高溫高壓強侵入儲層飽和度非電法精細評價
——以南海鶯歌海盆地X氣田為例

楊 冬,胡向陽,張恒榮,楊 毅,袁 偉

(1.中海石油(中國)有限公司湛江分公司,廣東湛江 524057;2.中海石油(中國)有限公司海南分公司,海南海口 570311)

南海西部鶯歌海盆地是一個新生代沉積盆地,盆地形成晚期快速沉降并沉積,形成巨厚的欠壓實泥巖,從而產生異常高壓[1-2]。鶯歌海盆地發育大量高溫高壓氣藏,以X氣田為例,地層溫度高于150 ℃、地層壓力系數高于1.7,實際鉆井泥漿密度比重范圍1.7～1.9 g/cm3,部分層段出現泥漿強侵入,使電阻率降低而出現“假低阻”現象,導致流體性質誤判。業內經典的阿爾奇飽和度公式是建立在巖電實驗基礎的電法評價模型,而在電法資料失真的情況下,計算飽和度的精度降低,影響氣田勘探及開發評價。目前,國內外對于類似儲層的飽和度評價方法大致有三類:①應用油基泥漿或密閉取心資料確定;②基于巖電實驗的相關電法模型及部分高端飽和度測井方法;③通過實驗室毛管壓力資料計算求取。由于研究區高溫高壓井作業難度大、作業成本高,資料錄取受制約,且研究區未開展密度取心作業,針對飽和度評價的高端測井系列(例如介電測井及核磁測井等)錄取也較少;常規錄取的電阻率測井資料受泥漿侵入影響較大,導致電阻率失真;此外,高溫高壓地層巖電參數規律復雜,無法通過①和②的方法開展飽和度評價。研究區巖心壓汞實驗數據較豐富,可以通過J函數平均化處理毛細管壓力資料,建立非電法含水飽和度模型[3-5],從非電法的角度入手,評價泥漿強侵導致的電阻率失真層段的含水飽和度。

油氣水分布的現狀是驅動力和毛管壓力相對平衡的結果,油藏內不同位置處的含水飽和度受油藏高度(自由水界面以上的高度)、孔隙結構以及油水密度差(流體性質)等因素控制[6-9],其含水飽和度與油藏高度的關系具有毛管壓力曲線的分布特征。借助毛管壓力數據建立飽和度模型的主要步驟為:①通過實驗獲取實驗室條件下的毛管壓力數據;②假設地面與地層條件下孔喉半徑不變(即rL=rR)時,將實驗室獲得的毛管壓力轉換為油藏條件下的毛管壓力;③建模。鶯歌海盆地X氣田屬于高溫高壓儲層,直接借助常溫常壓毛管壓力資料建立飽和度模型的精度存在較大的不確定性,因此,需要開展模擬地層環境下的高溫高壓毛管壓力實驗。

1 高溫高壓毛管壓力束縛水飽和度評價

1.1 高溫高壓毛管壓力實驗

針對研究區20塊巖心開展實驗室正常溫壓條件下(室溫、軸圍壓5 MPa、孔隙壓力為0)的毛管壓力測量,并依據物性分布特征(部分甜點儲層Ⅰ類、主要氣層段Ⅱ類及干層Ⅲ類)選出15塊巖心,開展模擬實際溫壓條件下(溫度150 ℃、軸圍壓70 MPa、孔隙壓力30/50 MPa)的半滲隔板毛管壓力測量(表1)。

表1 X氣田20塊巖心實驗樣品設計

從單顆巖心常溫常壓與高溫高壓毛管壓力實驗曲線可以看出,毛管壓力形態存在明顯差異,在高溫高壓實驗條件下,毛管壓力曲線的啟動壓力門檻更高,平臺段更短(圖1)。對多個實驗樣品數據對比分析發現,在相同毛管壓力條件下,高溫高壓下的含水飽和度比常溫常壓下的高,在低毛管壓力及較高毛管壓力階段差異也較大,高溫高壓條件下巖心的孔隙結構特征較常溫常壓條件下更差(圖2)。從儲層地質成因角度考慮,高溫高壓儲層成巖作用復雜,可能導致儲層孔隙結構的復雜化。因此,利用模擬地層溫壓條件下的毛管壓力資料能夠反映儲層真實的孔隙結構特征,而基于毛管壓力資料建立的飽和度評價結果更符合實際氣藏巖石物理特征。

圖1 單顆巖心常溫常壓與高溫高壓毛管壓力實驗曲線

圖2 不同巖心常溫常壓與高溫高壓毛管壓力實驗曲線

1.2 高溫高壓毛管壓力資料分析處理

針對研究區Ⅱ類儲層巖心做J函數分析,并利用J函數對15塊巖心高溫高壓條件毛管壓力數據進行處理,J函數的定義為:

(1)

式中:Sw為含水飽和度,%;Pc為毛管壓力,MPa;σ為界面張力,mN/m;K為滲透率,10-3μm2;Φ為孔隙度,%。

從X氣田含水飽和度與J函數關系可以看出,15塊巖心的含水飽和度與J函數具有較好的相關性(圖3),其表達式見公式(2),擬合得到模型參數a=136 518 519.88,b=-4.5。

