柳27區長2低阻油層主控因素分析及有效識別

黃 闖 ,李 碩 ,寧 濤 ,宜海友 ,申錦江 ,任宇飛 ,周 武

(1.延長油田 勘探開發技術研究中心,陜西 延安716000;2.延長油田 注水項目區管理指揮部,陜西 延安716000)

0 引言

隨著油氣勘探的不斷深入,相對簡單的油氣藏越來越少,大量的低阻油層相繼被發現。根據國內外大量資料的統計,墨西哥灣油田、阿塞拜疆油田、Adar-Yale油田、中國新疆塔里木盆地、渤海油田、大慶油田、勝利油田等均發現儲量豐富的低阻油氣儲量[1-4]。低阻油氣層已經成為老油田挖潛和復查增儲的重要目標,開展低阻油氣層成因分析及有效識別方法研究具有重要的意義。

目前國內外地質學家對于低阻油層的定義還未統一。Zemanek J等認為低阻油氣藏是指含油飽和度小于或等于50%、電阻增大率小于3 的油氣層[5];歐陽健等將油層電阻率與鄰近水層的電阻率之比小于2.0的油層定義為低阻油層[6-7];該文依照2000年中石油油氣勘探部對低阻油層的定義[8],將電阻增大率小于2.0,油層與水層電阻率相近的油氣層定義為低阻油層。

國內外學者普遍認為低阻油層的成因與儲層的巖性特征、流體特征、構造特征和淡水泥漿侵入等因素有關[9-14]。儲層巖性特征主要包括巖石顆粒粒度、孔隙結構、黏土礦物含量及泥質附加導電性等,巖石顆粒粒度越細、孔隙結構越復雜、黏土礦物含量越高可以增大巖石比表面積,使巖石吸附更多的薄膜水,從而增大儲層束縛水飽和度使油層電阻率降低[9-11]。儲層流體特征包括地層水礦化度和束縛水飽和度。高地層水礦化度提高了地層水中導電離子濃度使儲層電阻率降低;束縛水飽和度含量高說明含油飽和度低,導致儲層電阻率降低[12-13]。構造特征主要為地層構造幅度,地層構造幅度低,油柱高度低,油水分異不充分使含油飽和度降低,形成低阻油層[13-14]。

目前識別低阻油層的方法主要有3類:第1類利用電阻率曲線與其他曲線或物性數據建立的交會解釋圖版,包括孔隙度-電阻率關系圖版、滲透率-電阻率關系圖版、含油飽和度-電阻率關系圖版、RRSR法和RDSR 法、PICKETT 法等進行識別[15-17];第2類利用地層流體性質,如核磁共振測井差譜移譜分析、小波多尺度能譜分析法、三水模型等方法進行識別[18-19];第3類應用其他方法,包括神經網絡法、自然電位插值法、電阻率曲線形態法、鄰近水層對比法、橫向對比法等對低阻油層進行識別[20]。由于低阻油層的成因比較復雜,不同因素控制形成的低阻油層所適用的識別方法也不盡相同,因此,對于研究區低阻油層形成主控因素進行分析,選擇有效的判別方法至關重要。

1 研究區概況

柳27區塊地理上位于陜西省吳起縣境內,區域面積16.62 k m2,構造上屬于鄂爾多斯盆地伊陜斜坡構造單元,自上而下鉆遇延9、延10、長2、長3、長4+5、長6等多個油層組,為多層系含油復合區,各層均有油井試采。長2油層是其主力產油層位,油層電阻率一般在6～10Ω·m,水層電阻率在4～7Ω·m,電阻增大率1～2,油、水層電阻沒有明顯的界限,該區長2油層屬于低阻油層。

2 低阻油層主控因素分析

前人對鄂爾多斯盆地不同區塊長2低阻油層成因做過一定的研究,認為長2低阻油層受巖石顆粒粒度、黏土礦物含量、復雜孔隙結構、高地層水礦化度、束縛水飽和度、低幅度構造以及淡水泥漿侵入等影響較大[9-13,18-19]。對于研究區低阻油層形成的主控因素研究較少,缺少對低阻油層識別的針對性判別方法。該研究通過對柳27區塊長2低阻油層形成因素進行分析,確定其主控因素,選擇合適的判別方法識別低阻油層。淡水泥漿侵入在延長油田各個區塊普遍存在,不是該區低阻油層形成的主控因素,文中不予考慮。

2.1 巖石顆粒粒度對長2有效儲層電阻率影響

巖石顆粒大小和巖石比表面積有一定關系,巖石顆粒越細,比表面積越大,巖石表面吸附的薄膜束縛水越多,從而使得束縛水含量增高,油層電阻率降低[10,18]。柳27 區塊長2 儲層以細砂巖為主,砂巖粒徑為0.10～0.50 mm,平均粒徑為0.20～0.30 mm。平均粒徑和電阻率關系如圖1所示,可以看出粒徑和電阻率有一定的相關性,相關系數為0.1,相關性比較差,因此認為巖石顆粒粒度不是該區長2油層低阻的主要原因。

