石玉江, 李高仁, 周金昱, 湯宏平, 李衛(wèi)兵

(1.長慶油田公司勘探開發(fā)研究院, 陜西 西安 710018;2.低滲透油氣田勘探開發(fā)國家工程實(shí)驗(yàn)室, 陜西 西安 710018)

0 引 言

鄂爾多斯盆地中生界延長組發(fā)育大面積低滲透-致密砂巖油藏和低滲透巖性-構(gòu)造油藏,近年開展的大規(guī)模整體勘探、立體勘探,取得巨大成效,實(shí)現(xiàn)了中生界延長世湖盆“滿凹含油”[1],落實(shí)探明儲量規(guī)模超過33×108t。延長組不同層系、不同區(qū)帶油藏的含油特征、油水關(guān)系、富集因素和油藏規(guī)模存在很大差異,儲量下限值的變化規(guī)律不明晰,測井流體性質(zhì)識別方法適應(yīng)性較差,給儲量計(jì)算和測井解釋帶來很大影響,需要針對不同類型油藏建立針對性識別方法。本文從鄂爾多斯盆地中生界延長組儲層含油性和源儲配置關(guān)系出發(fā),對油藏充注模式進(jìn)行了劃分,分析了不同充注模式下油藏含油飽和度、有效儲層下限變化規(guī)律,建立了針對性流體性質(zhì)識別方法,大幅度提高了測井解釋符合率。

1 源儲配置關(guān)系與油藏充注模式

1.1 源儲配置關(guān)系

源儲配置關(guān)系是烴源巖的生烴能力與儲集層的配置關(guān)系。鄂爾多斯盆地中西部中下組合長4+5、長6至長8主要發(fā)育大型低滲透巖性油藏,長7發(fā)育大型致密油藏、長3至長1主要發(fā)育小型的構(gòu)造——巖性油藏,根據(jù)油藏距離烴源巖的垂向、橫向距離,將延長組油藏源儲配置關(guān)系分為自生自儲源內(nèi)模式、源儲接觸模式、近源模式、旁生側(cè)儲模式、垂向遠(yuǎn)源次生模式5類(見圖1)。

圖1 鄂爾多斯盆地中生界延長組油藏成藏模式圖

自生自儲源內(nèi)模式指烴源巖和儲層交互疊置,原油在烴源巖排烴期借助生烴增壓所產(chǎn)生的排烴力直接進(jìn)入交互的砂層中形成油藏的模式,即油藏位于生烴坳陷中,盆地長7屬于該類源儲配置模式。源儲接觸模式主要為儲層緊鄰烴源巖之上或之下,且與烴源巖成面接觸的源儲配置模式,盆地長81油藏為緊鄰烴源巖之下的源儲接觸模式,華慶長63為覆蓋在烴源巖之上的源儲接觸模式。近源模式指儲層與烴源巖的距離較近,源儲距離介于源儲接觸模式和遠(yuǎn)源模式之間,屬于該類源儲配置模式的代表油藏為姬塬長6和姬塬長82油藏。旁生側(cè)儲模式指烴源巖與儲集砂體具有一定的橫向距離,油氣沿砂體疊置及微裂縫呈階梯狀爬坡式運(yùn)移至儲集體[2-3],形成大型的隱蔽性巖性油氣藏,安塞、志丹長4+5、長6油藏屬于該類源儲配置模式。遠(yuǎn)源次生油藏指油藏離烴源巖較遠(yuǎn),靠裂縫或古河道下切形成的優(yōu)勢通道獲得油氣聚集形成的小規(guī)模油藏的配置模式,延長組長1至長3和長9、長10油藏屬于該類源儲配置模式。圖1為以上5種源儲配置模式油藏在成藏模式圖上的相對位置。

1.2 油藏充注模式的劃分

為了劃分不同源儲配置油藏的充注模式,引入砂體充滿度從“面”上表征原油對砂體空間的充注程度,并定義最大有效含油孔隙φe,max從“點(diǎn)”上表征原油多孔隙空間的充注程度。

砂體充滿度是指有效砂體體積占砂體總體積的百分含量[4],它是衡量砂巖體內(nèi)油氣充滿程度的重要參數(shù),其計(jì)算公式為

f0=heSe/(hS)

(1)

