白秋地區低阻油層成因分析與識別方法

2014-12-16 08:32:14吳愛紅杜家澄胡恒波張運杰

石油地質與工程 2014年5期

吳愛紅，白麗，田新，杜家澄，胡恒波，張運杰

（1．河南石油工程有限公司測井公司，河南南陽473132，2中國地質大學（武漢）地球科學學院）

白秋地區位于南陽凹陷北部坡折帶，區塊內同時發育的北東向及北西向兩組斷層相切割，并形成一定規模系列的斷塊構造圈閉群，在斷塊群內還發育了一些較小的次斷層，它與主斷層切割形成了多個小斷塊，這些次斷層對油氣聚集同樣起著重要的控制作用，并使油層分布和油水關系變得更為復雜。該區塊是一個典型的多斷塊、復雜巖性的斷塊－巖性油藏，存在大量低阻油層，使測井解釋評價難度加大，因此，本區測井評價的重點主要是低阻油層的成因分析及有效識別。

影響油層電阻率降低的因素有多種，本文以大量測井資料、巖心分析、試油和水分析資料為依據，對白秋地區儲層的低阻成因進行分析，找出了該區低阻油層的主控因素，為下一步低阻油層識別奠定了基礎。

1 低阻油層成因分析［1－3］

1．1 束縛水含量高

高束縛水飽和度是低阻油層廣泛發育的主要成因之一，在低阻油層成因研究中占有十分重要的地位。受沉積作用的控制，白秋地區儲層巖性較細，微孔隙發育，孔隙結構復雜，使得儲層束縛水含量較高，這些束縛水與滲流孔隙中的自由水并存，形成了相對發達的導電網絡，導致儲層電阻率降低，形成低阻油層。根據白秋地區相滲實驗分析結果，所做兩口井8塊巖心的束縛水含量均在52%以上。

1．1．1 巖性細，巖石顆粒表面粗糙

從圖1粒度實驗可知，白秋地區巖性較細，粒度中值分布范圍在0．01～0．55 mm之間，大部分粒度分布峰值不超過0．25 mm，特征峰值為0．1 mm，平均值為0．15 mm，部分井峰值僅為0．063 mm（巖性主要為細砂－粉砂巖），粒徑細小則使得比表面積增大，引起束縛水含量升高，導致含水飽和度上升，這對電性造成很大影響；同時顆粒細、原生孔隙小，使孔隙中的水難以流動，且不利于碳酸鹽巖的溶解，這些未被完全溶解的碳酸鹽膠結物，致使原本比較光滑的石英長石等礦物的表面變得粗糙不平，使其比表面增大、微孔隙增多，同時它還能吸附更多的粘土礦物，使孔隙進一步微孔化，并導致巖石的束縛水含量增加，含油飽和度下降，電阻率降低。

圖1 白秋地區儲層粒度中值分布圖情況

1．1．2 自然伽馬和束縛水飽飽和度增加，電阻率呈下降趨勢

圖2為白秋地區自然伽馬相對值與電阻率交會圖，從中可看出，自然伽馬相對值與電阻率關系密切，即隨著自然伽馬相對值增加，電阻率呈下降趨勢。

圖3為白秋地區束縛水飽和度與電阻率交會圖，從中可看出，隨著束縛水飽和度的增加，電阻率呈下降趨勢。

1．2 斷塊多，地層水礦化度變化復雜

圖2 白秋地區自然伽馬相對值與電阻率交會圖

圖3 白秋地區束縛水飽和度與電阻率交會圖

白秋地區的地層水總礦化度在6 000～15 000 mg／L之間，主要集中在10 000～12 000 mg／L之間。隨著深度的增加，地層水礦化度變化復雜。白秋地區儲層受到構造、斷層和砂體三方面的控制，油藏類型主要以斷層—巖性油藏為主，構造和巖性的圈閉作用是地層水礦化度變化復雜的主要原因。因此，解釋過程中的地層水電阻率取值是一個難點，需采用逐點求取地層水電阻率的方法加以解決。

1．3 斷塊多且小，構造幅度低

白秋地區三角洲前緣亞相以分流河道沉積為主，斷層交錯發育，形成一定規模系列的斷塊構造圈閉群，并造成復雜的油水關系。2010年在白秋完鉆的南104井在H2Ⅲ段有較好的油氣顯示，H2Ⅲ2小層為標準油層，H2Ⅲ8＋9小層試油為油水同層，后在其高部位部署了南108井，完鉆后校直，南108井H2Ⅲ2小層比南104井高50 m，但在另一斷塊，電性變差，為明顯水層特征，這些均表明斷塊小，且不同斷塊之間油水關系復雜。隨后在南104井高部位同一斷塊鉆探南104－1井，完鉆后校直，南104－1井H2Ⅲ8＋9小層比南104井高4 m左右，該層電性好，呈油層特征，說明本區含油構造低，含油豐度不夠，這也是該區油層低阻的主要原因。另外，通過本區多套油層對比可知，白秋地區油藏埋深較深，含油層數多，含油層段內有多個油水組合，無統一的油水界面，單油砂體呈窄條帶狀分布，油層含油高度30～150 m，含油寬度較窄。油層厚度一般2～6 m。油層分布受斷層控制及砂體物性影響顯著，每個砂層在斷鼻高點均能形成油層，剖面上順斷層呈“屋脊狀”分布，平面上沿構造高部位呈“疊瓦狀”展布；同一斷塊高部位常因砂體物性變差而形成多個斷層－巖性油藏。因此，白秋地區油藏構造幅度小，油柱高度低，油水過渡帶寬，是造成本區油氣儲層電阻率低的原因之一。

2 低阻油氣層識別方法

通過對白秋地區油層低阻的成因分析，認為該地區低阻的主要原因是巖性細造成了高束縛水含量，并使得地層電阻率降低以及地層水性變化大。針對以上低阻問題，采用計算儲層泥加粉砂含量，利用泥加粉砂含量對儲層電阻率進行校正及準確計算地層水電阻率的方法，以實現對低阻油層的有效識別。

2．1 泥加粉砂含量對電阻率進行校正方法

圖4為白秋地區巖心分析的儲層泥加粉砂含量與電阻率關系圖，利用該圖版可對儲層電阻率進行校正。

圖4 白秋地區泥質＋粉砂含量與電阻率交會圖版

圖5為泥質＋粉砂含量計算模型所處理的白秋地區南79井的解釋成果圖。從中可看出，16號層的泥加粉砂含量明顯高于原處理的泥質含量，經過泥加粉砂含量校正后的地層電阻率增高，處理的含油飽和度增高，原解釋結論為水層，經過泥加粉砂含量校正后解釋結論為油水同層，該結果與試油結論相符。

2．2 構建儲層綜合物性指數方法

通過對白秋地區水分析資料分析可知，地層水礦化度變化復雜對電性的影響較大。因此，有必要尋找地層水礦化度（或地層水電阻率）與自然伽馬、自然電位和地層溫度等參數間的變化關系，從而建立地層水的計算模型。利用擬合關系，采用測井多參數模型進行地層水電阻率計算，并構建一個綜合物性指數RP，利用RP與計算的地層水電阻率RWA之間的幅度差，可以有效區分油水層。圖6為白秋地區南61井的處理成果圖，從中可看出含油層段計算的RP與RWA之間有較大的幅度差，可有效區分油水層，該結果與試油結論相符。