郭浩鵬, 石玉江, 王長勝, 張少華, 李衛(wèi)兵, 鐘吉彬

(中國石油長慶油田公司勘探開發(fā)研究院, 低滲透油氣田勘探開發(fā)國家工程實驗室, 陜西 西安 710018)

0 引 言

鄂爾多斯盆地在三疊紀末期整體抬升,西傾單斜上發(fā)育低幅度鼻狀構(gòu)造,形成了眾多的延安組小型含油富集區(qū)[1]。延安組油藏物性好,產(chǎn)量高,開發(fā)效果好,但湖盆西部延安組發(fā)育典型的低電阻率、低對比度油藏。2013年至2014年該盆地延安組工業(yè)油流井中低電阻率、低對比度油層達到62.3%。延安組油藏規(guī)模小,油層與水層電阻率對比度低,地層水性質(zhì)變化大給測井識別帶來巨大挑戰(zhàn),測井解釋符合率長期在60%左右。

1997年至2006年中國石油集團對低電阻率油層開展了測井巖石物理研究與解釋方法的專項攻關(guān),其中總結(jié)了鄂爾多斯盆地延長組長2低電阻率油層的油藏模式與分布規(guī)律[2],但未針對延安組低對比度油層開展相關(guān)研究,因此亟需開展延安組油藏低電阻率成因、飽和度分布規(guī)律與測井解釋方法的綜合研究。

本文首先對延安組低對比度油藏的成因進行了分析,并選取了平均毛細管壓力曲線J函數(shù)法計算油藏含油飽和度,推導(dǎo)了延安組油藏的含油飽和度定量計算公式,在此基礎(chǔ)上對延安組油藏的飽和度分布模式進行了分析研究,最終形成了針對該油藏的測井評價方法。

1 中生界延安組低對比度油藏成因

1.1 低幅度構(gòu)造導(dǎo)致含油飽和度低

受構(gòu)造控制的油藏成藏主要為油水浮力克服毛細管力的過程,油藏高度和油水密度差決定了驅(qū)替動力大小,孔隙結(jié)構(gòu)決定了毛細管阻力的大小,驅(qū)替動力和毛細管阻力達到平衡的過程決定了油氣最終能夠充注到多大的孔喉系統(tǒng)中[3]。巖石含油飽和度取決于上述3個因素

F浮=ΔρgH=pc

(1)

式中,F浮為油水浮力,N;Δρ為油水密度差,g/cm3;H為油藏高度,m;pc為毛細管壓力,MPa。

以油藏高度5 m為例(見圖1)。Ⅰ類儲層物性好,即使含油高度低,也具有明顯的油水分異,含油飽和度可以達到65%;Ⅱ類儲層物性較差,含油高度低時,油水分異差,形成低對比度油層,含油飽和度為42%;Ⅲ類儲層物性最差,含油高度低時,一般難以成藏。由3類儲層特征可得,鄂爾多斯盆地延安組油藏構(gòu)造幅度較低,造成了驅(qū)替動力小,含油飽和度低(見圖1)。

圖1 延安組毛細管壓力曲線與油藏含油高度圖*非法定計量單位,1 mD=9.87×10-4 μm2,下同

圖2 延安組地層電阻率與地層水氯根交會圖

1.2 高礦化度地層水造成地層電阻率低

延安組油藏地層水礦化度變化范圍大,最低小于10 g/L,最高達到100 g/L以上,地層水性質(zhì)的變化造成電阻率變化大。

延安組地層電阻率與氯根交會圖中,當?shù)貙铀V化度較低(氯根10 000 mg/L左右)時,油水層電阻率明顯高于水層,電阻率是含油性的準確指示(見圖2)。而當?shù)貙铀V化度較高(氯根大于15 000 mg/L)時,高礦化度地層水在孔隙中形成密布的導(dǎo)電網(wǎng)絡(luò),使油水層的電阻率明顯降低,電阻率對比度進一步降低,電阻率難以反映含油性的變化。

1.3 淡水泥漿侵入造成油層、水層對比度降低

鄂爾多斯盆地探井、評價井目的層多為下部延長組巖性油藏,鉆井時上部延安組油藏被泥漿浸泡時間長(10 d以上),電阻率曲線受侵入影響較大,多呈現(xiàn)與水層相似的負差異特征,給測井識別該類油層增加了困難。泥漿濾液侵入油氣層引起儲層徑向上流體分布、地層水礦化度以及電阻率的變化,可以通過數(shù)值模擬完成[4-5]。

B29井延7段數(shù)值模擬的結(jié)果見表1,受淡水泥漿侵入的影響,油層電阻率由19.40 Ω·m降低到11.37 Ω·m,油水層電阻率由12.42 Ω·m降低到8.6 Ω·m,水層電阻率由5.09 Ω·m升高到5.27 Ω·m,油層、油水層的電阻增大率也由侵入前的3.81、2.44降低到2.15、1.63,油、水層對比度進一步降低。

表1 B29井延7段泥漿侵入數(shù)值模擬結(jié)果表

2 利用毛細管壓力曲線油藏飽和度分布規(guī)律研究

2.1 平均毛細管壓力曲線J函數(shù)方法

油藏中油、水飽和度受毛細管壓力和浮力等因素的控制,其在地下的分布狀態(tài)是浮力和毛細管壓力雙重作用的結(jié)果[6]。毛細管壓力的計算公式為

(2)

式中,pc為毛細管壓力,MPa;σ為流體兩相的界面張力,mN/m;θ為流體與固體的接觸角,(°);rc為毛細管半徑,μm。

壓汞過程與油氣驅(qū)替自由水的過程相似,通常利用實驗室毛細管壓力資料間接求取油藏的含油飽和度[7]。用毛細管壓力曲線計算油藏含油飽和度的方法有逐點毛細管壓力曲線法、平均毛細管壓力曲線法和平均J函數(shù)法3種[89],本文采用平均J函數(shù)法。

J函數(shù)的表達式為

(3)

式中,J(Sw)為J函數(shù)(含水飽和度Sw的函數(shù)),無因次;K為樣品空氣滲透率,×10-3μm2;φ為樣品孔隙度,%。

J函數(shù)是一個無因次量,是含水飽和度的函數(shù),與滲透率、孔隙度、界面張力以及潤濕接觸角有關(guān)。每塊巖樣的毛細管壓力曲線只是油藏某一局部特征的表現(xiàn),需要將油藏中多條毛細管壓力曲線統(tǒng)計回歸得到1條代表該油藏特征的毛細管壓力曲線,才能準確求出油藏含油飽和度。研究采用延安組22個樣品點進行回歸計算,實驗室?guī)r樣的壓汞毛細管壓力曲線及對應(yīng)的J函數(shù)曲線見圖3。

圖3 延安組巖心樣品的壓汞毛細管壓力曲線及對應(yīng)的J函數(shù)曲線

具有相同J函數(shù)的巖石含水飽和度Sw和其J函數(shù)J(Sw)之間存在冪函數(shù)關(guān)系

Sw=a×J(Sw)b

(4)

考慮油藏的實際情況,含油飽和度在10%～80%分布。將圖4中SHg=10%～80%的數(shù)據(jù)作回歸,得到

(5)

圖4 延安組毛細管壓力曲線對應(yīng)的J函數(shù)曲線

2.2 利用毛細管壓力曲線計算含油飽和度

將式(1)帶入式(3),得到

(6)

汞飽和度與潤濕相流體飽和度之間存在關(guān)系:Sw+SHg=100;由式(5)可得

(7)

則

(8)

(9)

通過延安組密閉取心資料對α值進行刻度,得到α的平均值為138.9(見表2),由此得到鄂爾多斯盆地延安組油藏的含油飽和度計算公式為

表2 密閉取心井刻度α值表

(10)

通過式(10),已知儲層的孔隙度、滲透率以及油藏高度,可以確定該油藏的含油飽和度。表3為通過式(10)計算的鄂爾多斯盆地延安組17個儲量提交區(qū)塊的含油飽和度值。由計算結(jié)果可以看到,該方法計算結(jié)果與儲量取值的平均誤差為3.55%,誤差小于儲量提交規(guī)范要求的±5%[10],說明該方法計算含油飽和度較為準確,能夠用于鄂爾多斯盆地延安組儲量提交的含油飽和度計算。

表3 鄂爾多斯盆地延安組儲量提交區(qū)含油飽和度計算結(jié)果表

2.3 延安組油藏飽和度分布模式

由式(10)可以在已知含油飽和度下限時反推油層、油水層的含油高度下限、物性下限。針對延安組低對比度油藏,以含油飽和度40%作為含油下限,油藏高度以5 m為下限,由飽和度計算公式得到物性下限為孔隙度13%時,滲透率需大于30×10-3μm2才能成藏。提交儲量區(qū)的物性下限為孔隙度13%,滲透率0.4×10-3μm2,由式(10)可知含油高度達到45 m才能形成油藏;提交儲量區(qū)的平均孔隙度為