式中,f0為油藏充滿度,%;he為平均有效砂體厚度,m;Se為有效砂體面積,km2;h為平均砂體厚度,m;S為砂體面積,km2。

砂體充滿度計(jì)算參數(shù)的求取:砂體厚度為各油層組測井解釋為干層、油層、油水層、差油層、含油水層、水層厚度之和的平均值;有效厚度為測井解釋儲層的有效厚度(油層、油水層、差油層厚度之和)的平均值;有效砂體面積為根據(jù)平面上油層分布情況,圈定砂體含油范圍,通過計(jì)算得到砂體含油面積或利用有利區(qū)面積和儲量面積之和;砂體面積為根據(jù)小層平面圖上砂體尖滅線確定的范圍直接計(jì)算砂體面積,或采用區(qū)塊儲量報(bào)告所確定的砂體面積值。統(tǒng)計(jì)各砂體單元的上述參數(shù),將其代入充滿度計(jì)算公式得到不同源儲配置砂體充滿度見表1。表1中,源內(nèi)、源儲接觸源儲配置模式油藏砂體充滿度分布40.86%～49.04%,在盆地中生界具有較高充滿度,為過充注模式油藏;垂向遠(yuǎn)源次生油藏砂體充滿度分布1.75%～6.65%,充滿度最低,為欠充注模式油藏;近源油藏、旁生側(cè)儲源儲配置模式油藏砂體充滿度分布16.61%～24.97%,充滿度介于源內(nèi)、源儲接觸油藏和遠(yuǎn)源油藏之間,砂體充滿度居中,為正常充注模式油藏。

定義最大有效含油孔隙度為

φe,max=φ[1-(Swirr/100)]

(2)

式中,φ為儲層孔隙度,%;Swirr為束縛水飽和度,%。

φe,max代表油氣成藏所能占據(jù)的最大孔隙體積,該值的大小反映了單位體積儲層孔隙空間的含油情況,值越大含油越飽滿,原油占據(jù)的孔隙空間越多,即原油越能進(jìn)入儲層的微小儲集空間。利用10口井的密閉取心資料中的分析含水飽和度、分析孔隙度獲得這些井的φe,max值,并與分析孔隙度交會(huì)得到圖2。利用圖2能把不同充注模式油藏井有效區(qū)分開。相同孔隙度大小時(shí)儲層的φe,max相對較高的油藏為過充注模式油藏,φe,max中等的為正常充注模式油藏,儲層φe,max較低的為欠充注模式油藏。

表1鄂爾多斯盆地延長組不同源儲配置油藏砂體充滿度統(tǒng)計(jì)

油藏充注模式源儲配置模式區(qū)塊層位充滿度/%過充注源內(nèi)源儲接觸姬塬長7245.49姬塬長8140.86華慶長8142.64鎮(zhèn)北長8145.86環(huán)縣長8149.04華慶長6343.78正常充注近源姬塬旁生側(cè)儲安塞長4+5224.97長6116.81長8219.63長6111.89長6216.45長635.14欠充注遠(yuǎn)源次生姬塬鎮(zhèn)北隴東長22.59長911.75長313.85長326.65長335.84長4+515.51長4+525.21

