呂斯端, 夏宏泉, 文曉峰

(1.油氣藏地質(zhì)及開發(fā)工程國(guó)家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室,西南石油大學(xué), 四川 成都 610500;2.中國(guó)石油集團(tuán)測(cè)井有限公司長(zhǎng)慶事業(yè)部, 陜西 西安 710200)

0 引 言

隴東地區(qū)致密油儲(chǔ)層具有的層間、層內(nèi)非均質(zhì)復(fù)雜的孔隙結(jié)構(gòu)及低孔隙度低滲透率低壓力特征,導(dǎo)致具有一定的隱蔽性和復(fù)雜的測(cè)井響應(yīng),帶來儲(chǔ)層非儲(chǔ)層識(shí)別困難、產(chǎn)層非產(chǎn)層識(shí)別困難和油層水層解釋困難等多方面的儲(chǔ)層測(cè)井評(píng)價(jià)問題,影響了致密油高效勘探與開發(fā)工作的深入開展[1]。本文從測(cè)井系列優(yōu)選、響應(yīng)特征分析和敏感性參數(shù)提取等方面進(jìn)行探索研究,構(gòu)建反映儲(chǔ)層含油性的識(shí)別致密油參數(shù)IOD(Oil Discerning Index),用于該地區(qū)延長(zhǎng)組致密油特征的測(cè)井判識(shí)儲(chǔ)層流體性質(zhì)的新方法。

1 致密油儲(chǔ)層地質(zhì)特征

1.1 巖性特征

隴東地區(qū)位于Ordos盆地西南部,其延長(zhǎng)組長(zhǎng)6段最大厚度145 m左右,以綠灰、灰綠色粉-細(xì)砂巖夾暗色泥巖、泥質(zhì)粉砂巖、薄層凝灰?guī)r為主;長(zhǎng)7段最大厚度120 m左右,以暗色泥巖、油頁巖夾薄層粉-細(xì)砂巖為主;長(zhǎng)8段最大厚度120 m左右,以暗色泥巖、砂質(zhì)泥巖夾灰色粉-細(xì)砂巖為主[2]。

1.2 物性特征

隴東地區(qū)長(zhǎng)6、長(zhǎng)7、長(zhǎng)8段為典型的致密油儲(chǔ)層。對(duì)工區(qū)內(nèi)65口井280個(gè)層段的物性數(shù)據(jù)進(jìn)行統(tǒng)計(jì)后發(fā)現(xiàn),其孔隙度介于5.88%～17.17%,平均值為8.85%,滲透率介于0.08～5.7 mD*非法定計(jì)量單位,1 mD=9.87×10-4 μm2; 1 ft=12 in=0.304 8 m,下同,平均值為0.097 mD。儲(chǔ)層具有明顯的低孔隙度超低滲透率特征。

2 致密油儲(chǔ)層測(cè)井系列優(yōu)選

隴東地區(qū)長(zhǎng)6、長(zhǎng)7和8段致密油測(cè)井響應(yīng)復(fù)雜[3],準(zhǔn)確識(shí)別該區(qū)低孔隙度、低滲透率、低壓力儲(chǔ)層的流體性質(zhì),進(jìn)行測(cè)井系列的優(yōu)選評(píng)價(jià)顯得尤為重要,需優(yōu)選出與工區(qū)致密油特征相適應(yīng)相匹配的測(cè)井系列[4]。

2.1 巖性測(cè)井系列優(yōu)選

圖1顯示,從油層到水層,油層、差油層與油水層、水層的自然電位減小系數(shù)差別明顯,顯示出自然電位測(cè)井響應(yīng)在劃分致密儲(chǔ)層、評(píng)價(jià)儲(chǔ)層含油氣性上都有明顯效果;自然伽馬減小系數(shù)在各類巖性儲(chǔ)層雖有不同程度顯示,但總體存在高低參差變化無序現(xiàn)象,識(shí)別與劃分致密油儲(chǔ)層效果不夠明顯。相對(duì)于伽馬測(cè)井和井徑測(cè)井,自然電位測(cè)井更適用于隴東地區(qū)致密油儲(chǔ)層流體性質(zhì)的識(shí)別,效果明顯。

