基于地質(zhì)因素控制的低阻油層成因分析及識(shí)別方法

汪 躍,劉洪洲,李宏遠(yuǎn),石 鵬,謝 岳

(中海石油(中國)有限公司天津分公司 天津 300459)

低阻油層由于電阻率與水層相近甚至低于水層電阻率，且成因比較復(fù)雜，常規(guī)測(cè)井手段和解釋方法有限，往往可能將低阻油層誤解為水層而被遺漏。至今海上油田開發(fā)中對(duì)低阻油層的研究主要集中在低阻油層形成控制因素，但對(duì)成因機(jī)理方面缺乏明確認(rèn)識(shí)。在低阻油層識(shí)別方法方面，第一，識(shí)別測(cè)井圖版法較多，但存在需要高成本的特殊測(cè)井及圖版較復(fù)雜的缺點(diǎn)；第二，根據(jù)取樣分析化驗(yàn)資料來識(shí)別，但老油田非油層層位這些資料較少。在老油田挖潛中，低阻油層作為一類重要而特殊的油層，已成為老油田開發(fā)中后期增儲(chǔ)上產(chǎn)的重要對(duì)象。因此，深入分析低阻油層成因機(jī)理，并采用有效的方法識(shí)別低阻油層具有重要意義。

1 低阻油層的形成機(jī)理

在渤海油田渤西油田群挖潛中證實(shí)存在兩類低阻油層：一類是與標(biāo)準(zhǔn)油層比，儲(chǔ)層物性相對(duì)差；另一類是與標(biāo)準(zhǔn)油層比，儲(chǔ)層物性一樣且好，但電阻率比標(biāo)準(zhǔn)油層低很多。這兩類油層的常規(guī)測(cè)井解釋往往具有不確定性，電阻率值未大于標(biāo)準(zhǔn)水層2倍以上，或者低于cutoff值，測(cè)井常常解釋為油水同層或者含油水層。

1.1 第一類低阻油層形成機(jī)理

巖石與流體對(duì)電性的影響：巖石中骨架、膠結(jié)物、烴類不導(dǎo)電，流體中可動(dòng)水、束縛水、黏土薄膜水導(dǎo)電。通過研究，這類油層形成的主要原因是束縛水飽和度高。但對(duì)儲(chǔ)層的物性和流體性質(zhì)如何綜合影響電阻率形態(tài)及大小并不清晰，所以有必要從機(jī)理上研究以上兩種因素對(duì)電阻率的影響。

1.2 第二類低阻油層形成機(jī)理

第二類儲(chǔ)層物性較好的油層，可知束縛水飽和度為零，可動(dòng)水為零，若導(dǎo)致電阻低，只有黏土薄膜水造成電阻率曲線下降。儲(chǔ)層中黏土礦物有不同類型，其中蒙脫石為陽離子交換量最高的黏土礦物，陽離子交換量越高，黏土擴(kuò)散層水膜越厚，導(dǎo)致電阻率越低。通過儲(chǔ)層孔隙度為30%時(shí)黏土水飽和度與陽離子交換容量關(guān)系(見圖1)，可以得出渤海新近系地層水礦化度多在12 000 mg/L以下，若陽離子交換量較高(0.3～0.4)，則對(duì)應(yīng)的黏土水飽和度可達(dá)40%～60%，從而導(dǎo)致電阻率降低。渤海新近系成巖作用早期蒙脫石較多，所以該時(shí)期高孔高滲儲(chǔ)層從機(jī)理方面也易形成低阻油層。

圖1 孔隙度為30%時(shí)黏土水飽和度與陽離子交換容量的關(guān)系

2 低阻油層綜合識(shí)別及挖潛技術(shù)

以渤海油田渤西油田群挖潛為例，深入開展了低阻油層識(shí)別技術(shù)研究，如南堡35-2油田館陶組4，6井區(qū)有存在構(gòu)造圈閉的潛力，但同時(shí)低阻油層識(shí)別不清，當(dāng)深側(cè)向電阻率為4.5～20.0 Ω·m時(shí)，存在油層、水層和油水同層，很難區(qū)分油水層。此外在館陶組1，7井區(qū)構(gòu)造圈閉里，從構(gòu)造高部位到低部位，測(cè)井解釋存在多個(gè)油水系統(tǒng)(見圖2)，儲(chǔ)量規(guī)模較小。這些問題導(dǎo)致了油田4，6井區(qū)高部位潛力大小難以確定，可能具有風(fēng)險(xiǎn)。