圖2 不同充注模式油藏孔隙度與最大含油孔隙體積關(guān)系圖

1.2 不同充注模式油藏形成原因與物性下限、含油飽和度變化

鄂爾多斯盆地中生界延長組形成過充注、正常充注、欠充注模式油藏主要與油源條件、儲層物性、成藏動(dòng)力三者耦合有關(guān)[5]。中生界油藏油源主要為盆地長7發(fā)育的大面積優(yōu)質(zhì)烴源巖,其生烴總量大,生烴膨脹所產(chǎn)生的強(qiáng)大超壓使生油巖為高壓體系,儲層為低壓,存在明顯的過剩壓力差,為原油向下、向上運(yùn)移提供了動(dòng)力,油源豐富,成藏動(dòng)力充足[6]。延長組長81、長7和華慶長63砂體連片性好,相對優(yōu)勢物性區(qū)發(fā)育,且距離烴源巖近,長7生烴增壓的排烴力較大[7],剩余排烴力亦較大,使源內(nèi)油藏或源儲接觸油藏的小孔隙空間也能獲得一定的含油量,儲層毛細(xì)管中的束縛水得到徹底的驅(qū)替,形成過充注油藏。過充注油藏含油飽和度平均值為70%～76%(見表2),儲層孔隙度下限為6%～8%,滲透率下限低至0.03 mD*非法定計(jì)量單位,1 mD=9.87×10-4 μm2,下同,具有超高含油飽和度,超低物性下限。延長組長82、姬塬長6和長4+5油藏距離烴源巖較遠(yuǎn),由于源儲距離的增加,剩余排烴力逐漸減小,石油運(yùn)聚成藏需要更好的物性條件,導(dǎo)致孔隙中的束縛水或自由水驅(qū)替也沒有過充注油藏徹底而形成正常充注油藏,該類油藏含油飽和度較過充注油藏低,儲層中含有一定量的自由水。正常充注油藏含油飽和度平均值為53%～55%,具有中等含油飽和度;儲層孔隙度下限為8%,滲透率下限為0.1 mD,其下限略高于過充注油藏。欠充注油藏的形成主要受油源通道和鼻隆構(gòu)造控制,儲集條件好但油源供給不足,形成的油藏規(guī)模小,含油飽和度較低,儲層物性下限高。對于長3以上的欠充注油藏,源儲距離較大,剩余排烴力基本為0,油藏充注主要靠油柱自身的浮力,該類儲層物性下限高,油藏充注程度低;長9至長10油藏也屬于此類油藏,只是向下的剩余排烴力不為0,其運(yùn)移動(dòng)力為剩余排烴力與油柱浮力的差,這類油藏一般含有一定的自由水,壓裂試油多數(shù)為油水同出。欠充注油藏油層含油飽和度為48%～52%,含油飽和度低于過充注、正常充注油藏,其孔隙度下限為10%～13.5%,滲透率下限為0.2～8 mD,具有較高的物性下限。

統(tǒng)計(jì)姬塬油田不同充注模式油藏的物性下限和含油飽和度均值(見圖3)作直方圖,顯示不同充注模式油藏含油飽和度和物性下限的變化規(guī)律,隨著儲層離長7生烴中心距離的增加,油層孔隙度、滲透率下限升高,含油飽和度平均值降低。鄰近烴源巖的源內(nèi)油藏含油飽和度最高,物性下限最低;距離烴源巖較遠(yuǎn)的長2、長9油藏含油飽和度最低,孔隙度、滲透率下限最高。

表2 不同充注模式油藏油層下限與含油飽和度取值變化表

圖3 姬塬油田不同充注模式含油飽和度與物性下限直方圖

2 不同充注模式油藏流體性質(zhì)識別技術(shù)

根據(jù)不同充注模式油藏的差異性建立了針對性的儲層流體性質(zhì)識別方法,形成了鄂爾多斯盆地延長組不同充注模式油藏儲層流體性質(zhì)測井識別方法(見表3)。

表3 鄂爾多斯盆地中生界不同充注模式油藏測井識別方法

2.1 過充注模式油藏儲層流體性質(zhì)識別模式

盆地長6至長8發(fā)育過充注油藏,其油層厚度大,物性相對較差,屬于超低滲透-致密油藏,其儲層電阻率在20～200 Ω·m,大部分油層電阻率大于30 Ω·m,經(jīng)試油結(jié)論刻度該類儲層測井解釋結(jié)論主要為油層-差油層-干層序列,儲層一般不含水,其測井評價(jià)的核心是孔隙結(jié)構(gòu)評價(jià)和含油性評價(jià),形成的關(guān)鍵識別技術(shù)為核磁共振孔隙結(jié)構(gòu)定量分析法、三孔隙度指數(shù)法(TPI)。

圖4 ×井長7源內(nèi)油藏油層組測井孔隙結(jié)構(gòu)評價(jià)成果圖*非法定計(jì)量單位,1 ft=12 in=0.304 8 m,下同

2.1.1 核磁共振孔隙結(jié)構(gòu)定量分析法

2.1.2 三孔隙度指數(shù)法

低滲透巖性油藏的“四性”關(guān)系特征為巖性影響物性、物性影響含油性。在巖性油藏中可以利用三孔隙度曲線的組合特征反映儲層的巖性。儲層的巖性越純其物性越好,含油性也越好。三孔隙度指數(shù)法是在三孔隙度測井曲線刻度一定的情況下,利用其相互的組合特征、形態(tài)與巖性、含油性的關(guān)系構(gòu)建表達(dá)式表征巖性油藏儲層的巖性、物性和含油性。三孔隙度曲線從線重合到點(diǎn)重合再到不重合,其巖性、物性、含油性逐步變差。根據(jù)三孔隙度曲線特征組合形態(tài)變化和巖性、物性、含油性的關(guān)系構(gòu)建三孔隙度指數(shù)ITP

