李輝, 陳松, 秦培莉, 余貝貝, 徐鳳蘭

(1.中國石油大港油田勘探開發(fā)研究院, 天津 300280; 2.中國石油大港油田第一采油廠, 天津 300280; 3.中國石油渤海鉆探工程有限公司油氣井測試分公司, 河北 廊坊 065007)

0 引 言

港東二區(qū)六斷塊為一復(fù)雜斷塊底水油藏,1966年投入開發(fā),目前已經(jīng)進入開發(fā)后期,采出程度高,綜合含水高。隨著開發(fā)工作的不斷深入,低電阻率油層逐漸引起了重視。前人對環(huán)渤海灣地區(qū)4個油田第三系低電阻率油層開展研究工作,曾將油層與相鄰水層的深電阻率比值(即電阻率增大率)小于2,甚至與水層電阻率相同的油層定義為低電阻率油層[1]。近年來,低電阻率油層作為老油田挖潛和新增儲量的目標之一備受關(guān)注[2]。關(guān)于低電阻率油層的識別,已提出許多方法,主要是利用常規(guī)測井資料及測井新技術(shù)識別低電阻率油層。另外,核磁共振測井技術(shù)、薄層評價技術(shù)及核磁共振烴檢測方法也都成為識別低電阻率油層的重要測井手段[3]。本文在前人研究的基礎(chǔ)上,分析了港東二區(qū)六斷塊低電阻率油層的成因,提出了適合該地區(qū)復(fù)雜斷塊油藏低電阻率層的識別方法。

1 地質(zhì)背景

港東油田為發(fā)育在港東主斷層下降盤上的逆牽引背斜構(gòu)造,二區(qū)六斷塊位于港東油田西部,馬棚口斷層南側(cè),斷塊北部被馬棚口斷層遮擋,南部敞開,構(gòu)造完整,為較平緩的鼻狀構(gòu)造。主力目的層系為上第三系明化鎮(zhèn)及館陶組、下第三系東營組。其中館陶組地層厚度200～450 m,地層分布穩(wěn)定,為上第三系完整沉積旋回的下部粗段,底部與下伏地層呈角度不整合接觸,與上覆明化鎮(zhèn)組地層呈整合接觸關(guān)系。

二區(qū)六斷塊館陶組屬于砂質(zhì)辮狀河沉積,儲層巖石類型以細砂巖為主,其次為中砂巖及粗粉砂巖。按巖石組分屬于巖屑長石砂巖和長石巖屑砂巖,成分成熟度和結(jié)構(gòu)成熟度均較低,填隙物以泥質(zhì)膠結(jié)為主。

2 低電阻率油層成因分析

通過對二區(qū)六斷塊館陶組巖心、測井資料以及試油投產(chǎn)資料綜合分析,結(jié)合區(qū)域沉積環(huán)境、儲層特征、地層水性質(zhì),認為該區(qū)低電阻率油層成因主要為黏土附加導(dǎo)電性、薄層和咸水泥漿侵入。其中黏土附加導(dǎo)電性和薄層是與巖性有關(guān)的內(nèi)因,而泥漿侵入型的低電阻率油層是由泥漿性質(zhì)和浸泡時間等外在因素導(dǎo)致。

2.1 黏土附加導(dǎo)電性低電阻率油層成因

黏土附加導(dǎo)電性低電阻率油層形成有3個條件,儲層成巖程度較低,屬于成巖早期;儲層巖性偏細,泥質(zhì)含量相對增加;儲層地層水礦化度較低,一般在3 000～5 500 mg/L之間。這3個條件具有遞進關(guān)系,成巖程度低,黏土礦物成分以蒙脫石和無序伊蒙混層為主,具有高陽離子交換量[4](見表1);儲層巖性偏細,使得巖石比表面積增大,增加了巖石顆粒表面對水的束縛能力;在儲層地層水低礦化度條件下,突出了黏土附加導(dǎo)電性對儲層電性的貢獻,使油層電阻率絕對值降低幅度較大。在成巖程度較低的淺層儲層中,黏土附加導(dǎo)電性是油層電阻率降低的主要因素。

表1 常見黏土礦物的陽離子交換容量

按歧口凹陷成巖階段劃分,研究區(qū)港東二區(qū)六斷塊館陶組儲層主要處于早成巖階段,同時該區(qū)儲層成分成熟度低,較高的泥質(zhì)含量增加了巖石顆粒表面對水的束縛能力,加之二區(qū)六斷塊的地層水礦化度較低,突出了黏土附加導(dǎo)電性對儲層電性的貢獻,分析認為黏土附加導(dǎo)電性是導(dǎo)致儲層電阻率較低的一個主要因素。

2.2 薄層引起的低電阻率油層成因分析

油層厚度不是影響儲層電阻率的決定性因素,但由于儲集層的厚度薄,測井儀器的縱向分辨率不高,造成了測井值受周圍泥巖的影響,從而使油層的電阻率呈現(xiàn)出低值,在解釋工作中通常被看作含油水層或干層而被漏掉。

