李清松

(中國石化西北油田分公司勘探開發(fā)研究院，新疆烏魯木齊 830011)

巴什托油氣田泥盆系低阻油氣層測(cè)井評(píng)價(jià)

李清松

(中國石化西北油田分公司勘探開發(fā)研究院，新疆烏魯木齊 830011)

在巖心、核磁、地層水等資料分析的基礎(chǔ)上，確定巴什托油氣田泥盆系油藏低阻因素主要是高束縛水飽和度，同時(shí)油水礦化度差異及黏土類型差異也是重要影響因素。利用自然伽馬與中子-密度交會(huì)法計(jì)算儲(chǔ)層泥質(zhì)含量的差值作為儲(chǔ)層瀝青相對(duì)含量，并對(duì)有效孔隙度進(jìn)行了瀝青含量校正。利用巖心、核磁資料回歸標(biāo)定了束縛水飽和度參數(shù)，利用可動(dòng)水法進(jìn)行了儲(chǔ)層流體類型判別。通過對(duì)巴什托油田實(shí)際資料的計(jì)算，測(cè)井解釋模型展示了較好應(yīng)用效果。

巴什托油田；低阻油層；測(cè)井評(píng)價(jià)；可動(dòng)水分析法

巴什托油氣田構(gòu)造上位于麥蓋提斜坡西北部的巴什托-先巴扎背斜構(gòu)造帶的中段。該油氣田泥盆系油藏電阻率低于鄰近泥巖電阻率，與鄰近水層電阻率接近，為低阻油藏，油氣層和水層難以通過電阻率大小、差異識(shí)別。另外，儲(chǔ)層普遍存在瀝青，儲(chǔ)層參數(shù)難以準(zhǔn)確求取。這些給該地區(qū)砂巖油氣層的準(zhǔn)確識(shí)別、評(píng)價(jià)帶來困難。本文對(duì)該地區(qū)低阻油氣層測(cè)井解釋方法進(jìn)行了研究并建立低阻油氣層測(cè)井解釋模型油水識(shí)別標(biāo)準(zhǔn)。

1 儲(chǔ)層特征

研究區(qū)泥盆系砂巖儲(chǔ)層碎屑顆粒成分主要為石英、巖屑和長石。石英含量為55%～98%，平均含量為87.4%，長石和巖屑含量1%～35%，巖屑主要為酸性噴出巖、泥巖、白云母、千枚巖等。碎屑顆粒主要為細(xì)砂，其次為極細(xì)砂和中砂，再其次為粗砂和粗粉砂。儲(chǔ)集空間以次生溶蝕孔隙為主，包括石英顆粒間溶孔和長石粒內(nèi)溶孔、巖屑粒內(nèi)溶孔，局部有白云石晶間孔。

根據(jù)實(shí)驗(yàn)分析的巖心樣品統(tǒng)計(jì)分析，儲(chǔ)層孔隙度0.5%～16.8%，平均6.67%；滲透率(0.007～71.3)×10-3μm2，平均2.53×10-3μm2，孔隙度和滲透率的分布范圍較寬，反映了儲(chǔ)層的非均質(zhì)性較強(qiáng)，儲(chǔ)層總體屬于低孔低滲儲(chǔ)層。X7井4 950～4 954 m油層孔隙度為12.9%，電阻率為6.61 Ω·m；4 989～4 992 m水層孔隙度為12.5%，電阻率為5.93 Ω·m，電阻率增大指數(shù)為1.11；X8井東河塘組油層4 951～4 955 m孔隙度為13.4%，電阻率為6.15 Ω·m；4 991～4 999 m水層孔隙度為13.2%，電阻率為5.23 Ω·m，電阻率增大指數(shù)僅為1.17，與圍巖相比，東河塘組油層電阻率明顯低于相鄰泥巖的電阻率(30 Ω·.m)。因此，無論是從相對(duì)低阻的觀點(diǎn)還是絕對(duì)低阻的觀點(diǎn)出發(fā)，東河塘組油層都應(yīng)屬于低阻油層[1-2]。

