海塔油田銅缽廟組凝灰質(zhì)儲(chǔ)集層流體性質(zhì)識(shí)別

李斌

（中國石油大慶油田有限責(zé)任公司海拉爾石油勘探開發(fā)指揮部開發(fā)技術(shù)中心，黑龍江 大慶163000）

海塔油田銅缽廟組油藏構(gòu)造破碎，沉積相變快，儲(chǔ)集層凝灰質(zhì)體積分?jǐn)?shù)高，巖性復(fù)雜，從而決定了儲(chǔ)集層油水關(guān)系復(fù)雜，測(cè)井識(shí)別難度大。目前國內(nèi)常規(guī)采用的識(shí)別油水層方法，大多限于簡(jiǎn)單分巖性建立油水層識(shí)別圖版來研究?jī)?chǔ)集層流體性質(zhì)，但在實(shí)際開發(fā)應(yīng)用過程中暴露出圖版符合率低、效果差等缺點(diǎn)［1］。針對(duì)這一現(xiàn)狀，本文從凝灰質(zhì)儲(chǔ)集層形成機(jī)理的角度入手，利用電阻率歸一化校正法，根據(jù)不同巖性特征，建立了凝灰質(zhì)砂礫巖和砂巖儲(chǔ)集層流體性質(zhì)識(shí)別圖版。通過開發(fā)動(dòng)態(tài)資料驗(yàn)證，該圖版能夠有效指導(dǎo)油田開發(fā)。

1 地質(zhì)概況

海塔油田處于海塔盆地北部斷陷帶，屬于復(fù)雜斷陷盆地，經(jīng)歷了斷陷期、斷坳轉(zhuǎn)換期和坳陷期3 個(gè)時(shí)期［2］，含油斷塊分布零散，斷層多，以反向斷層為主。銅缽廟組儲(chǔ)層沉積以扇三角洲為主，水下分流河道砂體是有利的油氣儲(chǔ)集體［3］。儲(chǔ)集層凝灰質(zhì)體積分?jǐn)?shù)高，巖性以凝灰質(zhì)砂巖、凝灰質(zhì)礫巖及沉凝灰?guī)r為主，屬于低孔-特低滲儲(chǔ)集層［4］。銅缽廟組油層垂向上劃分為3 個(gè)油組，油水關(guān)系復(fù)雜，呈現(xiàn)上油下干或上油下水特征，斷塊間油水界面不統(tǒng)一。油藏類型以巖性-斷塊構(gòu)造油藏為主，個(gè)別斷塊發(fā)育不整合面遮擋油藏。

2 巖性測(cè)井響應(yīng)特征

銅缽廟組儲(chǔ)集層巖性復(fù)雜多樣。地質(zhì)歷史時(shí)期火山頻繁活動(dòng)，火山碎屑組分的介入導(dǎo)致儲(chǔ)集層凝灰質(zhì)體積分?jǐn)?shù)高可達(dá)93%。按照儲(chǔ)集層性質(zhì)和碎屑成分，可將儲(chǔ)集層巖性劃分為凝灰?guī)r、凝灰質(zhì)角礫巖、凝灰質(zhì)砂巖和凝灰質(zhì)砂礫巖4 類。砂質(zhì)、礫石以及膠結(jié)物復(fù)雜的組合形式，導(dǎo)致不同巖性地層相應(yīng)的測(cè)井響應(yīng)特征具有多樣性［5］。當(dāng)儲(chǔ)集層含有油（氣）時(shí)，其物性和電性特征均與干層、 水層、 油水同層之間有一定的差異［6］。通過收集銅缽廟組試油、錄井和巖心資料，研究不同巖性地層的測(cè)井響應(yīng)特征，發(fā)現(xiàn)凝灰質(zhì)砂巖和凝灰質(zhì)砂礫巖2 類巖性對(duì)密度和電阻率最為敏感。

3 復(fù)雜巖性儲(chǔ)集層流體性質(zhì)識(shí)別

銅缽廟組儲(chǔ)集層僅利用深側(cè)向電阻率-密度交會(huì)方法識(shí)別流體性質(zhì)存在較大困難，無法建立統(tǒng)一的流體性質(zhì)識(shí)別圖版（見圖1）。