2.2 黏土礦物含量對長2有效儲層電阻率影響

黏土礦物包括高嶺石、伊利石、蒙脫石和綠泥石,其對儲層電阻率有兩方面影響。一方面,黏土礦物蒙脫石和伊/蒙混層具有較強的不飽和電性吸附陽離子,導致其附加導電性增強,使油層電阻率降低[9,14];另一方面,黏土礦物微孔隙發育,微孔隙中充滿了不能流動的束縛水,同時,綠泥石主要以薄膜狀分布在巖石顆粒表面,增大巖石比表面積,增強了巖石對束縛水的吸附能力,導致油層電阻率降低[3]。根據鑄體薄片和黏土礦物X 光衍射表明,研究區長2儲層黏土礦物包括綠泥石、高嶺石和伊利石,未發現蒙脫石和伊/蒙混層。黏土礦物和電阻率關系如圖2 所示,可以看出黏土礦物和電阻率有一定的相關性,相關系數為0.13。可知高黏土礦物含量不是該區長2油層低阻的主要原因。

圖2 研究區長2儲層黏土礦物含量及其與電阻率關系圖Fig.2 Content of clay mineral and its relationship with the resistivity of Chang2 reservoir in the st udy area

2.3 高地層水礦化度對長2有效儲層電阻率影響

地層水礦化度反應了儲集層中流體的離子總量,對儲層電阻率有兩方面影響。一方面,高礦化度地層水導電離子濃度高,導電能力強,儲集層電阻率降低;另一方面,相比于高礦化度地層水,低礦化度地層水中黏土吸附擴散層厚度大,束縛水含量相對較高,也有可能形成低阻油層[21]。研究區長2層地層水為CaCl2型,總礦化度為28 050～147 490 mg/L,平均為102 600 mg/L,而據程相志2008年的研究表明,地層水礦化度大于10 000 mg/L屬于高地層水礦化度。地層水礦化度和電阻率關系如圖3所示,電阻率隨地層水礦化度升高而降低,相關系數為0.54。可知高地層水礦化度是該區長2 油層低阻的主要因素。

圖3 研究區長2地層水礦化度與電阻率關系圖Fig.3 Relationship bet ween salinity of stratum-water and the resistivity of Chang2 in the study area

2.4 束縛水飽和度對長2有效儲層電阻率影響

束縛水是指在一定壓差下儲層孔隙中不可流動的水[18]。根據高壓壓汞實驗數據可以得到地層束縛水飽和度下限,即當注入汞達到最高壓力時,沒有被汞占據的孔隙體積百分比。研究區束縛水飽和度下限值為20%～80%,變化范圍較大,平均為60%,如圖4所示[10]。可以看出,電阻率隨著束縛水飽和度的增大而減小,判定系數R2為0.89。可知高束縛水飽和度含量是該區長2油層低阻的主要原因。

圖4 研究區長2束縛水飽和度及其電阻率關系圖Fig.4 Relationship bet ween irreducible water saturation and the resistivity of Chang2 in the study area

2.5 低構造幅度對長2有效儲層電阻率影響

鄂爾多斯盆地陜北斜坡構造簡單,為一平緩的西傾單斜構造。三疊系長2油藏主要受沉積相、鼻狀隆起、水動力等因素聚集成藏,油藏類型主要為巖性油藏和構造-巖性油藏[22-23]。研究區長2油藏類型主要為構造-巖性油藏,油層厚度3～10 m,平均厚度為6 m,含油高度低。根據陳學義2000年關于不同構造幅度油藏電阻率的差別標準中認為,研究區長2油層屬于低幅度油藏,如圖5所示。

圖5 研究區長2油層組油藏剖面圖Fig.5 The profile of Chang2 reservoir in the study area

油藏中油、水分布是浮力和毛細管力平衡的結果,浮力和油藏高度成正比,油藏高度越大,浮力越大;毛細管力主要和孔喉半徑有關,孔喉半徑越小,毛細管力阻力越大[24]。因此構造幅度低,驅動力小,油層含油飽和度低。研究區長2油層含油飽和度主頻為40%～60%,平均為52.7%,含油飽和度較低,試油結論以油水同層為主。長2油藏構造幅度低,油水分異不充分,導致油層含油飽和度降低,是形成低阻油層的主要因素。

