環(huán)江油田侏羅系油層低阻成因及識(shí)別技術(shù)研究

王　丹，寧定華，李　偉，羅天相

(1.西安石油大學(xué)，陜西 西安 710054；2.長慶油田分公司第七采油廠地質(zhì)研究所，陜西 西安 710200)

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環(huán)江油田侏羅系油層低阻成因及識(shí)別技術(shù)研究

王丹1,2，寧定華1,2，李偉2，羅天相2

(1.西安石油大學(xué)，陜西 西安 710054；2.長慶油田分公司第七采油廠地質(zhì)研究所，陜西 西安 710200)

[摘要]為解決環(huán)江油田侏羅系低阻油層測(cè)井解釋難度大，油水層判別困難等問題，通過對(duì)地質(zhì)、測(cè)井、鉆井資料以及巖石微觀等方面研究分析了油層低阻成因，研究認(rèn)為該地區(qū)油層低阻主要是受空隙結(jié)構(gòu)差異大、地層水礦化度偏高、束縛水含量高、儲(chǔ)層巖石親水和泥漿侵入五方面原因影響結(jié)果，并總結(jié)出電阻率-聲波時(shí)差交匯圖版法和視地層水電阻率-自然伽馬交層圖版法兩種油水油識(shí)別方法?？偨Y(jié)出了兩種油水層識(shí)別技術(shù)：(1)電阻率-聲波時(shí)差交匯圖版法；(2)視地層水電阻率-自然伽馬交會(huì)圖版法。

[關(guān)鍵詞]環(huán)江油田；侏羅系油藏；低阻成因；油水層識(shí)別

1油田概況

1.1地質(zhì)概況

環(huán)江油田位于鄂爾多斯盆地的西南部，橫跨西緣逆沖帶及天環(huán)坳陷兩個(gè)構(gòu)造單元，天環(huán)向斜軸部以東的東斜坡為一西傾單斜，由西向東構(gòu)造抬高，前侏羅系古地貌位于姬塬高地西部，南臨甘陜古河，區(qū)內(nèi)發(fā)育兩條分支古河道，形成了高地、河間丘、分支古河的古地貌景觀，成為油氣的有利指向，發(fā)育延6、延7、延8、延9、延10等五套含油層系。

石油勘探始于70年代初期，主要以長81為目的層進(jìn)行勘探、評(píng)價(jià)，2004年以來，隨著勘探程度的不斷深入，在三疊系取得突破的同時(shí)，也發(fā)現(xiàn)多個(gè)侏羅系油藏，展示了環(huán)江油田侏羅系良好開發(fā)前景。截止目前開發(fā)侏羅系油藏16個(gè)，累計(jì)動(dòng)用含油面積49.6 km2，地質(zhì)儲(chǔ)量2 478×104t。

1.2儲(chǔ)層特征

1.2.1沉積特征

晚三疊世末期，延長組頂部遭受侵蝕，形成溝谷縱橫的古地貌特征，在此背景上，發(fā)育了一套河流～湖沼相煤系地層。本區(qū)侏羅系延安組延6～延9層屬于三角洲平原相沉積，延10及富縣層屬于辨狀河流相沉積。

1.2.2巖性特征

根據(jù)已有礦物鑒定資料，研究區(qū)侏羅系儲(chǔ)層巖石類型主要為巖屑石英砂巖、長石巖屑砂巖。儲(chǔ)層砂巖填隙物以高嶺石、水云母為主；化學(xué)沉積物主要有鐵白云石、硅質(zhì)等。孔隙類型主要有粒間孔、溶蝕孔和自生礦物晶間孔隙等。延10儲(chǔ)集層孔隙半徑變化較大，一般在20～200 μm，平均92.07 μm ；延9孔徑一般在20～100 μm，平均81.6 μm。整體看來研究區(qū)延安組以中孔中喉為主。

1.2.3物性特征

環(huán)江地區(qū)延安組巖性較純、物性較好，屬低-中孔隙度，低滲透率儲(chǔ)層，平均滲透率為16.3×10-3μm2，平均孔隙度為12.98%，隨埋藏深度增加，孔隙度呈現(xiàn)降低趨勢(shì)。

1.2.4儲(chǔ)層滲流物理特征

潤濕性實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明，侏羅系油層為親水油層(表2)。

表1　環(huán)江油田侏羅系儲(chǔ)層物性數(shù)據(jù)表

表2　環(huán)江油田侏羅系儲(chǔ)層潤濕性試驗(yàn)結(jié)果表

從相對(duì)滲透率曲線(圖1)上看，侏羅系油藏束縛水飽和度32.8%，等滲點(diǎn)的含水飽和度53.10%、相對(duì)滲透率0.17，殘余油時(shí)含水飽和度71.5%、水相相對(duì)滲透率0.43。隨著水相飽和度的升高，油相滲透率的下降幅度很快，交叉點(diǎn)后，水相滲透率的上升速度越來越快，油相滲透率下降的速度也越來越快。

圖1　環(huán)江油田侏羅系油藏相滲曲線圖

1.2.5流體性質(zhì)