16.5%,平均滲透率215.97×10-3μm2,需要含油高度至少2.2 m才能形成油藏。

3 延安組低對比度油藏測井評價方法及應(yīng)用效果

3.1 低對比度油層測井解釋方法

在飽和度分布模式認識的基礎(chǔ)上,發(fā)展了綜合測井、油藏、錄井等多學科的低幅度構(gòu)造油藏精細解釋方法,通過儲層分類、低幅度構(gòu)造油藏中飽和度分布規(guī)律研究,結(jié)合巖心錄井、分析化驗等資料,綜合判識延安組低對比度油層。

延安組油藏類型屬于構(gòu)造-巖性油藏,構(gòu)造幅度低,除受巖性控制外,構(gòu)造對該區(qū)油藏及油水分異也有重要的控制作用。對于此類低幅度構(gòu)造油藏,在劃分油水界面時必須考慮對部分斜井進行精細校斜,然后進行精細的多井間的地層橫向?qū)Ρ取?/p>

(1) ×井區(qū)B井延6段。按照上述方法,確定×井區(qū)的油水界面為海拔-262.5 m,×井區(qū)C井～B井延6油藏剖面圖見圖6,在精細地層橫向?qū)Ρ然A(chǔ)上,根據(jù)解釋層位在交會圖版中和在油藏中的位置,可以對油水層進行綜合識別。

如B井上部1 807～1 810 m的15號層,深感應(yīng)電阻率 7.42 Ω·m, 與相鄰水層相當, 聲波時差275.42 μs/m,原解釋結(jié)論為含油水層。考慮到B井15號層與試油為純油層的鄰井A井相連通,而且位于構(gòu)造的較高部位,符合延安組油藏物性好、油藏高度大則含油飽和度高的特點,因此綜合解釋為油層,試油結(jié)果日產(chǎn)油13.82 t(見圖7)。

圖5 B32井延10測井解釋成果圖*非法定計量單位,1 ft=12 in=0.304 8 m,下同

圖6 ×井區(qū)C井～B井延6油藏剖面圖

圖7 B井延6段測井“四性”關(guān)系圖

(2) Y111井延8段。Y111井延8段1 960～1 967 m處18號層孔隙度12.5%,滲透率2.1×10-3μm2,物性較差,解釋為干層。1 967～1 971.5 m處19號層雖然處于油藏中較低的部位,含油高度不如18號層,但物性更好,孔隙度15.5%,滲透率88.1×10-3μm2,通過計算得到含油飽和度為62.6%,因此解釋為油層。試油在1 967～1 969 m段射孔求初產(chǎn),獲得21.25 t/d純油(見圖8),說明在含油高度相差不大的情況下,孔隙結(jié)構(gòu)是決定含油飽和度高低的主要因素。

圖8 Y111井延8測井解釋成果圖

3.2 應(yīng)用效果

2014年針對延安組低幅度構(gòu)造油藏推廣應(yīng)用以上測井識別方法識別低電阻率、低對比度油層,共有20層精細解釋提高了解釋結(jié)論,并得到試油驗證(見表4),延安組油層測井解釋符合率提高到78.5%。

表4 2014年延安組測井精細解釋提高井統(tǒng)計表

在延安組飽和度分布規(guī)律的基礎(chǔ)上開展老井復(fù)查,共復(fù)查老井2 088口,7口井經(jīng)老井試油獲工業(yè)油流。預(yù)計可新增儲量規(guī)模855×104t,預(yù)計可新建產(chǎn)能12.9×104t(見表5)。

表5 2014年盆地延安組老井復(fù)查預(yù)計建產(chǎn)情況統(tǒng)計表

4 結(jié) 論

(1) 鄂爾多斯盆地中生界延安組油藏構(gòu)造幅度低、地層水礦化度高和淡水泥漿侵入是形成該地區(qū)低對比度油層的主要原因。

(2) 采用平均毛細管壓力J函數(shù)法得出了延安組油藏含油飽和度的定量計算公式,分析了其影響因素之間的量化關(guān)系,計算結(jié)果準確可靠,能夠用于鄂爾多斯盆地延安組儲量提交的含油飽和度計算。

(3) 鄂爾多斯盆地延安組油藏的含油飽和度受油藏高度、儲層物性(孔隙結(jié)構(gòu))共同控制,油藏中距自由水平面越高的地方,含油飽和度越大;相同油藏高度下,儲層物性越好,孔隙結(jié)構(gòu)越好,飽和度越大。

(4) 在延安組測井解釋中運用飽和度分布規(guī)律,重視單井在油藏中的位置,針對性提出了低幅度構(gòu)造油藏海拔對比法等測井識別方法,發(fā)展了綜合測井、油藏、錄井等多學科一體化的精細解釋技術(shù),提高了鄂爾多斯盆地延安組低對比度油層測井識別能力。

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