港東二區(qū)六斷塊的館陶組儲層多發(fā)育厚砂層,由于河道的橫向遷移導(dǎo)致的水動力條件發(fā)生變化,厚砂層內(nèi)部巖性并不均勻,在厚砂層中也夾有一些薄砂層,受測井儀器的垂向分辨力的影響,薄砂層的電阻率值也將受到影響,容易形成薄層低電阻率油層。這類低電阻率油層厚度一般小于2 m,沉積時水動力較弱或是砂體的尖滅方向,巖性較細,泥質(zhì)較重,再加上層薄,深電阻率測井受圍巖的低電阻率影響大,從測井資料很難判別儲層的含油性。

2.3 泥漿侵入型低電阻率油層成因

鉆井過程中,鉆井液對滲透性地層的侵入不可避免,這種影響會導(dǎo)致井周圍儲集層的徑向電阻率發(fā)生變化。研究區(qū)早期鉆井多數(shù)使用咸水泥漿,并且鉆井過程中泥漿比重相對偏高,當高礦化度鉆井液鉆遇低礦化度地層水油層時,由于鉆井液的侵入使得油層電阻率大幅度降低,油層電阻率增大率小于2,有的接近水層甚至低于水層電阻率,從而形成低電阻率油層[5]。該類型的低電阻率油層屬于外因引起的低電阻油層,其使得油層電阻率成倍下降[6-9]。通過對二區(qū)六鉆井資料統(tǒng)計(見表2),可以看出,該區(qū)老井中存在咸水泥漿侵入現(xiàn)象。

表2 咸水泥漿鉆井參數(shù)統(tǒng)計表

3 低電阻率油層識別評價

3.1 泥漿侵入型低電阻油層識別方法

對泥漿侵入形成的低電阻油層采用電阻率動態(tài)響應(yīng)數(shù)值模擬方法求取相關(guān)參數(shù)。電阻率動態(tài)響應(yīng)數(shù)值模擬通過輸入流體、巖性及侵入時間等參數(shù),模擬單感應(yīng)、雙感應(yīng)、雙側(cè)向等測井動態(tài)響應(yīng),計算出地層真電阻率、侵入半徑、流體飽和度等地層參數(shù)。實驗研究結(jié)果表明,鉆井液侵入井周地層的過程可以用近似的達西定律和滲流方程描述

(1)

式中,r為侵入半徑,m;r0為井眼半徑,m;Kmc為泥餅滲透率,×10-3μm2;μ為孔隙流體黏度,mPa·s;φ為地層孔隙度,%;Sor為殘余油飽和度,%;Δp為侵入壓差,MPa;t為浸泡時間,d。

式(1)表明,對于咸水泥漿侵入型低電阻率油層,浸泡時間、鉆井液與地層流體的壓力差、孔隙度、含水飽和度等這幾種因素對地層電阻率影響明顯。

利用電阻率動態(tài)響應(yīng)數(shù)值模擬方法確定H1井館陶組電阻率。該井電阻率測井采用雙感應(yīng)測井系列,740～1 030 m井段進行了重復(fù)測井,2次測井時間間隔為12 d,且第1次為及時測井。該井7號層頂部第1次測井深感應(yīng)電阻率值為16 Ω·m,間隔為12 d后對該層進行重復(fù)測井,深感應(yīng)電阻率值降為8.5 Ω·m。對該層采用電阻率動態(tài)侵入校正方法校正(見圖1)。從圖1中可以看出當侵入時間為0 d時對應(yīng)的深感應(yīng)電阻率值即為地層真電阻率,由此可以得出7號層的真電阻率為16.4 Ω·m,與第1次及時測井測量的深感應(yīng)電阻率16 Ω·m基本一致。利用電阻率測井動態(tài)響應(yīng)數(shù)值模擬計算法進行咸水泥漿侵入影響校正是評價低電阻率油層的有效手段。

圖1 H1井館陶組深、中感應(yīng)電阻率侵入校正圖

3.2 巖性低電阻率油層識別方法

通過分析二區(qū)六斷塊館陶組測井資料,當常規(guī)油氣層巖性一致時,深電阻率是鄰近水層電阻率的2倍以上,其自然電位幅度較鄰近水層小;當儲層巖性變細時,電測曲線表現(xiàn)為自然伽馬值增高、自然電位幅度變小,其電阻率值也隨之降低。由此說明該區(qū)低電阻率油層電阻率與自然伽馬和自然電位曲線密切相關(guān)。針對這種情況,可以重構(gòu)1條電阻率曲線,有效消除巖性對電阻率值的影響[10]。具體方法為首先對自然伽馬曲線和自然電位曲線進行測井資料歸一化處理,然后利用歸一化后的自然伽馬、自然電位與目的層段的電阻率曲線進行迭代生成1條新的電阻率曲線,重構(gòu)后的電阻率曲線可定量評價低電阻率油層。其響應(yīng)方程:Rt,r=f(GR′、SP′、Rt),GR′、SP′分別為歸一化處理后的自然伽馬、自然電位值,Rt為目的層段電阻率值。