圖2 館陶組油層對(duì)比

排除泥漿浸入、地層水礦化度差異等外因影響，從巖石與流體對(duì)電性的影響來看，巖石中骨架、膠結(jié)物、烴類不導(dǎo)電，流體中可動(dòng)水、黏土束縛水導(dǎo)電。當(dāng)?shù)貙訛橛蛯訒r(shí)，可動(dòng)水含量為零，只有束縛水導(dǎo)電，從而造成電阻率下降[1-3]。國內(nèi)外油氣田勘探開發(fā)中，在低阻油層識(shí)別方面，目前主要通過高成本的特殊測(cè)井及相關(guān)化驗(yàn)資料分析，利用測(cè)井圖版法識(shí)別[4-6]。由于海上油氣田勘探開發(fā)成本高，非目的層資料更少，該油田無法采用以上方法識(shí)別低阻油層。本文采用兩種新方法來識(shí)別低阻油層：①通過儲(chǔ)層與流體的雙重作用正演電阻率技術(shù)，利用電阻率曲線形態(tài)定性識(shí)別低阻油層；②利用毛管壓力公式計(jì)算原始油藏中油水同層厚度，以定量判斷低阻油層潛力。

2.1 基于儲(chǔ)層物性與流體雙重因素正演電阻率技術(shù)

2.1.1 正演電阻率實(shí)現(xiàn)思路與計(jì)算方法

前述已知儲(chǔ)層物性變差導(dǎo)致束縛水增加，從而造成電阻率下降，但并不清楚儲(chǔ)層的物性和流體性質(zhì)如何綜合影響電阻率形態(tài)及大小。本次研究基于儲(chǔ)層物性和流體性質(zhì)兩個(gè)因素正演電阻率。正演實(shí)現(xiàn)的主要思路是儲(chǔ)層物性的變化用泥質(zhì)含量變化來表示，物性越好泥質(zhì)含量越低，否則相反，其中孔隙度與泥質(zhì)含量換算關(guān)系可根據(jù)式(1)得到；儲(chǔ)層流體性質(zhì)的變化用可動(dòng)水飽和度來表示。當(dāng)儲(chǔ)層為油層，可動(dòng)水飽和度等于0；當(dāng)儲(chǔ)層為水層或油水同層時(shí)，可動(dòng)水飽和度賦值大于0，并可根據(jù)儲(chǔ)層離油水界面的距離，對(duì)應(yīng)賦予一定規(guī)律的值。

主要計(jì)算過程：以儲(chǔ)層里任何一個(gè)點(diǎn)為例，物性的大小可根據(jù)孔隙度大小給予賦值，根據(jù)式(1)可計(jì)算該點(diǎn)的泥質(zhì)含量，把孔隙度和泥質(zhì)含量代入式(2)，可計(jì)算該點(diǎn)的束縛水飽和度，此外根據(jù)流體性質(zhì)賦值可動(dòng)水飽和度值，把束縛水飽和度與可動(dòng)水飽和度值代入式(3)，計(jì)算出儲(chǔ)層總含水飽和度，最后利用雙水模型的阿爾奇公式(4)正演計(jì)算該點(diǎn)的電阻率。

Vsh=-0.306 6φ+24.6

(1)

(2)

Sw=Swi+Swm

(3)

(4)

式中：Swi為束縛水飽和度，%；Swm為可動(dòng)水飽和度；%；Sw為總含水飽和度，%；φ為孔隙度，%；Vsh為泥質(zhì)含量，%；Rw為地層水電阻率，Ω·m；Rt為地層電阻率,Ω·m。

2.1.2 正演電阻率實(shí)現(xiàn)結(jié)果

通過設(shè)定不同儲(chǔ)層模式下物性變化及流體性質(zhì)的不同來正演電阻率曲線形態(tài)。由正演結(jié)果(見圖3)可知，若儲(chǔ)層物性向下變差，流體全部為油層時(shí)，電阻率曲線呈緩慢下降。該認(rèn)識(shí)表明若儲(chǔ)層物性變差，即使電阻率絕對(duì)值小于測(cè)井解釋的電阻率下限值，也可能解釋為有低阻油層的存在。

