XX地區長8中高電阻率儲層出水原因分析

席輝,張海濤,林偉川,張蕾,肖飛,吳有彬,郭浩鵬

(1.中國石油集團測井有限公司, 陜西 西安 710077;2.長慶油田勘探開發研究院, 陜西 西安 710018)

0 引 言

研究區位于鄂爾多斯盆地南部,已發現了多個長8儲層含油有利區,具有較大的勘探開發潛力。長8期為水下分流河道砂體,受水動力條件影響發育單期厚層、多期塊狀、多期薄層砂體,測井曲線表現為齒狀箱形或鐘形狀。與西峰、鎮北油田長8儲層具有相似的物性、電性特征,但在測井解釋過程中,發現部分層解釋結果與試油結果相矛盾,儲層電性與油層相當,甚至好于油層,測井識別為油層,試油證實儲層出水,油水層電阻率差異小,流體性質識別困難,測井解釋符合率極低,嚴重影響石油勘探和開發。因此,亟需開展長8儲層中高電阻率出水層原因分析及流體性質判識方法研究,建立流體性質判識圖版及標準,提高測井解釋準確度,為低滲透復雜油藏的勘探開發提供測井技術支持。本文利用地質、測井、分析化驗和試油等資料,從儲層巖心、物性、地層水、原油性質和潤濕性等5個方面開展了該區長8中高電阻率儲層出水原因分析。形成了基于常規測井及核磁共振測井高電阻率儲層流體性質判識技術,提高了長8儲層測井解釋符合率,在實際生產中應用效果顯著。

1 長8中高電阻率儲層出水原因分析

1.1 巖心觀察分析

巖心觀察分析表明,研究區寧××井1733.00～1740.80m井段巖性為灰褐色細砂巖,錄井顯示為油斑,熒光顏色暗黃色,滴水緩滲,電阻率為67.95Ω·m,對1734.0～1737.0m井段射孔,壓裂后日產油0t,日產水3.9m3,表現為高電阻率水層特征。鎮北地區木××井2702.47～2703.81m井段巖性為灰白色細砂巖,錄井顯示為油跡,熒光顏色黃白色,滴水緩滲,電阻率為10.19Ω·m,表現為正常水層特征。高電阻率水層巖心物性資料表現為低孔隙度、低滲透率和高含油飽和度,含油飽和度高主要是殘余油影響,造成儲層電阻率高。這是中高電阻率儲層壓裂改造后出水不出油的主要原因(見表1)。

1.2 巖性對比分析

對薄片分析資料統計表明,研究區長8儲層填隙物含量為15.03%,其中碳酸鹽巖含量為5.67%;西峰地區長8儲層填隙物含量為11.35%,其中碳酸鹽巖含量為3.97%(見圖1)。研究區長8儲層碳酸鹽巖含量明顯高于西峰地區,碳酸鹽巖是高電阻率礦物,以膠結物形式出現,充填了部分孔隙,使整體巖性更加致密,含量增大導致電阻率增高。

對X衍射黏土礦物資料分析表明,研究區長8高電阻率水層砂巖中的黏土礦物主要為伊利石、綠泥石、高嶺石和伊蒙混層,其中綠泥石含量平均為41.8%,伊利石+高嶺石含量平均為58.1%,高電阻率水層綠泥石含量高于常規水層、油層,伊利石+高嶺石含量低于常規水層、油層。巖石經熒光薄片鑒定,顆粒表面綠泥石膜邊緣發褐色熒光,分析認為是長7烴源巖早期低成熟演化階段的產物瀝青,黏土礦物綠泥石吸附的瀝青導致巖石電阻率增高(見圖2)。因此,儲層碳酸鹽巖含量高及黏土礦物吸附瀝青是中高電阻率儲層壓裂改造后出水不出油的另外一個主要原因。

1.3 物性對比分析

研究區長8儲層巖性主要以細-中粒巖屑長石砂巖為主,含少量長石巖屑砂巖及長石砂巖。通過對長8儲層28口中高電阻率出水井1 719個巖心樣品物性分析表明,長8儲層巖心分析孔隙度分布主要集中在5%～9%之間,占總樣品的69.87%,平均孔隙度7.24%(見圖3);長8儲層滲透率主要分布在小于0.2×10-3μm2和大于0.5×10-3μm2區間,占總樣品的85.74%,平均滲透率為0.3×10-3μm2(見圖4),總體上表現為低孔隙度、低滲透率特征,在低滲透率的背景上存在局部高滲透率區。西峰地區長8巖心分析孔隙度分布范圍較大,主要分布在5%～11%之間,平均孔隙度為8.63%,滲透率分布具有與研究區相似特征,分布在小于0.2×10-3μm2和大于0.5×10-3μm2區間,占總樣品的74.73%,樣品點沒有研究區所占比例高,平均滲透率為1.35×10-3μm2。研究區與西峰地區長8儲層物性相比,孔隙度、滲透率總體上要差。巖石孔隙度、滲透率越小,含地層水越少,孔隙連通性越差,巖石導電能力減弱,巖石電阻率增高。因此,物性差對研究區長8中高電阻率儲層形成具有一定的貢獻。