延安組儲(chǔ)層原油性質(zhì)較好，具有三低特征，即：低密度、低粘度、低凝固點(diǎn)，地面原油密度為0.82 g/cm3、粘度3.6 Mpa·s、凝固點(diǎn)14.0℃、均不含硫。

地層水性質(zhì)平均總礦化度為61.47 g/L，均為CaCl2水型(表3)。

1.3油層特征

油層電阻率較低，平均電阻率值9.6 Ω·m，試油出油電阻率最低僅3.5 Ω·m，屬典型低阻油藏(表4)；油層電阻率測(cè)井曲線平直，表現(xiàn)為增阻侵入的特點(diǎn)；底水不發(fā)育，含油飽和度低(38%～55%)，試油油水同出，油水分異差。

表3　環(huán)江油田侏羅系儲(chǔ)層地層水分析數(shù)據(jù)表

表4　侏羅系油層分層系電阻率統(tǒng)計(jì)表

2低阻成因分析

2.1孔隙結(jié)構(gòu)差異

隨著填隙物含量的增加，膠結(jié)指數(shù)m值降低，使儲(chǔ)層內(nèi)微小毛細(xì)管非常發(fā)育，形成發(fā)達(dá)的束縛水網(wǎng)絡(luò)，儲(chǔ)層導(dǎo)電性增強(qiáng)，電阻率下降，形成低阻油層。

根據(jù)區(qū)內(nèi)砂巖填隙物分析表明，侏羅系儲(chǔ)層填隙物含量最大可達(dá)到15.5%(表5)，膠結(jié)指數(shù)相對(duì)較低，易形成低阻油層。

2.2地層水礦化度相對(duì)偏高

在高礦化度條件下，地層水溶液中離子的導(dǎo)電性很強(qiáng)，導(dǎo)致了地層水的電阻率偏低，油層電阻率也相對(duì)偏低。同時(shí)地層水礦化度隨著深度的增加而增大，地層電阻率隨著礦化度的增大而減小。

區(qū)內(nèi)地層水分析資料表明，侏羅系油藏地層水水型為CaCl2，礦化度61.47 g/L，屬于高礦化度型地層水，導(dǎo)致地層電阻率偏低。并且隨著油藏埋深增加，地層水含鹽上升，油層電阻率下降。

2.3束縛水含量偏高

電阻率測(cè)井響應(yīng)是反映探測(cè)半徑內(nèi)地層束縛水飽和度的高低，束縛水含量高，增強(qiáng)導(dǎo)電能力，導(dǎo)致電阻率偏低，從而地層表現(xiàn)為低電阻率。

根據(jù)環(huán)江侏羅系油藏相滲曲線計(jì)算出束縛水含水飽和度平均為32.8%，含量相對(duì)較高，是導(dǎo)致地層電阻率偏低的一個(gè)重要因素。

表5　環(huán)江地區(qū)延安組砂巖填隙物成分及含量分析表

2.4儲(chǔ)層巖石具有較強(qiáng)親水性

當(dāng)巖石表現(xiàn)為親水時(shí)，表面會(huì)殘余一層水膜，其導(dǎo)電作用增強(qiáng)，導(dǎo)致電阻率變低。根據(jù)儲(chǔ)層潤濕性分析的結(jié)果，侏羅系油層無因次吸水9.96%，無因次吸油為0.0%，具有較強(qiáng)的親水性，易形成低阻。

2.5泥漿侵入

由于泥漿的電阻率小于原油的電阻率，同時(shí)油層的物性越好，造成泥漿徑向侵入越深，差異越明顯，泥漿的侵入使測(cè)深較淺的電測(cè)井值較高，同時(shí)也遠(yuǎn)比測(cè)深較深的電阻率值高的多。

3識(shí)別技術(shù)研究

3.1聲波時(shí)差與電阻率交會(huì)圖版

油水層判別標(biāo)準(zhǔn)的確定是以試油結(jié)果作依據(jù)，與地質(zhì)參數(shù)統(tǒng)計(jì)而得到。在具體應(yīng)用中需要結(jié)合錄井、取心等多種資料以及試油資料加以完善。

1)延6油水層識(shí)別標(biāo)準(zhǔn)。以試油結(jié)果為依據(jù)，結(jié)合測(cè)井參數(shù)得到延6儲(chǔ)層油層電阻率值大于10 Ω·m，聲波時(shí)差值大于228 us/m (圖2)。

圖2　延6層聲波時(shí)差與電阻率交會(huì)圖

2)延7、延8油水層識(shí)別標(biāo)準(zhǔn)。以試油結(jié)果為依據(jù)，結(jié)合測(cè)井參數(shù)得到延7和延8儲(chǔ)層油層電阻率值大于7 Ω·m，聲波時(shí)差值大于227 us/m(圖3)。

3)延9、延10油水層識(shí)別標(biāo)準(zhǔn)

以試油結(jié)果為依據(jù)，結(jié)合測(cè)井參數(shù)得到延9和延10儲(chǔ)層北部油層電阻率值大于4 Ω·m，聲波時(shí)差值大于230 us/m；南部油層電阻率值大于6 Ω·m，聲波時(shí)差值大于227 us/m (圖4、圖5)。

