莫里青斷陷西北緣儲層流體識別技術研究

劉文龍

（中國石油吉林油田分公司勘探開發(fā)研究院 吉林松原 138000）

莫里青斷陷西北緣儲層流體識別技術研究

劉文龍

（中國石油吉林油田分公司勘探開發(fā)研究院 吉林松原 138000）

通過大量試油及測井資料證實，研究區(qū)油、水層電性特征復雜，油層電阻率最低13.8Ω·m，最高達到100Ω·m以上，水層電阻率分布在10～30Ω·m之間，油水電性規(guī)律不明顯，識別難度大。為此，本次從鉆井泥漿類型、沉積背景、巖礦組成、孔隙結構、地層水等幾個方面開展了儲層特征分析，搞清了油水層復雜特征的成因，建立了有效的油水層識別手段。

油水層識別；儲層特征；鉆井泥漿；沉積背景；巖礦組成

1 油水層復雜特征成因分析

1.1 沉積背景

研究區(qū)沉積類型以上中扇為主，巖性主要由砂礫巖、砂巖組成，成分與結構成熟度較低；外扇位于近岸水下扇的前緣，與深水湖相連，由細粒的典型濁積巖與深湖泥組成。這種地質背景形成了儲層巖性多樣和孔隙微觀結構復雜性，是導致油水層電性特征復雜的主因之一。

1.2 巖礦特征

本區(qū)礦物成分主要為石英、長石和巖屑，其中石英占30%～60%，長石25%～35%，巖屑13%～38%，部分樣品還含有花崗碎屑巖及酸性噴出巖。膠結物主要為泥質，次為灰質，泥質含量一般為3%～30%。顆粒分選差，磨圓度為次棱角狀。顆粒直徑為0.1mm～1.8mm，變化范圍大。巖石顆粒大小、成分變化快和粘土礦物的填充，使本區(qū)油水層特征變的復雜。

1.3 孔隙結構特征

研究區(qū)孔隙結構較復雜，膠結類型以孔隙式為主，少數(shù)為孔隙－再生式。根據(jù)該區(qū)儲層壓汞參數(shù)及主要巖性特征，在儲層物性特征及孔隙類型研究的基礎上，將其孔隙結構類型劃分為Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ類。其中Ⅰ、Ⅱ類儲層為有效儲層，Ⅲ類儲層基本為無效儲層

1.4 流體性質特征

本次研究共篩選15個地層水樣品，24個原油分析樣品。地層水礦化度縱向隨深度增加而變大，平面上相同砂組，斷階內(nèi)地層水礦化相對低，原油密度、粘度相對高。通過液體礦化度與電阻率轉化對應關系來看，本區(qū)地層水礦化度稍有變化，對應電阻率變化明顯。

2 泥漿侵入對雙側向測井響應的影響規(guī)律研究及校正

該區(qū)泥漿類型多樣，7口重點探井使用了礦化度高達100000mg/L的硅酸鹽泥漿。同時，新鉆評價井、開發(fā)井均使用了普通水基泥漿。泥漿侵入對測井資料產(chǎn)生影響體現(xiàn)在三方面：①不同類型泥漿的完鉆井，油層測量電阻率對比性很差。統(tǒng)計4口鹽水泥漿鉆井10個油層，電阻率10～30Ω·m，峰值為15～25Ω·m；統(tǒng)計6口淡水泥漿鉆井15個油層，電阻率20～60Ω·m，峰值為30～50Ω·m 。②泥漿侵入縮小了油、水層的電性差距，影響流體識別。③泥漿侵入使測量電阻率下降幅度較大，完井測量的儲層電阻率遠小于地層真實電阻率。

在大量正演基礎上，搞清了不同類型泥漿侵入不同物性、含油飽和度地層，電阻率的變化情況，分泥漿類型，考慮到浸泡時間、物性、儲層的原始含油飽和度等因素，建立泥漿侵入校正系數(shù)。根據(jù)校正系數(shù)以Carbon軟件為平臺，編制程序，實現(xiàn)求取地層真實電阻率的自動化。對校正結果與陣列測井、及時測井等資料進行對比，表明校正的結果可靠可用。

