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(jìn)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(biāo)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(jià)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(xì)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(rèn)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(shí)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(xì),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(jìn)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(xì),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(xiàn),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(shí)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(xiàn),分析認(rèn)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(shí)水動力較弱或是砂體的尖滅方向,巖性較細(xì),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(dāng)高礦化度鉆井液鉆遇低礦化度地層水油層時(shí),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(jì)(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(jì)表

3 低電阻率油層識別評價(jià)

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(shí)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(jì)算出地層真電阻率、侵入半徑、流體飽和度等地層參數(shù)。實(shí)驗(yàn)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(dá)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(shí)間,d。

式(1)表明,對于咸水泥漿侵入型低電阻率油層,浸泡時(shí)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(jìn)行了重復(fù)測井,2次測井時(shí)間間隔為12 d,且第1次為及時(shí)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(jìn)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(dāng)侵入時(shí)間為0 d時(shí)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(shí)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(jì)算法進(jìn)行咸水泥漿侵入影響校正是評價(jià)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(dāng)常規(guī)油氣層巖性一致時(shí),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(dāng)儲層巖性變細(xì)時(shí),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(jìn)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(jìn)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(jià)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(shí)測電阻率基本重疊,巖性偏細(xì)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(biāo)準(zhǔn)油層特征,因此,38號層重新評價(jià)為油層。

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

(1) W-S公式計(jì)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(yàn)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(jì)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(dāng)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(jì)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(jì)算。當(dāng)儲層巖性變細(xì)時(shí),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(xì)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(jìn)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(jìn)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(xì)黏土附加導(dǎo)電成因的低電阻率油層。32號層底部計(jì)算的含水飽和度遠(yuǎn)大于束縛水飽和度,綜合評價(jià)為水層;30、無3、31號層計(jì)算的含水飽和度與束縛水飽和度基本相等,綜合評價(jià)為油層;32號層頂部計(jì)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(jià)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(jià)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(shí)施補(bǔ)孔,累計(jì)增油20.4×104t,取得了較好的經(jīng)濟(jì)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?yàn)轲ね粮郊訉?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(jìn)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(jìn)行識別,3種方法在實(shí)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(shí)施補(bǔ)孔,取得較好的經(jīng)濟(jì)效益,對控制區(qū)塊遞減做出很大貢獻(xiàn),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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