瀝青中含有較多的放射性元素，使得測(cè)井曲線特征上反映較高的自然伽馬特征。同時(shí)，根據(jù)分析，瀝青具有相對(duì)低的含氫指數(shù)與相對(duì)低的密度。如圖1所示，X9井在4 951～4 980 m段多次出現(xiàn)高自然伽馬對(duì)應(yīng)密度降低的測(cè)井響應(yīng)特征，薄片描述均有黑色瀝青，這與該段中具有高自然伽馬對(duì)應(yīng)密度增高特征的泥質(zhì)形成明顯的差異。瀝青的存在給儲(chǔ)層物性和測(cè)井響應(yīng)都造成了較大的影響，因此，必須正確識(shí)別瀝青。

2 低阻油層成因分析

導(dǎo)致油層電阻率過低的原因有多種[2-4]，從測(cè)井角度認(rèn)為主要有高束縛水飽和度、黏土礦物附加導(dǎo)電、微裂縫、導(dǎo)電礦物富集和泥漿濾液侵入等造成。

2.1 束縛水飽和度高

根據(jù)巖心描述和粒度分析，儲(chǔ)層巖石顆粒整體偏細(xì)，主要為細(xì)砂巖，其次為極細(xì)砂和中砂巖。另一方面，儲(chǔ)層中殘余粒間孔、各種溶蝕孔及顆粒破裂微縫非常發(fā)育，造成孔隙結(jié)構(gòu)復(fù)雜化，從而形成較高的束縛水飽和度。X8井東河塘組核磁共振分析的束縛水飽和度最低為31.39%，最高為74.89%，平均為48.6%，也充分證明了該區(qū)束縛水飽和度高。因此，這是引起東河塘組油層電阻率降低的主要原因。

圖1 X9井東河塘組瀝青測(cè)井響應(yīng)特征

2.2 油水層礦化度差異

研究區(qū)地層的多期構(gòu)造活動(dòng)及斷裂的發(fā)生使得油水分布多次調(diào)整，同時(shí)加上成巖作用的影響，使得各井所取得的地層水礦化度差異較大。地層水礦化度變化特征表現(xiàn)為上部?jī)?chǔ)層的地層水礦化度明顯高于下部?jī)?chǔ)層。根據(jù)這一統(tǒng)計(jì)規(guī)律，推斷地層水異常與油氣運(yùn)移有一定關(guān)系，油水層礦化度差異是儲(chǔ)層低阻的一個(gè)因素。

2.3 黏土礦物類型及分布

根據(jù)研究區(qū)巖樣X射線衍射檢測(cè)的結(jié)果，含油儲(chǔ)層的黏土成分以伊蒙混層為主，其次為伊利石。黏土礦物成分從上往下變化較大，頂部泥巖伊利石含量較高，向下逐漸減少，伊蒙混層含量增加。由于伊蒙混層其陽離子的交換特性介于蒙脫石與伊利石之間，黏土礦物一方面起到附加導(dǎo)電的作用，另一方面黏土礦物表面積大，黏土礦物在地層中以分散狀充填孔隙空間時(shí)，往往增加孔隙結(jié)構(gòu)的復(fù)雜性，使得地層的導(dǎo)電率降低[5]。

3 儲(chǔ)層參數(shù)評(píng)價(jià)模型

3.1 泥質(zhì)含量計(jì)算模型

研究區(qū)自然伽馬與泥質(zhì)含量有較好的相關(guān)性，但曲線起伏變化較大，因此，采用分段曲線型模型計(jì)算泥質(zhì)含量。

(1)

當(dāng)ΔGR≤0.55時(shí)：

VSHGR=0.0006078×(100×ΔGR)1.5827

(2)

當(dāng)0.55<ΔGR≤0.73時(shí)：

VSHGR=2.1212×ΔGR-0.81667

(3)

當(dāng)ΔGR>0.73時(shí)：

VSHGR=ΔGR

(4)