3 巖性識別研究

不同巖性的儲層孔隙結構差異在測井電性上有不同的響應，表現(xiàn)為相近孔隙度和含油飽和度的儲層電阻率有一定的差異。巖電實驗表明，含水率100%的巖樣電阻率，除受物性影響之外，還隨巖性顆粒變細而降低。由于鹽水泥漿井較少，本次主要針對淡水泥漿條件進行了細分巖性的識別圖版。

在標準化和泥漿侵入校正基礎上，統(tǒng)計了巖性與電性的變化規(guī)律，由于三孔隙度曲線受孔隙大小影響，在巖性識別過程中引入一種與孔隙度無關而只和巖性有關的參數(shù)M、N；PE是光電吸收指數(shù)，表示單位體積介質與光子發(fā)生光電效應的幾率?？梢钥闯?，隨著巖性由粗變細，自然伽馬增大、電阻率增大、光電吸收指數(shù)PE減小、同時M、N值減小，M、N曲線充填面積減小

為了能實現(xiàn)巖性剖面連續(xù)性處理，利用判別分析方法建立每種巖性與伽馬、PE、M、N參數(shù)的關系函數(shù)，編制程序，實現(xiàn)巖性自動化識別。

用該方法識別重點井25口，47層與巖心巖性對比，符合37層，不符合10層，符合率81.2%。利用上述方法對研究區(qū)近100口井進行了巖性識別，結合沉積特征，總結巖性平面分布特征：斷階內(nèi)主要分布砂礫巖、粗、中砂巖等粗粒巖性，斷階外儲層以中-粉砂巖等細粒巖性為主。

前述泥漿侵入影響分析研究表明：淡水和鹽水泥漿對油、氣、水層的電測井（雙側向測井）響應影響各異，差別很大，直接影響油氣層識別。未分泥漿性能條件下，淡水、鹽水泥漿測量條件下的油水層混雜，識別困難，因此必須分泥漿類型建立識別圖版，鉆井泥漿為鹽水泥漿時，由于侵入嚴重，削弱了巖性和地層水對電性的影響，因此全區(qū)鹽水泥漿建立一個有效厚度電性標準。

結合前述巖性識別成果，平面巖性分布特征表現(xiàn)為：斷階內(nèi)儲層以粗粒巖性為主、斷階外儲層以細粒巖性為主，這是斷階內(nèi)、外油水電性特征存在差異的主要原因，另外，斷階內(nèi)油層埋深較淺，由于含油飽和度較高試采以純油為主，含水率較低，礦化度為3890mg/L小于斷階外5000～6000mg/L，這是斷階內(nèi)、外油水電性特征存在差異的另一原因，對研究區(qū)內(nèi)17個地層水礦化度化驗資料分析表明：Ⅰ、Ⅱ砂組分布在3500mg/L左右，Ⅲ、Ⅳ砂組地層水礦化度分布在5000～7000mg/L之間，這是Ⅰ、Ⅱ砂組和Ⅲ、Ⅳ砂組油水電性特征存在差異的主要原因。

鉆井泥漿為淡水泥漿時，考慮巖性、地層水礦化度等因素影響，在平面分斷階內(nèi)和斷階外基礎上，縱向上分Ⅰ、Ⅱ砂組和Ⅲ、Ⅳ砂組確定四個有效厚度電性標準。

4 有效厚度下限標準研究

4.1 油層巖性、含油性標準

試油、試采資料表明，取心井油跡級、巖性為粉砂巖可獲得可動油流，因此確定含油性標準為油跡級、巖性標準為粉砂巖為油層。

4.2 油層物性標準

通過對取得的物性分析資料研究表明，莫里青地區(qū)孔隙度與滲透率關系較好，泥質含量、碳酸鹽含量相對較低且變化不大，同時Ⅰ、Ⅱ砂組與Ⅲ、Ⅳ砂組油層物性存在一定的差異。Ⅰ、Ⅱ砂組油層物性較好，因此，油層的物性標準分Ⅰ、Ⅱ砂組與Ⅲ、Ⅳ砂組兩種類型，采用以下四種方法確定：