若儲(chǔ)層充滿流體為上油下水，具有油水界面時(shí)，無論儲(chǔ)層物性向下變差或變好，電阻率曲線在油水界面附近均呈現(xiàn)臺(tái)階特征。該結(jié)論表明即使電阻率絕對(duì)值大于等于測(cè)井解釋的電阻率下限值，若電阻率曲線呈明顯的臺(tái)階特征，在油田開發(fā)中，就要考慮到原解釋的油層底部可能具有水層的風(fēng)險(xiǎn)。

圖3 儲(chǔ)層物性與流體性質(zhì)雙重影響下正演電阻率曲線形態(tài)

2.1.3 新認(rèn)識(shí)的應(yīng)用

根據(jù)以上規(guī)律，對(duì)館陶組已鉆井進(jìn)行了復(fù)查，發(fā)現(xiàn)館陶組頂部儲(chǔ)層物性均向下逐漸變差，但電阻率曲線有的緩慢下降，如4井區(qū)A25井(見圖4)，經(jīng)過對(duì)館陶組老井復(fù)查重新認(rèn)識(shí)，4井區(qū)雖然A25井測(cè)井解釋為3 m油層與6 m油水同層，電阻率不高于10 Ω·m，但電阻率曲線呈現(xiàn)緩慢下降，因此可定性判斷4井區(qū)具有低阻油層的潛力。另外有的井電阻率呈現(xiàn)臺(tái)階型，如1井區(qū)A22井(見圖4)，并且該井低部位電阻率為10 Ω·m，早期認(rèn)識(shí)為油層，經(jīng)射孔后證實(shí)出水，進(jìn)一步驗(yàn)證了電阻率曲線為臺(tái)階型，主要原因是儲(chǔ)層底部為水層。

圖4 南堡35-2油田館陶組典型電阻率曲線形態(tài)

2.2 基于油水同層真實(shí)高度恢復(fù)法識(shí)別低阻油層技術(shù)

2.2.1 利用毛管壓力計(jì)算油水過渡帶(油水同層)高度的理論基礎(chǔ)

對(duì)于油藏過渡帶的計(jì)算，常規(guī)方法利用毛管壓力PCL曲線進(jìn)行處理，得到油藏條件下毛管壓力PCR曲線直接計(jì)算，比較方便。但在海上油氣田勘探開發(fā)中由于成本較大，一般條件下實(shí)驗(yàn)資料較少，很難用上述方法直接計(jì)算，因此有必要采用其他方法來計(jì)算油水過渡帶高度。

油氣藏形成過程是油氣運(yùn)移的驅(qū)動(dòng)力(主要是浮力)不斷克服毛管壓力而排驅(qū)水達(dá)到平衡的過程，故而油氣水分布的現(xiàn)狀是驅(qū)動(dòng)力和毛管壓力相對(duì)平衡的結(jié)果[7-9]。利用油藏工程中毛管壓力對(duì)水的吸吮作用可計(jì)算油水過渡帶的真實(shí)高度，沿油水接觸面有：

pc=pob-pwb=(ρw-ρo)gh=△ρgh

(5)

式中pc為油水接觸面毛管壓力，可由下式計(jì)算：

(6)

由式(5)、(6)聯(lián)立可得式(7)，進(jìn)而可計(jì)算油水過渡帶高度h:

(7)

式中：h為油水過渡帶高度，m；σ為油水界面張力，mN/m；θ為潤濕角，(°)；r為孔喉半徑，m；Δρ為油水密度差，kg/m3。

理論上親水巖石潤濕角<90°，親油巖石潤濕角>90°，但實(shí)際研究中難以獲得油藏條件下準(zhǔn)確的潤濕角，根據(jù)經(jīng)驗(yàn)潤濕角常取42°[10]；對(duì)于砂巖儲(chǔ)層，平均孔喉半徑在0.2～500 μm之間[11]，在沒有巖石取心孔喉分析條件下，統(tǒng)計(jì)發(fā)現(xiàn)孔喉半徑與滲透率之間存在冪指數(shù)關(guān)系[12-13]，可利用測(cè)井解釋滲透率計(jì)算孔喉半徑；對(duì)于界面張力，一般水驅(qū)油過程中油水界面張力為35 mN/m[14]。

2.2.2 毛管壓力計(jì)算公式的敏感性分析

由式(7)可以發(fā)現(xiàn)，油水過渡帶高度主要由油水界面張力、潤濕角、儲(chǔ)層孔喉半徑及油水密度差決定。通常油水密度差及儲(chǔ)層孔喉半徑可以準(zhǔn)確獲得，但難以獲得油藏條件下的潤濕角及油水界面張力，因此有必要對(duì)這兩個(gè)參數(shù)及儲(chǔ)層孔喉半徑進(jìn)行敏感性分析，計(jì)算結(jié)果見圖5、圖6。