圖1 未分巖性儲(chǔ)集層流體性質(zhì)電阻率-密度交會(huì)圖

3.1 分巖性儲(chǔ)集層流體性質(zhì)圖版的建立

分巖性建立流體性質(zhì)識(shí)別圖版后（見圖2），對(duì)凝灰質(zhì)砂礫巖儲(chǔ)集層識(shí)別較好，但對(duì)凝灰質(zhì)砂巖儲(chǔ)集層識(shí)別仍存在較大的困難。主要原因是細(xì)顆粒巖性溶蝕程度相對(duì)較高，而粗顆粒巖性由于其比表面積較小，凝灰質(zhì)溶蝕程度相對(duì)較弱，對(duì)測(cè)井響應(yīng)特征影響也較?。?］。

研究凝灰質(zhì)形成機(jī)理認(rèn)為，富含直徑小于2 mm的火山碎屑物凝灰質(zhì)顆粒，在水介質(zhì)條件下極易發(fā)生溶蝕現(xiàn)象，加劇了測(cè)井響應(yīng)的復(fù)雜性，為測(cè)井參數(shù)研究?jī)?chǔ)集層流體性質(zhì)帶來較大的困難［8］。在研究凝灰質(zhì)儲(chǔ)集層流體性質(zhì)過程中，并在區(qū)分不同巖性的前提下，如何降低不同次生礦物組合對(duì)電阻率的影響，使電阻率更大限度地體現(xiàn)對(duì)流體性質(zhì)的貢獻(xiàn)顯得尤為重要。研究發(fā)現(xiàn)，中子和密度曲線的相對(duì)位置能夠較好區(qū)分不同次生礦物組合類型，中子和密度視孔隙度差異能夠較好地體現(xiàn)不同次生礦物組合的差異［9］。因此，下面重點(diǎn)應(yīng)用該差異在分巖性基礎(chǔ)上建立流體性質(zhì)的識(shí)別方法及圖版。

圖2 分巖性儲(chǔ)集層流體性質(zhì)電阻率-密度交會(huì)圖

3.2 復(fù)雜巖性儲(chǔ)集層流體性質(zhì)識(shí)別方法研究

應(yīng)用中子和密度測(cè)井值計(jì)算石灰?guī)r孔隙度之差可表示兩者的相對(duì)位置［10］，經(jīng)實(shí)踐證明，該方法同樣適用于砂、礫巖儲(chǔ)集層。其定義式可表達(dá)如下為

式中：Δφ 為中子和密度孔隙度差異值；φCNL為中子測(cè)井值；ρm為巖石骨架密度，取值2.75 g/cm3；ρDEN為密度測(cè)井值，g/cm3；ρf為孔隙流體密度，取值1.03 g/cm3。

進(jìn)行電阻率校正前，首先利用具有代表性的探井巖心和測(cè)井資料，選取銅缽廟組中子和密度孔隙度最大、最小差異值［11］（見表1），然后將試油層段的中子和密度孔隙度差異值按式（2）、式（3）計(jì)算Δφn，Rtc。

式中：Δφn為歸一化后的中子和密度孔隙度差異值；Δφmin為中子和密度孔隙度最小差異值；Δφmax為中子和密度孔隙度最大差異值；Rtc為校正后的深側(cè)向電阻率，Ω·m；Rt為校正前的深側(cè)向電阻率，Ω·m。

表1 銅缽廟組中子和密度孔隙度最大、最小差異值

3.3 凝灰質(zhì)砂巖儲(chǔ)集層油水層識(shí)別圖版

應(yīng)用64 口井，52 層試油層段校正后的電阻率和密度測(cè)井值，建立海塔油田銅缽廟組凝灰質(zhì)砂巖儲(chǔ)集層油水層識(shí)別圖版（見圖3）。該圖版分為3 個(gè)區(qū)，即油層區(qū)（包括含水油層）、水層區(qū)（包括油水同層）和干層區(qū)。圖版中油水同層誤入油層區(qū)1 層，含水油層誤入水層區(qū)1 層，水層誤入油層區(qū)2 層，干層誤入水層區(qū)1層，圖版符合率88%（不進(jìn)行巖性校正的圖版符合率約為77%）（見圖3），符合率提高了11 百分點(diǎn)。

圖3 校正后的凝灰質(zhì)砂巖儲(chǔ)集層油水層識(shí)別

3.4 凝灰質(zhì)砂礫巖儲(chǔ)集層油水層識(shí)別圖版

應(yīng)用研究區(qū)31 口井，35 層試油層深側(cè)向電阻率和密度測(cè)井值，建立海塔油田銅缽廟組凝灰質(zhì)砂礫巖儲(chǔ)集層油水層識(shí)別圖版（見圖4）。圖版同樣分為3 個(gè)區(qū)，即油層區(qū)（包括含水油層）、水層區(qū)（包括油水同層）和干層區(qū)。圖版中干層誤入油層區(qū)1 層。