式中：△GR——自然伽馬相對(duì)值，小數(shù)；GR——自然伽馬測(cè)井值，API；GRmin、GRmax——分段自然伽馬測(cè)井值的最小值和最大值，API；VSHGR——自然伽馬計(jì)算的泥質(zhì)含量，小數(shù)。

由于東河塘組上部?jī)?chǔ)層中普遍存在瀝青，造成自然伽馬增大，使計(jì)算的泥質(zhì)含量偏高。為了消除瀝青的影響，采用了中子-密度交會(huì)法，并借用斯倫貝謝公司推出的如下公式計(jì)算泥質(zhì)含量：

(5)

X=(DENcl2-DENcl1)×(CNL-CNLcl1)-(DEN-DENcl1)×(CNLcl2-CNLcl1)

Y=(DENcl2-DENcl1)×(CNLclay-CNLcl1)-(DENclay-DENcl1)×(CNLcl2-CNLcl1)

式中：DENcl1——砂巖點(diǎn)1的密度值，g/cm3；CNLcl1——砂巖點(diǎn)1的中子值，pu.；DENcl2——砂巖點(diǎn)2的密度值，g/cm3；CNLcl2——砂巖點(diǎn)2的中子值，pu.；DENclay——泥巖點(diǎn)的密度值，g/cm3，CNLclay——泥巖點(diǎn)的中子值，pu.；DEN——密度測(cè)井值，g/cm3；CNL——中子測(cè)井值，pu.；VSHnd——中子-密度交會(huì)計(jì)算的泥質(zhì)含量，小數(shù)。

由于瀝青質(zhì)的存在，中子含氫指數(shù)下降，由于其對(duì)密度的影響很小，故用該公式計(jì)算的泥質(zhì)含量偏低。因此，以上述兩種方法泥質(zhì)含量計(jì)算的平均值作為地層泥質(zhì)含量，基本可以消除瀝青質(zhì)的影響。

3.2 瀝青相對(duì)含量模型

瀝青質(zhì)的存在破壞了儲(chǔ)層的孔隙結(jié)構(gòu)，使儲(chǔ)層物性變差。由3.1可知，當(dāng)儲(chǔ)層中含有瀝青時(shí)，用自然伽馬計(jì)算的泥質(zhì)含量將大于地層實(shí)際的泥質(zhì)含量；而用中子-密度交會(huì)法計(jì)算的泥質(zhì)含量將略小于地層實(shí)際的泥質(zhì)含量。因此，兩種方法計(jì)算的泥質(zhì)含量的差異反映了儲(chǔ)層中瀝青含量的相對(duì)大小變化[6]。計(jì)算模型如下所示：

當(dāng)VSHGR>VSHnd時(shí)：

Bitumen=VSHGR-VSHnd

(6)

當(dāng)VSHGR≤VSHnd時(shí)：

Bitumen= 0

(7)

式中：Bitumen——瀝青相對(duì)含量，小數(shù)；VSHGR——自然伽馬計(jì)算的泥質(zhì)含量，小數(shù)；VSHnd——中子-密度交會(huì)計(jì)算的泥質(zhì)含量，小數(shù)。

3.3 有效孔隙度的瀝青影響校正模型

研究區(qū)聲波時(shí)差與巖心分析孔隙度具有良好的相關(guān)性，利用聲波計(jì)算的孔隙度與巖心分析孔隙度相關(guān)性較好。由于瀝青造成儲(chǔ)層的有效孔隙度降低，用聲波計(jì)算的有效孔隙度比實(shí)際孔隙度偏高，因此必須校正瀝青影響。有效孔隙度校正模型為[6]：φec=φe-0.036×Bitumen

(8)