2.2 孔隙度測(cè)井系列優(yōu)選

圖2顯示,同一儲(chǔ)層不同流體類型,其密度測(cè)井減小值、中子測(cè)井減小值和聲波時(shí)差測(cè)井減小值差別明顯,從油層到水層隨著含油性變差,密度值、中子值增大趨勢(shì)明顯,聲波時(shí)差降低趨勢(shì)明顯,表明聲波時(shí)差、密度和中子孔隙度測(cè)井在劃分致密儲(chǔ)層與評(píng)價(jià)儲(chǔ)層含油氣性上都有明顯響應(yīng),適用于致密油儲(chǔ)層流體性質(zhì)的識(shí)別。

2.3 電阻率測(cè)井系列優(yōu)選

工區(qū)一般采用陣列感應(yīng)測(cè)井和雙感應(yīng)測(cè)井2種系列,不同的電阻率測(cè)井系列評(píng)價(jià)油水層的能力和效果有較大差別。圖3顯示,從油層到水層隨著含油性變差,陣列感應(yīng)測(cè)井電阻率值呈現(xiàn)下降趨勢(shì),不同流體性質(zhì)的儲(chǔ)層陣列感應(yīng)測(cè)井電阻率值差異明顯;感應(yīng)測(cè)井電阻率值基本呈現(xiàn)下降趨勢(shì),但是不同流體性質(zhì)的儲(chǔ)層感應(yīng)測(cè)井電阻率差別并不大。由此可見,陣列感應(yīng)測(cè)井系列更適用于隴東地區(qū)致密油儲(chǔ)層流體性質(zhì)識(shí)別。

圖1 致密油儲(chǔ)層巖性測(cè)井響應(yīng)對(duì)比圖

圖2 致密油儲(chǔ)層孔隙度測(cè)井響應(yīng)對(duì)比圖

圖4 長(zhǎng)6、7、8段電阻率—聲波時(shí)差測(cè)井值交會(huì)識(shí)別儲(chǔ)層流體性質(zhì)圖版

3 致密油儲(chǔ)層流體性質(zhì)測(cè)井識(shí)別方法

3.1 油水層測(cè)井響應(yīng)特征分析

致密油儲(chǔ)層儲(chǔ)集空間小,使得來自流體的測(cè)井響應(yīng)貢獻(xiàn)較小,限制了測(cè)井信息響應(yīng)油氣的能力;同時(shí),致密油儲(chǔ)層復(fù)雜的孔隙結(jié)構(gòu)以及近井地帶鉆井液的侵入污染限制了電阻率測(cè)井響應(yīng)油氣的能力[5-7]。

根據(jù)隴東地區(qū)65口生產(chǎn)井的長(zhǎng)6、長(zhǎng)7、長(zhǎng)8段儲(chǔ)層試油資料和測(cè)井資料[8],分析其油水層的測(cè)井響應(yīng)特征,發(fā)現(xiàn)油層與水層差異明顯,而與差油層、油水同層差異不大。

(1) 油層:自然伽馬72～120 API,聲波時(shí)差62.9～74.8 μs/ft,密度2.25～2.36 g/cm3,中子孔隙度介于16.1%～18.2%,陣列感應(yīng)深電阻率20～200 Ω·m。

(2) 水層:自然伽馬66～115 API,聲波時(shí)差59.1～65.6 μs/ft,密度2.32～2.62 g/cm3,中子孔隙度17.8%～21.3%,陣列感應(yīng)深電阻率6～15.7 Ω·m。

3.2 傳統(tǒng)交會(huì)圖識(shí)別法

利用隴東地區(qū)試油資料和測(cè)井資料,建立陣列感應(yīng)深電阻率—聲波時(shí)差交會(huì)圖版(見圖4)?？梢钥闯?隨著含油性變差,陣列感應(yīng)深電阻率曲線值RAT90呈現(xiàn)下降趨勢(shì),但是不同含油性地層之間電阻率界限并不清晰。利用電阻率—聲波時(shí)差測(cè)井值交會(huì)圖識(shí)別儲(chǔ)層流體性質(zhì),符合率只有72%。

3.3 孔隙度電阻率組合新參數(shù)IOD指標(biāo)識(shí)別法

測(cè)井解釋可通過分析常規(guī)測(cè)井曲線的響應(yīng)特征及組合關(guān)系判別儲(chǔ)層含流體性質(zhì)[9]。由工區(qū)內(nèi)多口井測(cè)井曲線特征發(fā)現(xiàn),隨著含油性變差,Δt減小、ρ增大、CNL增大、RAT90降低(見圖5、圖6)。

根據(jù)三孔隙度測(cè)井曲線和電阻率測(cè)井曲線在致密油儲(chǔ)層的響應(yīng)特征,構(gòu)建出識(shí)別致密油新參數(shù)IOD(Oil Discerning Index)的計(jì)算公式