（1）試油法：充分利用巖心及試油、試采資料，建立孔隙度、滲透率與試油、試采成果關系圖。確定該區(qū)Ⅰ、Ⅱ砂組油層孔隙度下限為8.9%，滲透率下限為0.18mD；Ⅲ、Ⅳ砂組儲層孔隙度下限為9.0%，滲透率下限為0.14mD。

（2）最小流動孔隙喉道半徑法：根據(jù)取心資料分析，應用壓汞資料，對其進行J函數(shù)處理，分別求得Ⅰ、Ⅱ砂組和Ⅲ、Ⅳ砂組油層平均毛管壓力曲線，采用沃爾公式法確定Ⅰ、Ⅱ砂組油層的最小流動喉道半徑0.18um，Ⅲ、Ⅳ砂組0.11 um，根據(jù)吼道半徑與滲透率的關系確定Ⅰ、Ⅱ砂組油層的滲透率下限0.2mD；Ⅲ、Ⅳ砂組0.1mD。

（3）經(jīng)驗統(tǒng)計法：利用該區(qū)常規(guī)物性分析樣品，按Ⅰ、Ⅱ砂組和Ⅲ、Ⅳ砂組分別作儲層孔隙度累積能力丟失曲線和滲透率累積能力丟失曲線?？紫抖葍τ湍芰ΑB透率產(chǎn)油能力公式為：

QΦi = ΦiHi/∑ΦiHi QKi = KiHi/∑KiHi

式中: QΦi—孔隙度儲油能力，%； QKi —滲透率產(chǎn)油能力，%；

Φi —樣品孔隙度，%；Ki —樣品滲透率，mD；Hi —樣品長度，m。

（4）含油產(chǎn)狀法：根據(jù)取心資料分析，建立含油產(chǎn)狀與孔隙度、滲透率關系圖，試油資料證實取心油跡級油氣顯示可獲得工業(yè)油流，因此根據(jù)含油產(chǎn)狀制定物性下限。Ⅰ、Ⅱ砂組儲層孔隙度下限為8.5%，滲透率下限為0.15mD；Ⅲ、Ⅳ砂組儲層孔隙度下限為8.0%，滲透率下限為0.12mD。

依據(jù)上述四種方法綜合對比分析，主要以試油法作為油層物性下限選用值，確定本區(qū)Ⅰ、Ⅱ砂組油層孔隙度下限為9.0%，滲透率下限為0.20mD；Ⅲ、Ⅳ砂組油層孔隙度下限為8.0%，滲透率下限為0.1mD（見表1）。

表1 有效厚度物性下限取值一覽表

5 油層電性標準

在對研究區(qū)鉆井開展油水層電性特征研究基礎上，平面上斷階內(nèi)和斷階外油水特征存在差異，縱向上Ⅰ、Ⅱ砂組和Ⅲ、Ⅳ砂組油水層特征也存在不同，同時，淡水泥漿和鹽水泥漿對油水層的電性影響差異較大，所以本次研究中，建立鹽水泥漿油水標準一個，淡水泥漿條件下，分斷階內(nèi)外，分砂組建立四個標準，共建立五套電性標準：

（1）鉆井泥漿為淡水泥漿時，Ⅰ、Ⅱ砂組斷階內(nèi)油層的有效厚度電性標準為：

Δt≥230μs/m；Rlld ≥34Ω·m；So≥35.0%；

（2）鉆井泥漿為淡水泥漿時，Ⅰ、Ⅱ砂組斷階外油層的有效厚度電性標準為：

Δt≥233μs/m；Rlld ≥24Ω·m；SO≥38.0%；

（3）鉆井泥漿為淡水泥漿時，Ⅲ、Ⅳ砂組斷階內(nèi)油層的有效厚度電性標準為：

Δt≥235μs/m；Rlld ≥46Ω·m；SO≥38.0%；

（4）鉆井泥漿為淡水泥漿時，Ⅲ、Ⅳ砂組斷階外油層的有效厚度電性標準為：

Δt≥225μs/m；Rlld ≥16Ω·m；SO≥38.0%。

6 結論與認識

（1）通過開展油水層識別技術，對油水界面進行精細刻畫，能夠對該區(qū)的多套油水系統(tