。這就是為什么一些大型油氣藏都有較厚蓋層的原因。

2 蓋層的巖性分析

圖2中K1井儲(chǔ)層2 345～2 372.3 m段油水隔開(kāi)處1 m的砂巖蓋層(2 350～2 351 m)自然伽馬值接近上下泥巖大小,Pe曲線(xiàn)高于砂巖段,密度值低于泥巖值但高于砂巖值,中子測(cè)井值與砂巖大小相近,且密度中子測(cè)井值并未交會(huì),砂巖特征不明顯;錄井資料與巖心分析資料(見(jiàn)表1)表明Z1油層蓋層的巖性確為砂巖。通過(guò)礦物含量分析發(fā)現(xiàn)引起此砂巖層高自然伽馬、高密度的主要因素是海綠石。海綠石屬云母類(lèi)礦物,在南海東部地層中具有較高放射性和高骨架密度[11]。

圖2 K1井Z1層段測(cè)井曲線(xiàn)

錄井資料錄井巖屑分析巖性為含礫泥質(zhì)砂巖井壁取心描述含礫細(xì)砂巖:綠灰色,成分主要為石英,次為長(zhǎng)石,少量暗色礦物,細(xì)粒為主,少量中粗粒,泥質(zhì)膠結(jié),富含海綠石薄片分析碎屑組分26.5%海綠石,60.5%石英常規(guī)巖心分析孔隙度17%,滲透率3mD**粒度分析泥級(jí)顆粒即(極細(xì)砂巖以下)為泥質(zhì),計(jì)算其含量為16.52%

**非法定計(jì)量單位,1 mD=9.87×10-4μm2,下同

MDT測(cè)壓結(jié)果表明其地層壓力正常,取樣Z1油層原油密度(0.939 8 g/cm3)較高,且無(wú)瀝青質(zhì)含量,表明原油受到的浮力偏小;原油黏度較低,經(jīng)實(shí)驗(yàn)分析蓋層巖石表面結(jié)構(gòu)與化學(xué)性質(zhì)可知巖石的親油性不強(qiáng),表明原油受到流動(dòng)阻力較小。推斷該處形成砂巖蓋層的原因可能是物性封閉導(dǎo)致。本文根據(jù)物性封閉原理,針對(duì)Z1油層的蓋層的各物性參數(shù)進(jìn)行分析,找出形成物性封堵的主要因素,并對(duì)其封堵能力進(jìn)行定量評(píng)價(jià)。

3 蓋層物性封閉能力分析

當(dāng)烴類(lèi)在蓋層毛細(xì)管內(nèi)具有向上運(yùn)移趨勢(shì),必然會(huì)受到流動(dòng)阻力。按照達(dá)西滲流理論,運(yùn)移過(guò)程所受到的阻力與流體流速成正比關(guān)系,而烴類(lèi)通過(guò)蓋層可認(rèn)為是緩慢的地質(zhì)過(guò)程,其流速近似為0,因此,運(yùn)移過(guò)程中所受到阻力也近似于0[12]。對(duì)于低黏度原油,在沒(méi)有親油巖石的影響下,流動(dòng)阻力相對(duì)于毛細(xì)管壓力可忽略不計(jì)。同理,當(dāng)流體黏度較高時(shí),其流動(dòng)為非達(dá)西流,會(huì)受到流體的黏滯力影響[13]。

從物性封閉理論可知,物性封閉實(shí)質(zhì)是蓋層與儲(chǔ)集層之間的物性差異引起的毛細(xì)管壓力不同所造成的蓋層對(duì)油氣的封閉作用[4]。在滿(mǎn)足達(dá)西線(xiàn)性滲流的條件下,毛細(xì)管壓力是唯一以力的形式表征蓋層物性封閉能力的參數(shù)。評(píng)價(jià)蓋層封閉能力的最直觀(guān)參數(shù)是其封閉烴柱的高度,蓋層物性封閉能力大小僅與蓋層的孔隙半徑和儲(chǔ)層的流體密度有關(guān)。

3.1 孔隙半徑

根據(jù)式(3)可以建立蓋層可封閉烴柱高度與孔隙半徑的關(guān)系

R≤200σcosθ/H(ρw-ρo)

(4)

式中,H為烴柱高度,m;R為孔隙半徑,μm;ρw為地層水密度,g/cm3;ρo為Z1油層的原油密度,g/cm3。

K1井的油藏條件是油水系統(tǒng)(見(jiàn)表2),在該系統(tǒng)的地層條件下,接觸角θ為30 °,σ=0.03 N/m,可知σcosθ=0.026 N/m;再根據(jù)MDT測(cè)試取樣的分析資料,可知Z1油層的原油密度為0.939 8 g/cm3,地層水密度為1.023 8 g/cm3;確定自由水界面后可知Z1油層的油柱高度為4.3 m。

根據(jù)式(4)計(jì)算表明,蓋層如果要封閉4.3 m品質(zhì)的油柱,只需蓋層的孔隙半徑R≤14.4 μm。圖3、圖4通過(guò)對(duì)K1井的Z1層孔隙半徑與孔隙度關(guān)系、孔隙半徑與滲透率關(guān)系分析也表明,孔隙度的大小與孔隙半徑相關(guān)性很差,滲透率大小卻受孔隙半徑影響較大,這就是為什么中孔低滲透率砂巖可以封堵油氣的原因。

表2 接觸角與界面張力

圖3 K1井Z1層孔隙半徑與孔隙度關(guān)系

圖4 K1井Z1層孔隙半徑與滲透率關(guān)系

在流體性質(zhì)不變時(shí),根據(jù)式(4)建立K1井孔隙半徑與可封閉烴柱高度的關(guān)系(見(jiàn)圖5)。從圖版中可以根據(jù)不同蓋層的孔隙半徑確定其封閉能力,這有助于油層確定自由水界面,給評(píng)價(jià)井的井位設(shè)計(jì)提供參數(shù)。

圖5 K1井孔隙半徑與可封閉烴柱高度的關(guān)系

3.2 流體密度

根據(jù)壓汞分析數(shù)據(jù)可知實(shí)驗(yàn)室Z1油層蓋層(2 350.5 m)的排驅(qū)壓力phw=0.196 MPa(見(jiàn)表3),通過(guò)地層毛細(xì)管壓力與實(shí)驗(yàn)毛細(xì)管壓力關(guān)系換算式

pow=[(σowcosθow)/(σhwcosθhw)]pwg≈1/15phw

(5)

計(jì)算得到Z1油層蓋層的地層毛細(xì)管壓力pow=0.013 8 MPa。

表3 壓汞實(shí)驗(yàn)分析數(shù)據(jù)(部分)

根據(jù)物性封閉機(jī)理,當(dāng)蓋層物性不變,如果烴的密度越大,烴受到的浮力就越小,蓋層物性封閉能力就越大。隨著油品變化,蓋層可封閉烴柱的高度也會(huì)變化;當(dāng)毛細(xì)管壓力為排驅(qū)壓力時(shí),蓋層可封閉烴柱的高度為

H=100pow/(ρw-ρo)

(6)

可知,Z1油層蓋層能封堵的烴柱高度為16.4 m,排驅(qū)壓力是巖石中的水被油氣驅(qū)替的最小毛細(xì)管壓力,表明Z1的蓋層至少能封堵住16.4 m此品質(zhì)的烴柱。

4 物性封閉對(duì)油氣成藏影響

L3井珠海組的砂體位于位于良好的油氣通道上,巖性以細(xì)砂巖為主,上覆良好泥巖蓋層。從儲(chǔ)層物性分析,覆壓孔隙度分布在10%～19.5%,覆壓滲透率大多數(shù)集中小于0.1～100 mD,但沒(méi)有油氣顯示,形成一種有砂無(wú)(油)氣的現(xiàn)象。

