電纜測壓資料在渤海海域XX34-9油田古近系油藏評價中的應用

劉文超，張婕茹，田曉平，王少鵬，郭 維

(中海石油(中國)有限公司天津分公司，天津塘沽 300452)

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電纜測壓資料在渤海海域XX34-9油田古近系油藏評價中的應用

劉文超，張婕茹，田曉平，王少鵬，郭 維

(中海石油(中國)有限公司天津分公司，天津塘沽 300452)

海上油田投資成本高,探井井距大,且渤海油田多為復雜斷塊油田,儲量評價風險較大，電纜測壓資料成為輔助油藏評價的有效手段,并在開發井鉆后得到了驗證。以XX34-9油田古近系為例,在充分論證壓力資料適用性的基礎上,運用ERCT和EFDT壓力資料進行了油藏評價，研究結果表明：DST測試和取樣資料結合測壓有效點和致密點的分析，可提高儲層孔隙度下限取值精度；在鉆井地質特征和沉積規律研究的基礎上，測壓資料可輔助劃分壓力系統、預測儲層連通性、驗證地層劃分的合理性。

渤海油田；電纜測壓；孔隙度下限；壓力系統；儲層連通；地層劃分

1 研究背景

利用儲層特性測試儀(ERCT)和鉆井中途油氣層測試儀(EFDT)進行電纜地層測試是近年來渤海油田應用較為廣泛的測井技術,在油氣勘探開發中發揮了重要作用[1-3]。海上油田投資成本高,探井井距大,且渤海油田多為復雜斷塊油田,儲量評價風險較大。電纜測壓資料成為輔助渤海油田油藏評價的有效手段,且多在開發井鉆后得到了驗證。本文利用ERCT和EFDT測壓資料確定了XX34-9油田古近系油藏的有效厚度下限,劃分了壓力系統,預測了儲層連通性,輔助驗證了地層劃分的合理性,提高了儲量評價的精度,為儲量風險和潛力研究奠定了基礎，并且為相似油田的壓力分析及應用提供了參考。

1.1 壓力測試適用性

電纜地層測試的測前設計一般在現場由測井監督和測井解釋人員合作完成,要綜合現場多種資料,考慮多種因素[1，4]。除考慮井眼條件、泥漿條件及人為誤差外,還需考慮靜態地質油藏因素。

儲層條件：儲層物性較好(孔隙度大于15%、滲透率大于10×10-3μm2)，分布穩定的厚砂巖層段測試成功率高,且一個儲層段至少獲得3個有效測壓點才可準確求取地層流體的密度,儲層段厚度一般大于3 m[5-6]。

流體性質：流體性質較好時，測壓成功率高。前人總結,當地下原油密度小于0.910 g/cm3、黏度小于100 mPa·s時,渤海油田地層測試壓力回歸的地下原油密度與實測的PVT密度相近,地層測試壓力資料較準確[7]。

另外,為提高測壓資料分析的精度和效果,也得考慮以下幾個因素:①壓力回歸線相關系數越高,壓力資料分析精度越高；②一般選用與油層點深度相近的水層測壓點來回歸水線,壓力預測油水界面的精度較高；通過大量的實例發現,渤海油田選用單井水線進行壓力分析較區域水線更加合理[8]；③通過油線斜率計算的地層流體密度與實測的PVT密度越接近,壓力資料應用效果越好[9]；④由油線和水線相交得到的油水界面與測井解釋或測試得到的油水界面越接近,壓力資料應用效果越好。

1.2 油田概況

XX34-9油田位于黃河口凹陷南斜坡帶,整體古近系為復雜斷塊構造,研究區被近東西向的一級大斷層F1分成了南北兩個區塊,北區塊1、5井區中間被另外一條繼承性發育的大斷層F2所分割,6井區位于南區塊(圖1)。依據砂層發育特征、測井旋回對比，將含油層段東三段和沙一段各劃分為2個油組,其中東三段Ⅰ油組又細分為3個亞油組。油層主要在東三段Ⅱ油組和沙一段Ⅱ油組發育(圖2)。