圖4 校正后的凝灰質(zhì)砂礫巖儲(chǔ)集層油水層識(shí)別

4 效果檢驗(yàn)及成果應(yīng)用

4.1 效果檢驗(yàn)

4.1.1 凝灰質(zhì)砂巖

W2 井試油段（2 069.0～2 073.4 m）壓裂后抽汲日產(chǎn)油22.6 t，試油結(jié)論為工業(yè)油層。由于泥質(zhì)體積分?jǐn)?shù)較高而導(dǎo)致深側(cè)向電阻率較低，Rt=14 Ω·m，ρDEN=2.3 g/cm3，為典型的低阻油層，在常規(guī)分巖性圖版中落入水層區(qū)（見圖2a），經(jīng)電阻率校正后（Rtc=7.74 Ω·m），正確劃分為油層（見圖3）。

W1 井試油段（2 070.0～2 075.4 m）抽汲日產(chǎn)水6.0 t，試油結(jié)論為水層。受到凝灰質(zhì)溶蝕形成的次生礦物影響，Rt=40 Ω·m，ρDEN=2.34 g/cm3，為典型的高阻水層，電阻率校正前，造成流體性質(zhì)識(shí)別出現(xiàn)誤判為油層（見圖2a），經(jīng)電阻率校正后（Rtc=4.41 Ω·m）利用新油水層識(shí)別圖版正確劃分為水層。

4.1.2 凝灰質(zhì)砂礫巖

凝灰質(zhì)砂礫巖比表面積較小，一般包裹在顆粒外緣的凝灰物質(zhì)相對(duì)較少，溶蝕程度較低［12］。因此，凝灰質(zhì)砂礫巖的校正電阻率-密度圖版，在識(shí)別流體性質(zhì)方面不像凝灰質(zhì)砂巖改善效果那么明顯，但相對(duì)電阻率校正前的流體性質(zhì)區(qū)分程度，仍有一定的提高。

W3 井段（2 995.0～3 001.0 m）試油結(jié)論為油水同層，壓后抽汲日產(chǎn)油0.6 t，日產(chǎn)水9.4 t。該層段在測(cè)井曲線上顯示自然伽馬較高，中子曲線在密度曲線右側(cè)，由于凝灰質(zhì)及其他伴生礦物對(duì)電阻率影響較大，造成電阻率校正前（Rt=60 Ω·m，ρDEN=2.41 g/cm3）落入油層區(qū)（見圖2b），而校正后（Rtc=5.89 Ω·m），落入水層區(qū)（見圖4），與試油結(jié)論一致。

4.2 成果應(yīng)用

4.2.1 指導(dǎo)有效厚度劃分

文中有效厚度是指在現(xiàn)有工藝技術(shù)允許的生產(chǎn)壓差條件下具有油氣生產(chǎn)能力的那部分油氣層厚度［1］，因此，在同等條件下劃分有效厚度的準(zhǔn)確性直接關(guān)系到射孔后油井產(chǎn)能的高低。由于常規(guī)油水層識(shí)別方法準(zhǔn)確率不高，形成的有效厚度標(biāo)準(zhǔn)符合率低，在劃分過程中，暴露出低阻油層漏劃和高阻水層錯(cuò)劃的兩大矛盾［13］?；谛Ｕ蟮碾娮杪屎兔芏葴y(cè)井值所建立的不同巖性油水層識(shí)別圖版（見圖3、圖4），根據(jù)油層區(qū)范圍，提出了準(zhǔn)確度相對(duì)較高的有效厚度劃分標(biāo)準(zhǔn)：對(duì)于砂 巖 油 藏，當(dāng)2.42 g/cm3≤ρDEN＜2.45 g/cm3，Rtc≥330.77ρDEN-794.76 時(shí)，或者當(dāng)ρDEN＜2.42 g/cm3，Rtc≥5.7 Ω·m 時(shí)，判定為油層或含水油層，可劃分有效厚度，在一定程度上解決了低阻油層漏劃問題；對(duì)于砂礫巖油藏，當(dāng)ρDEN＜2.53 g/cm3，Rtc≥7.9 Ω·m 時(shí)，可劃分有效厚度，能夠降低高阻水層錯(cuò)劃的可能性。