圖2為H2井電阻率曲線重構(gòu)圖。從圖2中可以看出,38號層與底部41號層水層相比較自然伽馬值明顯偏大,自然電位幅度略為變小,電阻率值為6.5～8 Ω·m,電阻率增大率為1.3～1.6,原解釋為油水同層。通過對38號層與41號層采用電阻率曲線重構(gòu)后,41號層水層段重構(gòu)的深電阻率與實測電阻率基本重疊,巖性偏細的38號層重構(gòu)的深電阻率值為14～19 Ω·m,電阻率增大率為2.8～3.8,呈標準油層特征,因此,38號層重新評價為油層。

圖2 H2井電阻率曲線重構(gòu)圖*非法定計量單位,1 ft=12 in=0.304 8 m,下同

(1) W-S公式計算地層含水飽和度。港東油田館陶組黏土礦物的附加導(dǎo)電性對低電阻率油層的形成有一定的影響,根據(jù)巖心分析化驗資料作出了孔隙黏土中可交換的陽離子交換濃度(QV)與泥質(zhì)含量的關(guān)系圖版(見圖3),求得陽離子交換濃度情況下采用W-S公式計算地層含水飽和度

(2)

B=4.6(1-0.6e-0.77/Rw)

(3)

式中,Sw為地層含水飽和度,%;φ為地層孔隙度,%;Rt為地層電阻率,Ω·m;Rw為地層水電阻率,Ω·m;QV為孔隙黏土可交換陽離子濃度,meq/mL;B為平衡離子的電化學(xué)當量電導(dǎo);m、n、a、b分別為膠結(jié)指數(shù)、飽和度指數(shù)、匹配系數(shù)。

其中,QV是利用圖3計算出的孔隙黏土中可交換的陽離子濃度

(4)

圖3 港東油田陽離子交換濃度與泥質(zhì)含量關(guān)系圖

圖4 束縛水飽和度與孔隙度關(guān)系圖

圖5 束縛水飽和度與泥質(zhì)含量關(guān)系圖

(2) 束縛水飽和度的計算。當儲層巖性變細時,束縛水飽和度高,電性降低使得油層難以識別。對于這種類型低電阻率油層,束縛水飽和度的求取至關(guān)重要。利用核磁共振資料提取出毛細管束縛水飽和度、泥質(zhì)含量、孔隙度等參數(shù),分別建立了束縛水飽和度與孔隙度、泥質(zhì)含量關(guān)系圖(見圖4、圖5)。從圖4、圖5中可以看出相關(guān)性均較好。因此,對束縛水飽和度與泥質(zhì)含量、孔隙度關(guān)系進行了二元回歸,利用其回歸公式作為該區(qū)束縛水飽和度解釋模型,其響應(yīng)方程為

Swi=-1.26885φ+0.738443Vsh+66.7363

r=0.9312

(5)

式中,Swi為束縛水飽和度,%;φ為孔隙度,%;Vsh為泥質(zhì)含量,%。

應(yīng)用建立的雙水模型對H3井進行處理(見圖6),該井30、無3、31號層電阻率增大率為1.0～1.5,自然伽馬值明顯偏高,自然電位幅度明顯偏小,屬巖性細黏土附加導(dǎo)電成因的低電阻率油層。32號層底部計算的含水飽和度遠大于束縛水飽和度,綜合評價為水層;30、無3、31號層計算的含水飽和度與束縛水飽和度基本相等,綜合評價為油層;32號層頂部計算的含水飽和度與束縛水飽和度差值介于油層和水層之間,該層綜合評價為油水同層。無3、31號層合采,試采初期,產(chǎn)油18.07 t/d,產(chǎn)水3.03 m3/d。由此可見經(jīng)雙水模型處理的含水飽和度和束縛水飽和度能較好地識別研究區(qū)儲層的流體性質(zhì)。

圖6 H3井測井綜合評價成果圖

根據(jù)對該地區(qū)低電阻率油層成因分析,利用研究中提出的低電阻率油層識別方法,在全區(qū)開展老井復(fù)查工作,并對72口井、144個小層現(xiàn)場實施補孔,累計增油20.4×104t,取得了較好的經(jīng)濟效益。

4 結(jié) 論

(1) 港東油田二區(qū)六斷塊館陶組為一復(fù)雜斷塊底水油藏,存在大量的低電阻率油層,其主要成因為黏土附加導(dǎo)電性、薄層和咸水泥漿侵入3種類型。

(2) 提出復(fù)雜斷塊底水油藏低電阻率油層的識別方法,泥漿侵入型的低電阻率油層采用電阻率動態(tài)響應(yīng)數(shù)值模擬法進行識別,巖性引起的低電阻率油層采用電阻率曲線重構(gòu)法及雙水模型進行識別,3種方法在實際應(yīng)用中取得較好的效果。

(3) 利用對低電阻率油層識別方法開展了研究區(qū)老井復(fù)查工作,并對72口井現(xiàn)場實施補孔,取得較好的經(jīng)濟效益,對控制區(qū)塊遞減做出很大貢獻,并為同類型油藏低電阻率油層的識別提供借鑒方法。

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