喇薩杏油田表外儲層測井分類標準

丁繼偉

(大慶油田有限責任公司勘探開發研究院, 黑龍江 大慶 163712)

0 引 言

喇薩杏油田表外儲層是指儲量復算時未計算在內,以油斑、油浸為主的泥質粉砂巖儲層[1]。研究表明表外儲層屬河流-三角洲體系的沉積物是砂巖儲層在空間上的自然延續,主要分布于砂巖儲層的頂、底、周邊及內部變差帶是該體系低能環境下的沉積物,是砂巖儲層向泥巖儲層演化的過渡性巖相。因此,油層薄、顆粒細,主要以泥質粉砂巖為主,占76%～92%,其次為粉砂巖,占8%～24%;含油產狀以油斑為主,占比52.8%～59.8%,其次為泥粉油浸,占18%～30.9%;含油及粉砂油浸占比16.3%～25.5%。從北到南平均孔隙度變化19.1%～23.5%,空氣滲透率平均(4.7～10.1)×103μm2,泥質含量13.7%～19%,含油飽和度30%～50%。從20世紀90年代開始,表外儲層作為加密調整對象投入使用,作為潛力層為油田穩產提供保障[2-3],在油田二次加密調整與三次加密調整試驗中表外儲層厚度占射開總厚度的50%以上。

根據長垣各開發區近幾年來檢查井水洗資料分析表明,盡管經過多年的開發,表外儲層中含油產狀為油跡的儲層基本無動用,產狀為油斑、油浸的動用程度平均也只有10.5%和23.0%,說明在目前的開發條件下表外儲層中不同物性、不同產狀動用狀況有差別?；诋斍叭渭用芫W條件下按動用情況將表外儲層進行分類,將對表外儲層剩余油分析和挖潛可以提供有力的支持[4-6]。本文研究以長垣Ⅰ類獨立表外、Ⅱ類獨立表外層為研究對象,依據檢查井水洗狀況分析數據,確定出當前開發條件的表外儲層分類物性、含油性標準,并采用“巖心刻度測井”技術,分區塊、油層組建立測井分類方法。

1 表外儲層巖心分類標準

儲層水淹程度受井網、井距、砂體聯通狀況及儲層本身物性條件等因素綜合影響[7-9],由于表外儲層單層測試資料非常有限,所以分類以檢查井水淹分析作為重要的分類依據,并將從儲層本身物性條件入手。如圖1所示,隨著表外儲層滲透率的降低,水洗比例逐漸降低,這說明儲層滲透率越高、物性越好,同樣的開發條件下注水更容易波及。此外,就表外儲層的壓汞實驗數據進行分析,選取滲透率接近并且均在10 mD[注]非法定計量單位,1 mD=9.87×10-4 μm2,下同以下的巖心樣品62塊開展壓汞實驗。實驗結果表明:油跡和油斑樣品曲線形態基本重合,油浸和二者存在差異,壓汞曲線分布位置處于下部區域,曲線趨平(見圖2)。

圖1 二類獨立表外儲層不同滲透率水洗比例

圖2 相同滲透率不同產狀毛細管壓力曲線

這表明在滲透率接近的情況下,孔隙結構還是有差異的。進一步對相同滲透率不同含油產狀巖石樣品進行儲層微觀參數分析(見表1)。主要微觀結構參數均存在差異性,且平均孔隙半徑、最大孔隙半徑、分選系數、平均半徑隨油浸、油斑、油跡逐漸減小,排驅壓力則逐漸增大,表明在同樣成藏動力條件下,儲層孔隙結構相對越好、油氣更易于進入,成藏后體現就是含油產狀級別相對越高[10-14]。在建立巖心分類標準的過程中,既考慮宏觀物性滲透率又兼顧其含油性的差別[15]。

表1 相同滲透率不同含油產狀儲層微觀參數分布

以杏北油田為例,在分析統計檢查井表外厚度水洗狀況時,不但進行滲透率的細分級統計,而且細分泥粉油斑和泥粉油浸2種產狀類型(見圖3)。從統計結果可以看出,杏北滲透率1.5～5 mD的油斑產狀表外儲層水洗比例為2.1%;滲透率5～10 mD的油斑產狀表外儲層水洗比例為5.3%;滲透率為10 mD以下的油斑產狀儲層水洗比例為7.4%;而滲透率1.5～5 mD的油浸產狀表外儲層水洗比例為4.7%。對于這一類水淹比例不到10%的表外儲層,表明其目前開發條件下,水體波及比例小,屬于難動用的部分,在分類中定義為C類層,以此類推,確定了其他區塊的獨立表外難動用含油性、物性界限。另外,在獨立表外厚度中,存在厚度小于0.2 m的含油、粉砂油浸條帶(見圖4)。其滲透率一般都在20 mD以上,其水洗厚度占整個水淹層厚度的77%以上,該層水洗厚度比例達到在49%～82%,這類儲層雖然厚度小,但注入易波及,屬于表外厚度中的最易動用部分,定義為A類層。