圖1 XX34-9油田東三段頂面構造

東三段和沙一、二段沉積類型為辮狀河三角洲,儲層發育,平面分布穩定,物性中孔、中高滲,砂巖有效儲層孔隙度為16.4%～22.0%,滲透率為(135.0～1 590.0)×10-3μm2。該區古近系實測地層原油密度為0.671～0.744 g/cm3,實測地層原油黏度為0.59～1.52 mPa·s,原油性質為輕質油。較好的儲層條件和流體性質使得砂巖層段電纜測試成功率高,為壓力剖面的連續性提供了保證,同時也提高了測壓資料分析的精度。

圖2 XX34-9油田古近系東三段和沙一、二段連井對比(東三段頂面層拉平)

2 確定有效厚度下限

海上油田試油成本高,資料較少,基本不特意測試界限層,故難以通過DST測試獲得有效厚度下限。電纜地層壓力測試能夠反映地層的滲透性,且測試點較多,測試結果豐富而全面,可作為儲層有效厚度下限研究的依據。XX34-9油田東營組測試產能高,沒有獲得界限值,利用ERCT和EFDT電纜測壓資料確定了儲層物性下限。通過DST測試和取樣證實的儲層孔隙度下限為18%,結合測壓有效點和致密點的分析發現,當儲層孔隙度下限定為16%時,取值精度提高,更加合理(圖3)。

3 劃分壓力系統

1井東三段Ⅱ油組測井解釋油水界面之上為連續含油層段,該段油層有效測壓點共11個,含油水層及水層有效測壓點共3個。該連續含油層段厚度為52.6 m,泥巖夾層厚度4.0～9.4 m(圖2)。儲量規范規定,對于尚不能斷定為統一油氣水界面的層狀油氣藏,當縱向上的油氣層跨度大于50m時,視情況劃分儲量計算單元[10]。在儲量評價時,通過鉆井地質、沉積規律與測壓資料的綜合分析，雖然東三段Ⅱ油組縱向上連續含油層段跨度超過50 m,仍可視為一套壓力系統,即按一個計算單元進行儲量計算。考慮以下幾個因素：①油層有效測壓點具有統一的壓力梯度,回歸相關系數高,油層點壓力回歸原油密度為0.733 g/cm3,實測地層原油密度為0.716 g/cm3,絕對誤差僅為0.017 g/cm3,表明油線回歸精度較高；②油層點壓力線與本井本層段的水線相交得到的油水界面海拔為-2 933.8 m,而測井解釋油水界面海拔為-2 932.8 m,絕對誤差僅為1 m,表明測壓資料回歸的油水界面精度也較高(圖4)；③東三段為辮狀河三角洲沉積,儲層具有疊置連片發育的特點,平面上夾層分布可能不穩定,且儲層物性好,鑒于油線相關系數高,縱向上連續含油層段的砂體很有可能連通。

圖3 XX34-9油田東營組孔隙度與泥質含量關系

需要注意的是,油層有效測壓點具有統一的壓力梯度不一定代表Ⅱ油組為一套壓力系統,具有統一的壓力梯度是為一套壓力系統的必要條件但并不是充分條件,這有待后期開發井做進一步的證實。

圖4 XX34-9油田1井東三段Ⅱ油組壓力分析

4 預測儲層連通性

1井東三段Ⅰ-3油組測井解釋含油水層頂界海拔為-2 840.6 m,5井東三段Ⅰ-3油組測井解釋油層底界海拔為-2 839.2 m,兩者并不矛盾。經過地質對比、測壓資料綜合分析表明，儲層也可能連通,考慮因素如下：①Ⅰ-3油組砂體GR曲線形態相似,可認為同期沉積砂體；②5井Ⅰ-3油組油層壓力點回歸密度為0.739 g/cm3,與2井Ⅰ-3油組-2 758 m取樣PVT密度(0.744 g/cm)接近,油線選擇合理；③)1井Ⅰ-3油組含油水層壓力點回歸密度為1.004 g/cm3,接近真實地下水密度,水線選擇合理；④5井Ⅰ-3油組油層段回歸油水界面海拔為-2 837.2 m,與測井解釋油層底界海拔-2 839.2 m絕對誤差較小,可認為油水界面即為測井解釋油層底界,因此與1井東三段I-3油組含油水層頂不矛盾(圖1,圖5a)。

因此,1、5井東三段Ⅰ-3油組砂體壓力系統可能一致,儲層可能連通,斷層在東三段I-3油組可能處于開啟狀態。另外,因為壓力預測油水界面與測井解釋油底差別不大,5井I-3油組油底之下儲量潛力小,為規避風險,不能下推計算控制儲量。