根據(jù)K1井啟示,L3井珠海組砂巖有形成物性封閉蓋層的可能[14-16]。對(duì)于氣藏,無(wú)流動(dòng)阻力影響,要求出蓋層的物性封閉能力只要知道蓋層的孔隙半徑與所封閉的流體密度即可。L3井珠海組沒(méi)有油氣成藏,沒(méi)有氣體樣品。通過(guò)測(cè)壓回歸可知珠江組主力層流體密度為0.251 8 g/cm3,從巖心壓汞資料可以知道珠海組主要儲(chǔ)層的孔隙半徑。

對(duì)數(shù)據(jù)進(jìn)行分析時(shí)發(fā)現(xiàn),結(jié)果與K1井相似。隨著平均孔隙半徑減小,滲透率也將變小;隨著孔隙半徑減小,蓋層能封閉氣柱高度會(huì)明顯增大;滲透率大小受孔隙半徑影響要遠(yuǎn)大于孔隙度受孔隙半徑的影響,滲透率更小的儲(chǔ)層物性封閉能力將更強(qiáng)。

圖6 L3井滲透率與可封閉平均氣柱高度的關(guān)系

綜合分析孔隙半徑、滲透率和可封閉氣柱高度的三者的關(guān)系,如圖6合理計(jì)算得到L3井滲透率與可封閉平均氣柱高度的關(guān)系。圖6中,當(dāng)滲透率低至一定條件時(shí),珠海組的砂巖層就會(huì)有很強(qiáng)的封閉能力,很有可能成為局部蓋層阻擋油氣運(yùn)移。

綜合以上分析,評(píng)價(jià)砂巖蓋層物性封閉能力的主要參數(shù)為滲透率、排替壓力及可封閉氣柱高度。根據(jù)區(qū)域地質(zhì)蓋層評(píng)價(jià)標(biāo)準(zhǔn)[17]和砂巖蓋層的物性封閉能力定量計(jì)算結(jié)果,建立L3井珠海組砂巖蓋層評(píng)價(jià)標(biāo)準(zhǔn)(見(jiàn)表4)。

表4 L3井珠海組砂巖蓋層評(píng)價(jià)標(biāo)準(zhǔn)

在沒(méi)有斷層等地質(zhì)因素影響的條件下,砂體往往被認(rèn)為是油氣運(yùn)移的良好通道。為了進(jìn)一步解釋L3井珠海組有砂無(wú)氣現(xiàn)象,根據(jù)L3井珠海組砂巖蓋層評(píng)價(jià)標(biāo)準(zhǔn)建立單井砂巖物性封閉能力分析表(見(jiàn)表 5 ),通過(guò)聯(lián)系區(qū)域內(nèi)所有單井砂巖物性封閉能力分析表,可以推斷,影響L3井珠海組油氣成藏的主要原因很有可能就是砂巖具有較強(qiáng)的物性封閉能力。

表5 L3井珠海組砂巖物性封閉能力表(部分)

5 結(jié) 論

(1) 影響蓋層物性封閉能力的宏觀(guān)表現(xiàn)主要是蓋層的滲透率和所封閉的流體性質(zhì),與孔隙度的相關(guān)性較差。在一定條件下,孔隙較大的砂巖也能成為蓋層。

(2) 定量計(jì)算可知,對(duì)于K1井Z1層如要封堵高度為4.3 m的密度為0.939 8 g/cm3油柱,蓋層的最大孔隙半徑不得大于14.4 μm;理論上Z1油層蓋層至少能封堵住16.4 m同品質(zhì)油柱高度,有助于K1井評(píng)價(jià)井的井位設(shè)計(jì)。

(3) 由K1井的啟示,根據(jù)L3井儲(chǔ)層物性封閉能力分析結(jié)果,表明儲(chǔ)層物性變差有可能轉(zhuǎn)變?yōu)樯w層封閉油氣。

(4) 建立L3井砂巖蓋層評(píng)價(jià)標(biāo)準(zhǔn),并建立區(qū)域單井砂巖蓋層物性封閉能力表,能夠合理推斷L3井珠海組有砂無(wú)(油)氣的主要原因很有可能是砂巖具有較強(qiáng)的物性封閉能力。

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