渤中油田東營組低阻油層識別方法研究

2017-12-21 00:41:11許賽男崔云江別旭偉韓志磊鄭煬

長江大學學報(自科版) 2017年23期

許賽男，崔云江，別旭偉，韓志磊，鄭煬

(中海石油(中國)有限公司天津分公司，天津 300459)

渤中油田東營組低阻油層識別方法研究

許賽男，崔云江，別旭偉，韓志磊，鄭煬

(中海石油(中國)有限公司天津分公司，天津 300459)

正確識別低阻油層對提高油田的勘探開發效率具有重要意義。渤中油田東營組發育多套反韻律沉積的儲層，其底部巖性細、物性差，電阻率較頂部儲層明顯變低，應用常規測井方法難以判別該類低阻層的流體性質。對低阻油層成因機理分析認為，受沉積韻律控制作用的影響，巖性細、泥質含量高是其形成的主要因素。由于自然電位和自然伽馬曲線可以表征巖性粗細及泥質含量的影響，同時結合電阻率曲線又能反映地層流體性質的影響，因此應用常規測井資料建立了基于沉積相帶及沉積韻律分析的流體識別方法。該方法重新識別出了渤中油田低阻油層30m，展示了常規測井資料在低阻油層識別中良好的應用前景。

低阻油層；反韻律；成因機理；常規測井；渤中油田

隨著渤海油田勘探開發的不斷深入，低阻油層逐漸成為精細勘探、老井復查的重點研究對象，在開發生產中具有重要意義[1]。受多種復雜成因機理的影響，低阻油層電阻率遠遠低于常規油層，與同一油水系統內水層電阻率的比值常小于3，甚至小于2，易被誤判或漏判[2]。因此，國內外學者在對低阻油層成因機理分析的基礎上，提出了小波變換、交會圖、陣列感應電阻率以及核磁共振測井等低阻油層識別方法[3～6]。渤中油田位于渤海海域黃河口凹陷中洼南斜坡帶，郯廬斷裂渤南段中支以東，主體區在主要目的層段明化鎮組、東營組和沙河街組形成了以大型斷裂控制為主的復雜斷塊圈閉群。該油田東營組發現多套反韻律底部低阻油層，儲層巖性以粉砂巖為主，泥質體積分數普遍在30%以上，儲層物性較差，是導致低阻的主要因素。渤海油田通常應用自然電位與沖洗帶電阻率比值法進行低阻油層識別，但是由于渤中油田低阻油層自然電位與水層相比并未明顯降低，沖洗帶電阻率與水層相比也并未明顯升高，所以常用方法對于該油田低阻油層并不適用。通過分析其成因機理，提出了基于沉積相帶及沉積韻律分析的流體識別方法，大大提高了低阻油層識別的成功率。

1 低阻油層成因分析

低阻油氣層的成因復雜，主要是受沉積韻律控制作用、巖性細、束縛水飽和度高、黏土附加導電性、礦化度和測井環境等因素影響[7～10]，導致其在測井響應特征上表現為電阻率明顯低于常規油層，與鄰近水層相比，電阻率增大率常小于3，甚至小于2，利用常規測井方法難以識別。渤中油田位于黃河口凹陷中洼南斜坡帶，該油田東營組三段為辮狀河三角洲前緣沉積，發育多套反韻律儲層，低阻油層多位于底部。筆者對研究區低阻油層成因進行了詳細分析認為，受沉積韻律控制作用的影響，巖性細、泥質含量高是渤中油田東營組低阻油層形成的主要因素。

1.1 沉積砂體韻律控制作用

從沉積學的角度考察目前已經發現的低阻油藏，發現低阻油層最為突出的特征是以細、粉砂巖為主，沉積環境一般為弱水動力的低能環境。低阻油層多出現在不同沉積體系正韻律沉積層頂部或反韻律沉積層底部。受沉積作用控制的低阻油層與沉積韻律具有一定的內在關系，沉積水動力的遷移對儲層巖性組分的變化具有深刻影響[10～13]。渤中油田東營組發育辮狀河三角洲前緣反韻律儲層，從儲層底部到頂部沉積條件逐漸變強，儲層的巖性由細變粗。從BZ-A井東營組測井響應特征及薄片對比分析(圖1)發現，巖性粗對應電阻率高、巖性細對應電阻率低。如BZ-A井2782m常規油層巖性以中砂～細砂為主，約含粗砂28%、中砂52%和細砂及粉砂20%，碎屑顆粒較均勻分布，孔徑平均0.15mm，對應電阻率為37.0Ω·m；2789.5m低阻油層巖性以細砂～細粉砂為主，約含粉砂75%和細砂25%，巖石孔隙發育差，且局部呈條帶狀發育，孔徑平均0.10mm左右，對應電阻率為5.4Ω·m，純水層電阻率一般介于2.5～4.5Ω·m。