地質對比、測壓資料的綜合分析表明,1、5井沙二段頂部砂體也可能連通。一方面,儲層對比結果表明,1、5井沙二段頂部砂體GR曲線形態相似,為同期沉積砂體。另一方面,壓力資料分析表明,選取1、5井沙二段的水層點壓力回歸線為水線,與沙二段油線相交得到的油水界面與1井沙二段測井解釋油水界面(海拔為-3 061.5 m)絕對誤差很小,壓力資料的精度較高(圖1,圖5b)。雖然兩個井區被一條斷層所隔開,但儲層可能連通,壓力系統一致,由此可以判斷1、5井之間的斷層在沙二段可能處于開啟狀態。5井測井解釋的油底海拔為-3 053.4 m,離油水界面有8.1 m,儲量潛力較大,可計算為控制級別。由此,測壓資料不僅反映了儲層的連通性、斷層的封閉性,而且在儲量風險和潛力的研究中也得到了很好的應用，從而輔助了多井油藏評價。

5 輔助地層劃分

圖5 XX34-9油田1、5井東三段和沙二段壓力分析

在油藏評價中，測壓資料常用來輔助油組劃分和油藏單元的劃分，但對地層層序劃分的輔助研究較少。本文嘗試從成藏動力學的角度，利用壓力資料輔助研究區地層劃分。

地層劃分的依據有古生物分析、地震解釋、測井旋回對比、巖性組合等因素。6井位于油田南區塊大斷層的上升盤,地層劃分困難：一方面,6井古生物分析資料缺少,僅在海拔-2 648 m左右發現了沙一段標志性化石多刺甲藻屬和小繁棒藻,且未對古生物分析的巖屑進行歸位,僅憑古生物分析資料難以對6井地層進行準確劃分；另一方面,該區古近系地震資料品質很差,地震同相軸雜亂,分辨率低,難以通過地震資料進行地層追蹤解釋。

選取1井為標準井,以測井曲線的旋回對比為主要依據,結合巖性組合特征對6井地層進行了初步劃分(圖2)。通過與鄰井的對比發現,6井東三段和沙一二段分屬于不同的旋回,且各自頂部均有一套分布穩定的泥巖標志層,之下為砂泥互層沉積。另外,在1井海拔-2 970～-2 985 m沙一段處存在“刺刀狀鈣尖”,以刺刀形狀的低伽馬和高電阻為測井響應特征,巖性成分含鈣質,而在6井沙一段海拔-2 610 m處也發現了“刺刀狀鈣尖”,驗證了上述分層的合理性。在6井地層初步劃分的基礎上,本次也利用壓力資料驗證了分層的合理性。

前人指出,成藏流體動力系統是由固體格架和其中的流體組成的一個統一整體,它具有特定的功能和相對穩定的邊界,其中的流體構成一個流動單元,受控于一個統一的壓力系統[11-13]。本區塊東三段和沙一二段屬于不同的儲蓋組合,具有相對獨立的地層壓力系統。1、5井測壓資料分析表明,東三段和沙一二段的油層壓力點擬合線雖然基本平行,但有所偏離(圖6a)。6井測壓資料分析發現東三段和沙一二段的油層壓力點擬合線也具有類似1、5井的特征,即擬合線雖然基本平行,但有所偏離,說明6井關于東三段和沙一二段的地層劃分是較為合理的(圖6b)。

圖6 XX34-9油田1、5、6井東三段和沙一二段壓力分析

6 結論

(1)對電纜測壓資料的適用性進行了分析,并利用電纜測壓資料確定了有效厚度下限,劃分了壓力系統,預測了儲層連通性,并且輔助驗證了地層劃分的合理性,為儲量研究奠定了基礎。

(2)海上油田勘探成本高,探井稀疏,電纜地層測試在渤海復雜斷塊油田的地質油藏評價中起了重要作用。

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編輯：王金旗

1673-8217(2016)06-0095-05

2015-06-21

劉文超，工程師，碩士，1987年生，2012年畢業于中國地質大學(武漢)礦產普查與勘探專業，從事油氣儲量評價及開發地質研究工作。

國家科技重大專項“渤海海域大中型油氣田地質特征”部分研究成果(2011ZX05023-006-002)。

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