由計(jì)算結(jié)果可以發(fā)現(xiàn)：①相同界面張力，不同潤濕角下計(jì)算出的油水同層高度相差約1～2 m，而在相同潤濕角，不同界面張力下計(jì)算出的油水同層高度相差5～7 m，因此綜合分析認(rèn)為界面張力對(duì)油水過渡帶高度的計(jì)算影響比潤濕角大；②當(dāng)孔喉半徑小于10 μm，相同孔喉半徑，不同界面張力下計(jì)算出的油水過渡高度相差4～6.5 m。而當(dāng)孔喉半徑大于10 μm，相同孔喉半徑，不同界面張力下計(jì)算出的油水過渡高度相差僅1～1.5 m，此時(shí)界面張力的取值大小對(duì)過渡帶高度計(jì)算結(jié)果影響較小。

從以上分析可知當(dāng)儲(chǔ)層為孔喉半徑大于10 μm(中高滲儲(chǔ)層)時(shí)，界面張力與潤濕角的取值大小均會(huì)對(duì)過渡帶高度計(jì)算結(jié)果影響較小。當(dāng)孔喉半徑小于10 μm(低滲儲(chǔ)層)，利用該方法計(jì)算過渡帶高度誤差較大。所以該方法僅能用于中高孔中高滲的儲(chǔ)層里低阻油層判斷，而渤海新近系明化鎮(zhèn)組、館陶組基本均是高孔高滲儲(chǔ)層，因此應(yīng)用此方法來判斷低阻油層是適用的。

圖5 界面張力與潤濕角敏感性分析

圖6 界面張力與孔喉半徑敏感性分析

2.2.3 礦場應(yīng)用

利用以上方法對(duì)渤海區(qū)域南堡35-2油田館陶組各井計(jì)算油水過渡帶高度。由表1可見實(shí)際計(jì)算的過渡帶高度均小于測(cè)井解釋的油水同層厚度，可知目前測(cè)井解釋的油水過渡帶存在部分低阻油層潛力，這從定量上證明具有低阻油藏的潛力，根據(jù)前述定性及定量分析，重新認(rèn)識(shí)了油田館陶組4井區(qū)油水界面后，計(jì)算該區(qū)潛力儲(chǔ)量較大。

表1 南堡35-2油田館陶組各井油水過渡帶高度計(jì)算結(jié)果

3 應(yīng)用效果

新方法在渤海渤西油田群中如南堡35-2油田得到了成功應(yīng)用，在4井區(qū)高部位滾動(dòng)部署兩口井，各鉆遇油層20.5，18.9 m，增加探明儲(chǔ)量556×104m3，已實(shí)施3口油井，日產(chǎn)油230 m3/d，有效扭轉(zhuǎn)了老油田穩(wěn)產(chǎn)難度大的局面。通過老油田低阻油層的挖潛，不僅實(shí)現(xiàn)了低產(chǎn)低效井的治理側(cè)鉆井位，同時(shí)實(shí)現(xiàn)了老油田高效開發(fā)。

4 結(jié)論

(1)在渤海油田渤西油田群挖潛中證實(shí)存在兩類低阻油層，常規(guī)測(cè)井解釋往往具有不確定性：一類是與標(biāo)準(zhǔn)油層比，儲(chǔ)層物性相對(duì)差；另一類是與標(biāo)準(zhǔn)油層比，儲(chǔ)層物性一樣且好，但電阻率比標(biāo)準(zhǔn)油層低很多。

(2)低阻油層識(shí)別新方法一方面基于儲(chǔ)層物性與流體的雙重因素正演電阻率，若電阻率曲線呈緩慢下降，定性判斷具有低阻油層；另一方面利用毛管壓力公式計(jì)算油水同層真實(shí)高度法，定量判斷低阻油層潛力。通過在油田館陶組低阻油層識(shí)別中的應(yīng)用，使得海上老油田非主力層位在分析化驗(yàn)資料較少的條件下，能夠判別出是否具有低阻油層潛力。

(3)新方法豐富完善了海上老油田開發(fā)后期滾動(dòng)技術(shù)體系，通過近兩年在渤西老油田群的廣泛應(yīng)用，取得了非常好的增儲(chǔ)效果，實(shí)現(xiàn)了油田的高效開發(fā)。