綜合上述分析,基于當前開發條件下,根據水洗的難易程度,將獨立表外層分為A、B、C這3類。A類:含油、粉砂油浸且滲透率大于20 mD;C類:油跡;粉砂、泥質粉砂油斑且滲透率小于8～10 mD;泥質粉砂巖油浸滲透率小于5～8 mD。其余為B類(見表2)。

圖3 杏北表外各含油產狀滲透率區間水淹分布比例

圖4 滲透率20 mD以上含油、粉砂油浸水淹儲層占所有水淹儲層比例

表2 喇薩杏油田獨立表外分類表

各開發區中表外厚度中,C類比例最大,占41.4%～49.6%,水洗比例2.5%～9.1%;其次為B類,占41.4%～49.6%,水洗比例18.8%～40.6%;A類最少8.25%～11.7%;水洗比例30.9%～50.4%。

2 表外儲層測井分類標準

2.1 測井響應優選

以密閉取心井巖性、物性、含油性分析為基礎,研究3類表外儲層相對應的測井反映特征。A類儲層以含油、粉砂油浸為主,物性較好,測井曲線信息反映為巖性密度讀值低、聲波時差曲線差值大、電阻率值高的特征。同時自然伽馬曲線、自然電位曲線受表外儲層非均質性影響嚴重,變化規律變差。DLS測井系列優選曲線為能夠反映儲層物性及含油性的高分辨率聲波時差(ACH)和微球電阻率比值(Rmsfl)。而對于0.2 m高分辨率測井系列,曲線縱向分辨率極大提高,部分電阻率曲線對0.2 m薄層識別達到100%,優選參數曲線為高分辨率雙側向、高分辨率密度以及微電極曲線。

2.2 測井交會圖版及標準建立

通過測井響應特征分析及測井曲線優選,利用取心資料建立不同測井系列表外儲層測井分類圖版。針對DLS測井系列,應用杏北研究區6口密閉取心井113層取心資料,建立巖心分類標準與測井曲線值的響應關系式。由于高分辨率聲波時差(ACH)和微球電阻率比值曲線(Rmsfl)分辨率不能充分劃分表外薄層,將A類B類合并作為一類,建立表外儲層分類標準,圖版精度85.2%(見圖5)。針對0.2 m高分辨率測井系列,應用杏北研究區6口密閉取心井127層取心資料,建立微球電阻率和密度微電極幅度差比值的交會圖版,3類劃分圖版精度90.9%(見圖6)。

3 應用效果評價

杏六中表外單采試驗區投產時間為2012年,注水井、采油井共計28口,射孔厚度中91%以上為處于薩葡油層的獨立表外儲層,通過多井對比,SII/SIII/PI/PII內射開的表外層連通性較好,部分注水井有表外單層吸水剖面數據,采油井有表外層產液數據,這可進一步驗證表外層測井分類標準的合理性與可靠性。

應用試驗區以油定水方式中4口采油井8個射孔層驗證分類標準,結果見7(a)。平均射開易動用比例為84%,平均產液強度為2.74 t/(d·m),采液強度較大的井,射開小層主要以A類+B類為主,采液強度大于平均產液水平。綜合試驗區18口井產液數據表明,單井的產液強度隨射孔厚度中易動用厚度(A類+B類)比例的增大而增大[見圖7(b)]。

如表3所示,試驗區內有4口水井15個層進行了分層注水測試,從測試結果看,測井解釋為難動用的表外層(C類)注水量小于3 m3,注入百分比較低,注水強度也較低。

圖5 杏北表外儲層電性分類圖版(DLS系列)

圖6 杏北表外儲層電性分類圖版(0.2 m系列)

表3 注水井分層注水測試分析

圖7 射開易動用厚度比例與產液強度關系圖

從單采試驗區內注水井和采油井生產數據可以看出,表外儲層測井分類解釋結果是合理可靠的,通過表外厚度分類研究,為試驗區效果分析提供參考。

4 結 論

(1)基于巖心水洗判斷綜合密閉取心井巖性、物性、含油性分析進行儲層分類,可有效判斷表外儲層的動用情況,據此建立的巖石物理儲層分類標準是準確、可靠的。

(2)新研發的0.2 m高分辨率測井系列彌補了原DLS測井系列儲層分類精度的不足,特別是在薄層識別、曲線敏感度方面有較大提高,為進行儲層測井的精細評價提供支持。