例如： 油田開發(fā)初期，35 口單采銅缽廟組油井射孔投產(chǎn)后，12 口井產(chǎn)量較低。根據(jù)產(chǎn)液剖面顯示，5 口井共7 層含水率大于80%，7 口井共20 層不產(chǎn)液，表明部分干層和少數(shù)水層被誤劃為有效厚度而射開。利用新標(biāo)準(zhǔn)重新劃分，原誤判層中86.3%的層得到了校正，全區(qū)開展老井有效厚度復(fù)查后，平均單井有效厚度減少了4.5 m，新井誤射層由10.5%降低到3.8%。

4.2.2 確定油水界面

銅缽廟組油水關(guān)系復(fù)雜，斷塊間相互獨(dú)立，沒有統(tǒng)一油水界面，油水分布總體上遵循重力分異原則，但各斷塊單獨(dú)成藏，具有固定的油水界面［14］。確定油水界面的方法，通常采用試油資料結(jié)合測(cè)井解釋成果，參考開發(fā)井動(dòng)態(tài)資料綜合分析。然而，受到油層底部未試油、測(cè)井解釋不可靠和動(dòng)態(tài)資料較少等不利因素的影響，疑難水層頂面確定較為困難，造成射孔風(fēng)險(xiǎn)較大。

利用校正后油水層圖版，能夠提高油水界面的準(zhǔn)確性。例如： 以反向斷塊成藏模式為代表的富油斷塊B1，儲(chǔ)集層具有中凝灰質(zhì)砂巖、高孔滲特征。開發(fā)初期，利用常規(guī)方法判定油水界面在1 800 m 左右，由于1 800～1 825 m 下部層錄井顯示為油跡，利用歸一化油水層識(shí)別方法，最終確定油水界面在1 810 m 左右。同時(shí)選取2 口井在井段1 800～1 810 m 補(bǔ)孔，措施后2 口油井單井初期日增油8.5 t，含水率5.3%，為純油層；而選取1 口井射開1 810～1 815 m 層段，初期含水率75.3%，證實(shí)為油水同層。根據(jù)3 口井的初期含水情況，驗(yàn)證了新油水界面的可靠性。

4.2.3 潛力區(qū)挖潛

B2 斷塊開發(fā)初期構(gòu)造高部位銅缽廟Ⅲ油組頂部發(fā)現(xiàn)一套巖性為含礫砂巖、厚15～30 m 的含油組合，錄井顯示為油跡。前期，該斷塊主要開發(fā)層位為Ⅱ組，下部Ⅲ油組頂部油水關(guān)系不落實(shí)，認(rèn)為是油水同層，未劃分有效厚度，開發(fā)初期補(bǔ)孔風(fēng)險(xiǎn)大。隨著地質(zhì)認(rèn)識(shí)的深入，利用校正圖版進(jìn)行油水層識(shí)別后可以開展挖潛試驗(yàn)。以W4 井Ⅲ油組（2—3 小層）為例，Rt=31.3 Ω·m，ρDEN=2.43 g/cm3，φCNL=0.19，計(jì)算得到Δφ=2.63%，Δφn=0.54，Rtc=16.9 Ω·m，結(jié)合校正后判別為油層，作為潛力區(qū)補(bǔ)孔壓裂后，初期日增油12.7 t，含水率3.6%，取得了較好的增油效果。在構(gòu)造高部位銅缽廟組Ⅲ油組連續(xù)補(bǔ)孔3 口井，平均單井日增油8.2 t，均未見地層水，挖潛取得成功。

5 結(jié)論

1）深側(cè)向電阻率、密度測(cè)井值和自然伽馬對(duì)于不同巖性的區(qū)分較為敏感。對(duì)于凝灰質(zhì)復(fù)雜巖性儲(chǔ)集層，利用常規(guī)分巖性建立油水層圖版符合率低，判別油水層風(fēng)險(xiǎn)大。

2）對(duì)于凝灰質(zhì)體積分?jǐn)?shù)較高的砂巖和砂礫巖儲(chǔ)集層，利用歸一化的中子和密度孔隙度差異對(duì)電阻率進(jìn)行校正，進(jìn)而與密度測(cè)井值建立油水層識(shí)別圖版，能夠有效提高流體性質(zhì)識(shí)別精度。

3）在油田開發(fā)過程中，利用電阻率校正油水層識(shí)別圖版，可以為有效厚度劃分、油水界面確定和潛力區(qū)挖潛提高科學(xué)依據(jù)。

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