式中：φe,φec——有效孔隙度、有效孔隙度校正值，均為小數(shù)；Bitumen——瀝青相對(duì)含量，小數(shù)。

3.4 飽和度模型

研究區(qū)儲(chǔ)層孔隙空間主要為殘余粒間孔、粒間溶孔及少量粒內(nèi)溶孔。盡管孔隙結(jié)構(gòu)比較復(fù)雜，但從孔隙度與地層因素的關(guān)系以及電阻率增大系數(shù)與含水飽和度的關(guān)系來看，線性相關(guān)系數(shù)高，因此，常規(guī)的阿爾奇模型仍然適用于有效含水飽和度和總含水飽和度的計(jì)算。

根據(jù)核磁共振實(shí)驗(yàn)資料分析得到的束縛水飽和度與泥質(zhì)含量及孔隙度有較好的相關(guān)關(guān)系[7]，利用多元線性回歸法，建立了儲(chǔ)層束縛水飽和度模型：

Swir=0.363577×Vsh-2.4124φe+0.6600699

(相關(guān)系數(shù)R2=0.974)

(9)

當(dāng)Swir>Swt時(shí)：Swir=Swt

式中：Swir，Swt——束縛水飽和度和總含水飽和度，小數(shù)；Vsh——泥質(zhì)含量，小數(shù)。

3.5 儲(chǔ)層流體類型判別模型

研究區(qū)儲(chǔ)層流體類型復(fù)雜，受儲(chǔ)層巖性與成巖作用的影響較大，再加上油層與水層的地層水礦化度存在差異，造成油水層測(cè)井對(duì)比度較低。通過資料對(duì)比分析，利用可動(dòng)水分析法可以較好地判定儲(chǔ)層流體類型[8](圖2)。

圖2 束縛水飽和度與含水飽和度交會(huì)圖

當(dāng)(Swt-Swir)<10%時(shí)，表明儲(chǔ)層基本不含可動(dòng)水，為油層或干層；

當(dāng)10%≤(Swt-Swir)<25%時(shí)，儲(chǔ)層含有較少可動(dòng)水，為油水同層；

當(dāng)(Swt-Swir)≥30%時(shí)，儲(chǔ)層含較多的可動(dòng)水，為水層。

4 實(shí)例分析

根據(jù)建立的參數(shù)模型對(duì)研究區(qū)測(cè)井資料進(jìn)行了處理解釋，巖心分析值與測(cè)井計(jì)算值對(duì)應(yīng)較好，測(cè)井計(jì)算束縛水飽和度與核磁共振束縛水飽和度也基本一致，流體類型判別圖版與生產(chǎn)測(cè)試資料基本吻合，這些均說明建立的測(cè)井模型是可靠的。

從圖3中可看出，測(cè)井計(jì)算的孔隙度、滲透率與巖心分析結(jié)果對(duì)應(yīng)很好，說明建立的測(cè)井模型是可靠的。測(cè)井解釋4 950.5～4 960.5 m井段平均孔隙度為10.5%，平均滲透率為5.497×10-3μm2，束縛水飽和度頂部為4%，中下部與總含水飽和度大致相等，含少量水的為油氣層，該井段經(jīng)射孔測(cè)試日產(chǎn)油64.99～60.24 m3，日產(chǎn)水1.05～2.83 m3，含水率為5.8%～2.8%，與測(cè)井解釋結(jié)論相符。

5 結(jié)論

(1)束縛水飽和度高是巴什托油氣田泥盆系油層低阻的主要因素，油水層礦化度差異、黏土的附加導(dǎo)電性是低阻的重要影響因素。

(2)通過對(duì)瀝青相對(duì)含量的校正可以得到較為準(zhǔn)確的儲(chǔ)層物性參數(shù)。

(3)可動(dòng)水分析法可以有效解決儲(chǔ)層流體類型識(shí)別難題。

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圖3 X8井測(cè)井解釋成果

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編輯：劉洪樹

1673-8217(2015)03-0042-04

2014-12-26

李清松，碩士，工程師，1981年生，2007年畢業(yè)于中國地質(zhì)大學(xué)(武漢)地球物理與空間信息學(xué)院，現(xiàn)從事測(cè)井資料解釋與方法研究。

TE631.821

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