通過對研究區長2 儲層巖石顆粒粒度、黏土礦物含量、地層水礦化度、束縛水飽和度及低構造幅度等因素對儲層電阻率影響的綜合分析,認為低幅度構造圈閉、高礦化度地層水和高束縛水飽和度是形成研究區長2低阻油層的主控因素。巖石顆粒粒度、黏土礦物含量及復雜孔隙結構等因素對該區低阻油層的形成具有一定影響,但影響較小。通過對研究區長2油層低阻的主控因素分析,認為低幅度構造圈閉和高束縛水飽和度造成該區儲層含油飽和度較低,電阻率降低;高礦化度地層水導致儲層導電能力增強,電阻率進一步降低,最終形成了該區的低阻油層。針對上述主控因素,該文選擇ΔlgR技術對研究區長2低阻油層進行定性識別,該方法操作簡單,測井資料豐富,通過儲層流體特征識別油層準確率較高。

3 低阻油層判別方法及應用效果分析

ΔlgR技術是由Passey等人提出的利用測井資料求取海相生油巖總有機碳的一種方法[25],原理是利用自然伽馬曲線、深感應電阻率曲線、聲波時差曲線和烴源巖有機質豐度建立對應關系,從而定性識別和定量評價烴源巖層,如圖6所示。在貧有機質的泥巖層段和飽含水的砂巖層段,2條曲線平行重疊在一起;在富含有機質的泥巖層段,2條曲線分離,分離原因是富含有機質的泥巖層段中存在生烴物質干酪根,干酪根在聲波時差曲線顯示為高值;電阻率曲線在有油氣生成的層段響應為高值。在未生過烴的烴源巖層段,有干酪根存在,但無烴類物質生成,2條曲線分離,僅聲波時差顯示為高值;在生過烴的有效烴源巖層段,有烴類物質生成,2條曲線分離,聲波時差和電阻率均顯示為高值;在含有油氣的儲集層段,不存在干酪根但有烴類物質存在,2條曲線分離,電阻率顯示為高值。

圖6 Δlg R 測井解釋模型Fig.6 Δlg R logging interpretation model

柳溝27區塊共有生產井186口,其中采油井172口,注水井14口,對其中有測井曲線和射孔層段的85口生產井應用ΔlgR技術進行預測。預測步驟如下:1)根據自然伽馬小于90 API及自然電位和自然伽馬曲線形態判斷出研究區長2儲層段,如圖7 所示;2)選擇長2水層段電阻作為基線進行聲波時差和深電阻率曲線反向疊合,電阻率曲線采用對數坐標且為2個數量級刻度,聲波時差采用算數坐標,且對應的聲波時差為328μs/m。研究區長2儲層段聲波時差為450～122μs/m,基線為4～7Ω·m;3)在砂巖層段選擇聲波時差和深電阻率曲線分開的層段,2條曲線之間的間距越大,說明儲層含水率越低。

圖7 Δlg R 技術預測研究區長2儲層含油氣層段Fig.7 Δlg R technology predicts the oil and gas-bearing interval of Chang2 reservoir in the study area

ΔlgR技術可以定性識別油層和水層,但不能區分油水同層、含水油層和油層。該文應用Δl gR技術識別的油層指的是油水同層、含水油層和油層;水層指含油水層和水層。

吳31-206井射孔層段1 662～1 666 m,測井解釋結果為水層,ΔlgR技術預測為油層,初產液量4.86 m3/d,含水率1%,原油4.1 t/d,試油結論顯示為油層;吳31-35井1 776～1 780 m 層段測井解釋結果為油水同層,通過錄井解釋和鄰近對比等二次解釋結果綜合認定該層段為水層。一次解釋和二次解釋結果不一致,存在開發風險,后經ΔlgR技術預測為油層,2020 年10 月1日開始對該層進行補孔壓裂作業,10 月9 日產液量和含水穩定,初產液量19.33 m3/d,含水率64%,原油5.92 t/d,試油結果顯示為油水同層(如圖7b 所示)。對研究區長2 有射孔層段的85 口生產井,105個已射孔層段進行預測,預測結果與試油結論相符的有102個層段,不符合的有3個層段,總體符合率高達97.1%,預測結論與試油結果對比如表1所示。

表1 柳27區塊部分井預測結論與試油結果對比Table 1 Comparison of prediction conclusions and oil testing results of some wells in Liu27

4 結論

通過對吳起柳27區塊長2低阻油層成因進行分析,應用ΔlgR技術對長2儲層進行了預測,得出以下認識:

1)柳27區塊延長組長2油層低電阻率的主控因素是低構造幅度、高束縛水飽和度及高礦化度地層水,巖石顆粒粒度、黏土礦物含量等對長2油層低電阻率阻形成有一定的影響。

2)應用ΔlgR技術對研究區長2段有測井曲線的85口井、105個射孔層段進行預測,試油結論符合率高達97.1%,在實際應用中可以有效識別出油層和水層。