圖3 鶯歌海盆地X氣田含水飽和度與J函數關系

(2)

在原始氣(油)藏條件下,氣(油)水密度差所產生的浮力與毛細管壓力相平衡:

ΔρH=PcR

(3)

式中:H為自由水界面以上高度,m;△ρ為氣(油)水密度差,g/cm3;PcR為氣藏條件下的毛細管壓力,MPa。

因此,可以把毛細管壓力曲線換成自由水界面以上高度(油氣柱高度)與含氣(油)飽和度的關系曲線,換算公式為:

(4)

式中:ρw為儲藏條件下水的密度,g/cm3;ρog為儲藏條件下氣(油)的密度,g/cm3。

求解公式(1)和(2)可得:

(5)

由于本次實驗直接獲取了地層溫壓條件下的毛管壓力曲線,公式(5)中的Pc=PcR,把公式(3)代入公式(5),可以得到基于毛管壓力資料的含水飽和度計算公式(6)。

(6)

飽和度模型公式(6)中的關鍵參數界面張力σ,前人多采用實驗室獲取,一般取50。實際應用中,地層條件不僅對毛管壓力資料本身有影響,對毛管力相關參數也有著不可忽略的影響,一般來說,地層高溫高壓條件使氣水表面張力減小,潤濕角變化小,毛管壓力變小。通過調研相關文獻[10-13],獲取不同溫壓條件下甲烷-地層水界面張力實驗數據,對實驗數據進行處理,建立界面張力與溫度、壓力變化趨勢規律,如圖4所示,潤濕角依據文獻調研獲取,根據鶯歌海盆地X氣田溫壓條件外延得到實際氣藏條件下氣-水兩相界面張力值。

圖4 不同溫壓條件甲烷—地層水界面張力實驗數據

基于上述模型擬合,得到溫壓條件下界面張力計算公式:

σ=(-0.005LN(T)+0.035 8)P2+(0.317 3LN(T)-2.234 1)P-0.173 3T+76.358

(7)

式中:P為地層壓力,MPa;T為地層溫度,℃。

通過外延擬合得到研究區溫壓條件下的界面張力約45 mN/m。基于實驗室毛管壓力實驗資料及J函數關系式,依據溫壓條件下的界面張力等實際參數,分別計算研究區高溫高壓及常溫常壓條件下含水飽和度與氣柱高度關系(圖5),由此可知,相對于常溫常壓條件,高溫高壓條件下同等氣柱高度時對應的含水飽和度較低,在鶯歌海盆地平均含氣飽和度30%～60%的范圍內,二者平均差異約6%。

圖5 不同溫壓條件下含氣飽和度與氣柱高度關系

2 應用實例

XX-2井為X氣田的一口探井,目的層段壓力系數約1.7,部分井段受泥漿侵入影響導致電阻率降低,尤其在鉆井取心井段(3 125～3 140 m)電阻率降低明顯,電阻率值約為3 Ω·m,接近區域水層電阻率,基于常規電法(阿爾奇公式)計算得到的含氣飽和度低于40%,不滿足區域已證實氣層的飽和度下限標準,而實際測壓取樣證實其為純氣層,因此,通過電阻率計算含水飽和度的方法適用性較差。

通過已建立的含水飽和度與氣柱高度計算模型對XX-2井目的層段進行飽和度評價,如圖6所示,毛管-氣柱高度的含水飽和度計算結果見圖中第9道粉紅色曲線,藍色曲線代表基于電阻率計算的含水飽和度,藍色散點代表巖心分析核磁束縛水飽和度?；诿軌毫δＰ陀嬎愕暮柡投扰c巖心核磁束縛水飽和度結果(SWI)一致性較好,說明本次建立的高溫高壓非電法飽和度模型是可靠的。

從XX-2井高溫高壓氣層段含水飽和度分布圖可以看出,基于毛管壓力模型計算的儲層段平均含水飽和度47%,而基于電阻率計算的儲層段平均含水飽和度56%,整體降低10%左右,即含氣飽和度提高了10%(圖7)。對受鉆井液侵入影響而不能精確評價含水飽和度的高溫高壓氣層提供了一種可靠的方法。

圖7 XX-2井高溫高壓氣層段含水飽和度分布

3 結論

1)高溫高壓強侵入儲層,電阻率失真,基于電法模型無法準確評價儲層真實含氣飽和度,而毛管壓力資料與儲層孔隙結構及油水分布有關,基于毛管壓力資料的非電法飽和度評價方法是有效的替代方法。

2)高溫高壓條件下的毛管壓力測量形態與常規溫壓條件下測量結果差異較大,能更準確地反映高溫高壓儲層巖石物理特征,以及能夠更真實地反映高溫高壓地層條件下的含氣飽和度。

3)基于高溫高壓條件下毛管壓力實驗分析資料,結合界面張力等巖石物理參數,建立高溫高壓強侵入儲層飽和度非電法評價模型,可以有效地解決由于鉆井液侵入導致電法難以準確評價儲層含氣飽和度的問題,提高高溫高壓強侵入儲層飽和度評價精度。對于非強侵入地層、常規電法飽和模型結合溫壓條件下的巖電參數依然能有效評價飽和度。