圖3　延7、延8層聲波時(shí)差與電阻率交會(huì)圖

圖4　北部聲波時(shí)差與電阻率交會(huì)圖

圖5　南部聲波時(shí)差與電阻率交會(huì)圖

實(shí)例分析：對(duì)羅257東部兩口骨架井(虎8-40、虎11-34井)延9層二次改造試油分別獲19.2 t、13.2 t純油，擴(kuò)大了羅257區(qū)東部油藏建產(chǎn)規(guī)模，新增鉆井15口。

虎8-40井解釋依據(jù)：電阻率曲線呈山字型，結(jié)合AC-Rt圖版，聲波時(shí)差233 μs/m，電阻率6.0 Ω.m，解釋為油層。

虎11-34井解釋依據(jù)：電阻率曲線呈臺(tái)階型，結(jié)合AC-Rt圖版，聲波時(shí)差230 μs/m，電阻率8.1 Ω.m，解釋為油層。

3.2視地層水電阻率與自然伽馬交會(huì)圖版

環(huán)江地區(qū)為淡水泥漿鉆井，地層水性質(zhì)變化小，使用自然伽馬相對(duì)值△GR與視地層水電阻率作交會(huì)圖版來識(shí)別油水層，視地層水電阻率Rwa(Rt)體現(xiàn)儲(chǔ)層含油性的變化；自然伽馬相對(duì)值△GR標(biāo)志著儲(chǔ)層巖性的變化，具體見公式(1)和公式(2)。

(1)

Rwa(Rt)=Rt·Φm

(2)

式中：GR-目的層自然伽馬測(cè)量值，API；GR min-目的層所在沉積旋回內(nèi)“純砂巖”的自然伽馬測(cè)量值，API；GR max-目的層所在沉積旋回內(nèi)“純泥巖”的自然伽馬測(cè)量值，API；Rt-地層電阻率(取值為深電阻率測(cè)量值)，Ω·m；φ-儲(chǔ)層孔隙度(采用聲波或者中子-密度交會(huì)計(jì)算)，f；m-孔隙結(jié)構(gòu)膠結(jié)指數(shù)，取值為2；Rwa(Rt)-通過電阻率和孔隙度計(jì)算的視地層水電阻率，Ω·m；

延6油水層識(shí)別標(biāo)準(zhǔn):以試油結(jié)果為依據(jù)，結(jié)合測(cè)井參數(shù)得到延6儲(chǔ)層油層自然伽馬相對(duì)值小于0.5，視地層電阻率大于0.21 Ω.m(圖6a)。

a　延6層

b　延7、延8層

c　延9、延10層

延7、延8油水層識(shí)別標(biāo)準(zhǔn):以試油結(jié)果為依據(jù)，結(jié)合測(cè)井參數(shù)得到延7、延8層油層自然伽馬相對(duì)值小于0.48，視地層電阻率大于0.125 Ω.m(圖6b)。

延9、延10油水層識(shí)別標(biāo)準(zhǔn):以試油結(jié)果為依據(jù)，結(jié)合測(cè)井參數(shù)得到延9、延10儲(chǔ)層油層自然伽馬相對(duì)值小于0.4，視地層電阻率大于0.12 Ω·m(圖6c)。

實(shí)例分析：對(duì)評(píng)價(jià)井羅215井延9層重新認(rèn)識(shí)，計(jì)算出ΔGR=0.36，Rwa(Rt)=0.13，二次精細(xì)解釋為油層，在2 180～2 183 m實(shí)施1 m彈爆燃求初產(chǎn)，試油獲18.6 t純油。

4結(jié)語

(1)環(huán)江油田侏羅系油層特征表現(xiàn)為低阻、低含油飽和度(平均42%)，電阻率曲線表現(xiàn)為增阻侵入。

(2)油層低阻成因主要表現(xiàn)在：孔隙結(jié)構(gòu)差異、地層水礦化度相對(duì)偏高、束縛水含量偏高、儲(chǔ)層巖石親水、泥漿侵入等方面。與白豹油田侏羅系相比，白豹侏羅系含油飽和度相對(duì)較高(平均55%)，礦化度低，油層電阻率相對(duì)較高。

(3)巖性直接控制著儲(chǔ)層的物性和含油性變化，而儲(chǔ)層的電性則是巖性、物性和含油性的綜合反映。

(4)總結(jié)兩種油層識(shí)別方法：電阻率-聲波時(shí)差交會(huì)圖版、視地層水電阻率-自然伽馬交會(huì)圖版。

參考文獻(xiàn)

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[收稿日期]2015-12-28

[作者簡介]王丹(1989-)，男，湖北荊州人，在讀碩士研究生，主攻方向：低滲透油藏開發(fā)地質(zhì)研究。

[中圖分類號(hào)]TE133

[文獻(xiàn)標(biāo)識(shí)碼]A

[文章編號(hào)]1004-1184(2015)01-0181-03