圖1 長8儲層填隙物含量對比分布直方圖

圖2 板××井1 933.28 m長8儲層

1.4 原油性質對比分析

圖3 研究區長8儲層滲透率分布頻率圖

圖4 研究區長8儲層孔隙度分布頻率圖

研究區長8儲層原油密度為0.83 g/cm3,黏度為3.92 mPa·s,初餾點為64.00 ℃,凝固點為16.00 ℃;西峰地區長8儲層原油密度為0.86 g/cm3,黏度為6.76 mPa·s,初餾點為73.50 ℃,凝固點為21.00 ℃,瀝青質1.80%。研究區長8儲層原油具有低比重、低黏度、低凝固點等特征。與西峰地區相比,原油性質基本一致,其實原油本身不會造成電阻率升高。

1.5 地層水分析

研究區長8儲層的地層水組分中陽離子主要為K+,Na+,Ca2+,陰離子主要為Cl-,SO42-,HCO3-。根據蘇林地層水分類標準[1]及博雅爾斯基的CaCl2型地層水分類標準[2],對長8儲層的地層水水型、Na+/Cl-離子濃度比分別進行了統計,Na+/Cl-分布在0.5～0.65之間,表明研究區長8儲層水型主要以Ⅳ～Ⅴ型CaCl2水型為主。長8儲層的地層水總礦化度變化范圍大,分布在15.63～45.75 g/L之間,平均為28.26 g/L,地層水礦化度低,巖石中溶液導電性減弱,巖石電阻率增高。與西峰地區相比,長8儲層的地層水總礦化度差異不大(見表2)。因此,低礦化度對研究區長8中高電阻率儲層形成具有一定的貢獻。

1.6 潤濕性分析

潤濕性控制流體在孔隙中的位置和分布,影響巖石電阻率。通過對研究區18口井19塊樣品潤濕性試驗資料分析表明,研究區長8儲層潤濕性非常復雜,具有強親油、親油、中性、弱親水及親水潤濕特征。其中強親油-親油樣品數占總樣品數47.37%,中性樣品數占總樣品數15.79%,弱親水-親水樣品數占總樣品數36.84%。長8儲層潤濕性整體以強親油-親油為主,當含水飽和度低時,巖石中部分水被不導電的油圈閉起來或被分離成樹枝狀,使其對電的傳導沒有貢獻[3],巖石電阻率增高,并且強親油-親油巖石壓裂改造后水更容易排出。因此,潤濕性對研究區長8中高電阻率儲層形成具有一定的貢獻。

表2 長8儲層地層水礦化度對比表

分析認為,研究區長8中高電阻率儲層出水原因主要是黏土礦物綠泥石吸附的瀝青,造成殘余油飽和度高,加之碳酸鹽巖含量高,因此,研究區長8儲層顯示高電阻率。

2 長8儲層流體性質識別方法研究

2.1 常規測井交會圖版法

儲層圍巖電阻率只顯示本身巖石的導電性,而具有一定孔隙儲層的電阻率不僅反映本身巖石的導電性,更反映孔隙流體的導電性的強弱[4]。采用長8儲層電阻率與鄰近圍巖電阻率比值來突現油的顯示特征,也消除不同儀器的測量誤差。圖5為電阻率比值與聲波時差的交會圖。從圖5中看出,當電阻率比值大于或等于2.5,聲波時差大于216μs/m時為油層、油水同層;當電阻率比值大于或者等于1.6,小于2.5,聲波時差大于216μs/m時為含油水層;電阻率比值小于1.6,聲波時差大于216μs/m時為水層;當孔聲波時差小于或者等于216μs/m時為干層;該方法能有效識別油層(油水同層)、含油水層、水層和干層,具有良好的應用效果。