(3)

式中,ΔAC=(AC-100)/250;ΔCNL=(CNL+10)/50;ΔDEN=(DEN-2.7)/0.5。

為了直觀地表示電阻率曲線的形態(tài)和幅度,從而直觀地表示儲層的含油性,定義電阻率系數(shù)

ΔRt=(lgRt-lgRt,sh)/(lgRt,max-lgRt,sh)

(4)

式中,ΔRt為電阻率系數(shù),Ω·m;Rt為深探測電阻率,Ω·m;Rt,max為儲層電阻率最大值,Ω·m;Rt,sh為該層段具有一定厚度的泥巖最低電阻率值,Ω·m。

應(yīng)用式(3)、式(4)求取54口井油層段的ITP指數(shù)、飽和度因子ΔRt×ΔAC,作ITP指數(shù)與飽和度因子的交會(huì)圖(見圖5),能將油層、油水同、水層有效地區(qū)分開,誤入誤出為2個(gè)數(shù)據(jù)點(diǎn),圖版符合率較高。核磁共振孔隙結(jié)構(gòu)定量分析、三孔隙度指數(shù)等識別技術(shù)的廣泛應(yīng)用使盆地長6至長8的大型巖性油藏儲層流體性質(zhì)測井識別符合率達(dá)到85.3%。

圖5 湖盆中部長8儲層ITP與飽和度因子ΔRt×ΔAC交會(huì)圖

2.2 正常充注模式油藏儲層流體性質(zhì)識別模式

盆地中生界姬塬長4+5、長6、長82油藏和安塞長6油藏為正常充注油藏,該類油藏儲層物性較好—差,滲透率分布0.4～1.0 mD,油層飽和度中等—低,高低電阻率并存,測井解釋結(jié)論序列主要為油水層-水層-干層,主要識別技術(shù)分區(qū)圖版法。分區(qū)圖版法的關(guān)鍵是根據(jù)儲層的“四性”關(guān)系差異性,按照砂體展布、物源情況劃小測井解釋單元,再結(jié)合試油資料作密度或聲波時(shí)差、孔隙度與電阻率的交會(huì)圖,判識儲層流體性質(zhì),可以提高測井解釋圖版的精度。

圖7 H井長91測井解釋成果圖

2.3 欠充注模式油藏儲層流體性質(zhì)識別模式

盆地中生界欠充注油藏垂向距生油層較遠(yuǎn),儲層物性較好,飽和度較低,油水分異差,發(fā)育低電阻率油層,部分油藏地層水礦化度變化大,使電性反映儲層含油性具有一定的不確定性,測井解釋結(jié)論序列為油層-油水層-水層。針對上述識別難題形成的關(guān)鍵識別技術(shù)為陣列電阻率梯度因子法、視電阻率增大率法、測井-全烴聯(lián)合解釋法。

2.3.1 陣列電阻率梯度因子法

陣列電阻率梯度因子法利用5條陣列感應(yīng)曲線計(jì)算最深探測的電阻率與其他4條電阻率的變化率,反映儲層在鉆井泥漿侵入后的電阻率徑向變化特征,其計(jì)算公式為

Q=(AT90-ATi)/AT90

(5)

式中,Q為電阻率梯度因子,無量綱;AT90為探測深度90 in陣列感應(yīng)電阻率,Ω·m;ATi分別為探測深度10、20、30、60 in的陣列感應(yīng)電阻率曲線,Ω·m。

利用14口井的陣列電阻率計(jì)算得到的4個(gè)Q值作縱坐標(biāo),不同探測深度電阻率序號為橫坐標(biāo)作交會(huì)圖(見圖6)。由圖6可知油層或油水層特征為低侵或微侵,侵入因子為正;水層特征為高侵,侵入因子為負(fù)。