(1)

式中,Δt為聲波時(shí)差測(cè)井值,μs/ft;ρ為密度測(cè)井值,g/cm3;CNL為中子測(cè)井值,%;RAT90為陣列感應(yīng)深探測(cè)電阻率測(cè)井值,Ω·m。

油層的Δt值、RAT90值分別高于水層的Δt值、RAT90值;ρ值和CNL值低于水層值。將Δt值與電阻率對(duì)數(shù)值logRAT90相乘作為分子,ρ值與CNL值相乘作為分母,進(jìn)一步放大油層與水層的測(cè)井響應(yīng)值的差異,即通過式(1)計(jì)算出的IOD參數(shù),可以明顯反映儲(chǔ)層的含油性,用于識(shí)別油層、差油層、油水同層和含油水層及水層。隴東地區(qū)長(zhǎng)6、長(zhǎng)7、長(zhǎng)8段致密油的IOD參數(shù)判釋標(biāo)準(zhǔn),以及用該方法判釋油層、差油層、油水同層和含油水層及水層符合率見表1。

圖5 Y262井長(zhǎng)6油層測(cè)井曲線特征及解釋成果圖

圖6 Y471井長(zhǎng)6水層測(cè)井曲線特征及解釋成果圖

表1 隴東地區(qū)延長(zhǎng)組長(zhǎng)6、長(zhǎng)7、長(zhǎng)8儲(chǔ)層含流體性質(zhì)的IOD參數(shù)測(cè)井解釋標(biāo)準(zhǔn)及其符合率

4 應(yīng)用實(shí)例分析

基于上述方法編程處理了工區(qū)多口井的測(cè)井資料,重點(diǎn)計(jì)算了IOD曲線,用IOD曲線形態(tài)及幅值的變化識(shí)別儲(chǔ)層段的含流體性質(zhì)。圖7為H500井2 695～2 810 m段儲(chǔ)層含流體性質(zhì)測(cè)井解釋成果圖。其長(zhǎng)8段2 699.1～2 704.9 m巖性為灰色粉-細(xì)砂巖,利用交會(huì)圖法判定為油層,利用孔隙度電阻率組合參數(shù)法(IOD>2.4)判定為油層,試油8.71 t/d油;長(zhǎng)8段2 764.3～2 767.4 m巖性為油頁巖夾薄層粉-細(xì)砂巖,利用交會(huì)圖法判定為水層,利用孔隙度電阻率組合參數(shù)法(1.22.4)判定為油層,試油6.55 t/d油。證實(shí)了致密油的孔隙度電阻率組合參數(shù)法識(shí)別結(jié)果與現(xiàn)場(chǎng)試油結(jié)果、測(cè)井中心二次解釋結(jié)論符合率高,相對(duì)于常規(guī)交會(huì)圖法,判識(shí)儲(chǔ)層流體性質(zhì)效果明顯。

圖7 H500井2 695～2 810 m段儲(chǔ)層含流體性質(zhì)的二次測(cè)井解釋結(jié)論與IOD解釋結(jié)果對(duì)比圖

圖8 X296井1 850～1 885 m段儲(chǔ)層含流體性質(zhì)的二次測(cè)井解釋結(jié)論與IOD解釋結(jié)果對(duì)比圖

5 結(jié) 論

(1) 通過致密油儲(chǔ)層測(cè)井系數(shù)優(yōu)選,自然電位測(cè)井、三孔隙度測(cè)井系列和陣列感應(yīng)電阻率測(cè)井系列中RAT90曲線適應(yīng)性好,劃分致密油儲(chǔ)層與評(píng)價(jià)儲(chǔ)層含油氣性的分辨力較強(qiáng),效果明顯。

(2) 隨著含油性變差,RAT90曲線呈現(xiàn)下降趨勢(shì),但是油層、差油層、油水同層、含油水層和水層之間電阻率界限并不清晰,采用常規(guī)電阻率與聲波時(shí)差交會(huì)圖法分辨致密油,易出現(xiàn)混類現(xiàn)象。

(3) 利用三孔隙度測(cè)井曲線與陣列感應(yīng)測(cè)井曲線RAT90組合構(gòu)建的致密油識(shí)別新參數(shù)IOD對(duì)隴東地區(qū)長(zhǎng)6、長(zhǎng)7、長(zhǎng)8段的油層、差油層、油水同層和含油水層及水層有較高的分辨率,值得推廣應(yīng)用。

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