圖1 BZ-A井東營組測井響應特征(a)及薄片分析結果圖(b)、(c)

表1為取心井高阻、低阻油層樣品電阻率及細粒成分質量分數數據，高阻油層粉砂和黏土質量分數介于10%～33%，對應電阻率為4.4～7.3Ω·m；而低阻油層粉砂和黏土質量分數介于46%～57%，對應電阻率為13.1～73.0Ω·m。由此可見，巖性及物性的變化對電阻率測井值影響較大。在反韻律底部，低阻層電阻率除受流體性質影響外，還與儲層的巖性和物性變化密切相關，導致低阻層流體識別難度加大。

表1 高阻、低阻油層電阻率和細粒成分質量分數數據

1.2 反韻律沉積層測井響應特征

渤中油田東營組反韻律儲層頂部水動力強，巖石顆粒粗且純，孔隙結構單一，滲透率高，自然電位呈高幅異常，儲層深側向電阻率高，自然伽馬曲線呈現低值、較光滑。自上而下，隨著水動力的遷移，沉積條件逐漸變弱，儲層的巖性由粗變細，孔隙結構由單一變為復雜，滲透率低，自然電位低幅異常，儲層深側向電阻率明顯降低，自然伽馬增大，曲線出現齒狀化(圖2)。

圖2 BZ-B井東營組反韻律沉積層測井響應特征與巖心分析成果圖

2 低阻油層識別方法

電阻率測井曲線主要受巖性、物性、含油飽和度、泥漿侵入、膠結質、地層水礦化度等多種因素影響，是地層特性的綜合反映。利用測井資料在一個層組內做縱向分析時，巖性、物性、膠結物含量、含油飽和度4個因素是主要因素[8]。

自然電位和自然伽馬一方面可以表征沉積相帶及沉積韻律的影響，體現巖性、物性、泥質膠結物的變化，泥質含量越高，自然伽馬越大，自然電位異常幅度降低；另一方面，在油層和水層地層水礦化度相同的情況下，油層的自然電位異常幅度小于鄰近水層的自然電位異常幅度[5]。利用上述2條曲線進行沉積相帶及沉積韻律分析，可以進一步擴大油、水層之間的電阻率差異，達到流體識別的目的。詳細步驟如下。

1)根據自然電位計算自然電位減小系數α：

(1)

式中：Ussp為最大靜自然電位，mV；Usp為自然電位，mV。

2)綜合利用自然電位、自然伽馬，建立幾何平均數β(β主要對ρlld起向正常油層對齊校正的作用)：

(2)

3)構建低阻油層流體識別指數IFID：

(3)

反韻律儲層底部由于顆粒變細，使其與常規儲層在相同的流體情況下，電阻率變低。因此利用Usp和qAPI可將影響電阻率的變細顆粒校正到正常顆粒。同時，由于Usp從另一方面反映了地層的含油氣性，能夠放大油、水層之間的差異。因此，IFID進一步擴大了油和水之間的電阻率差異，能夠更好地識別地層流體性質。

根據式(3)可知，油層IFID大于鄰近水層IFID，以純水層IFID作為基線，根據油層與水層IFID差值判別儲層流體性質。因此，IFID參數可以實現對低阻油層的流體識別。基于沉積相帶及沉積韻律分析建立的流體識別技術，進一步擴大了低阻油層和水層之間的差別。

3 應用效果分析

表2為渤中油田低阻層應用常規法和沉積相帶及沉積韻律分析流體法結果對比，沉積相帶及沉積韻律分析流體識別方法與取樣或測壓分析結論符合率達到了90%。通過該方法對渤中油田6口井低阻層進行重新識別，新發現低阻油層30m，解放低阻油層儲量近200×104m3。

利用上述基于沉積相帶及沉積韻律分析的流體識別方法對渤中油田東營組多口井進行了處理，取得了較好的應用效果。圖3、4分別為渤中油田BZ-A井和BZ-B井沉積相帶及沉積韻律分析流體識別成果圖，BZ-A井2739.1～2740.3m原解釋結論為油水同層，通過該方法處理后重新識別為油層，取樣結果證實為油層；BZ-B井2921.9～2922.7m原解釋結論為含油水層，通過該方法處理后重新識別為油層，取樣結果證實為油層，識別結果與取樣結果一致，證實了該方法的可靠性。