圖6 陣列感應(yīng)徑向電阻率侵入特征圖

2.3.2 視電阻率增大率法

電阻率增大率[8]反映儲層的含油氣性。利用研究區(qū)部分出水井的地層水礦化度分析資料或自然電位可以獲得地層水電阻率,基于巖石物理實(shí)驗(yàn)應(yīng)用阿爾奇公式可以反算出同類地層完全含水的電阻率(R0),從而得到含油儲層電阻率(Rt)與(R0)的比值,叫作視地層水電阻率增大率(RI)。

視電阻率增大率系數(shù)消除了巖性、物性和地層水性變化對電阻率的影響,突出了含油性。RI值越大,含油性越好。圖7H井長91測井解釋成果圖中第10道為計(jì)算的視電阻率增大率,2 714～2 726 m的視電阻率增大率平均值為8.96;2 740.2～2 778 m層段視電阻率增大率大約為1,顯示2 714～2 726 m段具有很好的含油性,測井解釋為油層。

2.3.3 測井-全烴聯(lián)合解釋法

利用快速色譜錄井獲得的全烴信息判別流體性質(zhì)(見圖8)主要為油層、油水層,其輕、中、重?zé)N組份齊全,且含量較高,從全烴圖上看其幅度較高,且呈箱狀或梯形;水層含有少量或極少量烴類氣體,烴類氣體主要以少量的C1、C2、C3為主,極少量的C4、C5為主,全烴幅度很低。

圖8 烴曲線縱向趨勢分析法識別流體性質(zhì)

測井-全烴聯(lián)合解釋法利用陣列感應(yīng)侵入因子分析或視電阻率增大法結(jié)合快速色譜錄井的全烴綜合判識該類儲層流體性質(zhì)。圖7第10道2 720～2 726 m全烴峰值較高,且呈梯形狀,反映其含油性較好,結(jié)合視電阻率增大率法測井解釋結(jié)果,綜合解釋為油層,壓裂試油獲得31.28 t/d的工業(yè)油流。該方法在長3以上儲層得到廣泛推廣,使延長組上部長1至長3和侏羅系油層測井解釋符合率從60.2%提高到75.9%。

3 應(yīng)用效果

應(yīng)用針對不同充注模式油藏測井識別方法開展測井綜合解釋,使延長組儲層測井解釋符合率常年保持在75%以上,成熟區(qū)塊測井解釋符合率大于85%,復(fù)雜儲層測井符合率大幅度提高,增強(qiáng)了測井識別復(fù)雜儲層流體性質(zhì)的能力。2012—2014年圍繞欠充注油藏的低對比度油層發(fā)育區(qū)、過充注油藏致密油層發(fā)育區(qū)應(yīng)用不同充注模式油藏下針對性測井識別方法綜合分析并降低致密儲層物性下限、降低低電阻率油層電阻率下限復(fù)查老井1 183口,壓裂試油12口井,10口獲得工業(yè)油流,老井試油成功率為83.3%,節(jié)約了石油勘探評價(jià)投資,擴(kuò)大了油藏的含油面積。

4 結(jié) 論

(1) 根據(jù)鄂爾多斯盆地不同油藏源儲配置關(guān)系、砂體充滿度和最大有效含油孔隙度的高低,將延長組油藏劃分為過充注、正常充注、欠充注模式,過充注模式油藏具有高含油飽和度極高、極低物性下限的特征,欠充注油藏具有低含油飽和度、高物性下限的特征,不同充注模式油藏測井解釋結(jié)論序列不同。

(2) 根據(jù)不同充注模式油藏油層“四性”關(guān)系特征,建立了針對性識別方法,過充注高飽和度油藏主要注重孔隙結(jié)構(gòu)和含油性評價(jià);正常充注油藏識別難度較低,根據(jù)儲層“四性”關(guān)系和地層水性質(zhì)差異分區(qū)建立解釋圖版尚可;欠充注油藏發(fā)育低阻油層,流體性質(zhì)識別難度較大,需要分析陣列電阻率的侵入特征、視電阻率增大率縱向變化規(guī)律,并結(jié)合全烴綜合判識儲層流體性質(zhì),可獲得較高的測井解釋符合率。

(3) 根據(jù)不同充注模式油藏飽和度、物性、電性下限變化規(guī)律,針對性開展老井復(fù)查,對致密儲層下探物性下限,低電阻率油層下探電性下限綜合判識,在老井復(fù)查中能提高油層發(fā)現(xiàn)率和試油成功率。

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