圖5 電阻率比值與聲波時差交會圖

2.2 核磁共振測井定量判識法

通常輕烴的T1比較長,水的T1較短,因此對于孔隙水而言,較短的極化時間就能完全極化,而輕烴則需要較長的極化時間。理論上講,長、短等待時間T2譜分布相減,水的信號可以相互抵消,而油與氣的信號則余留在差譜之中,由此識別油氣。但是,實際上由于受到噪聲及大孔隙的影響,差分譜中會存在束縛水和可動水的差分信號,這種差譜的定性方法通常不可靠[5-9]。

假定地層含有烴、水兩相流體,根據T2幾何平均值定義,可以將其寫成烴、水兩相信號分開之和的平均,即

(1)

式中,m為T2譜分布的點數;Pih為對應于T2ih的烴測量信號分量,%;Piw為對應于T2iw的水測量信號分量,%;T2LM為測量T2譜的幾何平均值,ms。

當只考慮可動流體的差分譜時,設烴與水的差分信號分別為Δφh、Δφw,差分譜信號的幾何平均值為ΔT2LM,則式(1)簡化為

(2)

式中,T2h、T2w分別為烴、水信號的T2幾何平均值,ms。差分譜總信號為Δφh+Δφw=Δφ,由式(2)進一步可以推導出差分譜上的烴的信號量為

(3)

設烴的極化時間為T1h,長、短極化時間分別為TwL、TwS。差分譜烴信號等于烴的長、短極化時間的測量信號之差

(4)

式(4)經含烴指數IH校正得到烴的孔隙度φh

(5)

由此得到了計算含烴飽和度Sh模型為

(6)

為方便進行流體性質識別,將可動烴孔隙度與可動水孔隙度的比值簡稱為可動油水比,即

(7)

式中,φMFFI為核磁共振可動流體孔隙度,%。

采用反映儲層含油性參數核磁共振含油飽和度、可動油水比,以及反映儲層物性參數可動流體孔隙度、核磁共振總孔隙度建立了研究區油水層識別標準(見表3)。

表3 核磁共振測井流體性質識別標準

圖6 寧××井核磁共振測井長8儲層油水識別成果圖

3 應用實例

寧××井1 730.50～1 732.90 m層段,錄井顯示為油斑,不均勻狀含油,滴水緩滲,電阻率為71.53 Ω·m,聲波時差為218.26 μs/m,電阻率與鄰近圍巖電阻率的比值為1.79,采用常規測井交會圖版法解釋為含油水層;核磁共振總孔隙度為9.04%,可動流體孔隙度為5.14%,核磁共振含油飽和度為16.21%,可動油水比為0.36,表明儲層物性中等、含油性較差,綜合解釋為含油水層。1 471.90～1 747.10 m層段,電阻率為62.52 Ω·m,聲波時差為217.77 μs/m,電阻率與鄰近圍巖電阻率的比值為1.58,采用常規測井交會圖版法解釋為水層;核磁共振總孔隙度為7.3%,可動流體孔隙度為4.27%,核磁共振含油飽和度為0,可動油水比為0,反映儲層物性中等、不含油,綜合解釋為水層。對1 730.5～1 732.5 m、1 742.0～1 745.0 m井段射孔,試油結果為油花,日產水5.2 m3,解釋結論與試油結論相吻合(見圖6)。

悅××井2 072.50～2 075.50 m層段,錄井顯示為油斑,不均勻狀含油,滴水緩滲,電阻率為55.70 Ω·m,聲波時差為239.80 μs/m,電阻率與鄰近圍巖電阻率的比值為2.71,采用常規測井交會圖版法解釋為油水同層;核磁共振總孔隙度為12.99%,可動流體孔隙度為10.05%,反映儲層物性較好;核磁共振含油飽和度為21.41%,可動油水比為0.610,反映儲層含油性較好,綜合解釋為油水同層。2 089.0～2 092.4 m層段,核磁共振含油飽和度及可動油水比無顯示,解釋為水層。對2 071.0～2 175.0 m井段射孔,試油結果為日產油3.4 t,日產水19.5 m3,解釋結論與試油結論相吻合(見圖7)。

4 結 論

(1)通過對研究區長8儲層巖心、巖性、物性、原油性質、地層水礦化度及潤濕性對比分析認為,長8儲層中高電阻率出水原因主要是烴源巖早期低成熟產物瀝青吸附在黏土礦物綠泥石表面,造成殘余油飽和度高,加之碳酸鹽巖含量高,顯示高電阻率。并在較好的物性下,壓裂改造后出水不出油。

(2)常規測井圍巖電阻率比值與聲波時差交會圖版法及核磁共振測井定量判識法相結合,能有效判識研究區長8儲層流體性質,并建立了核磁共振測井油水層識別標準,提高測井解釋符合率,為油田增儲上產提供技術支持。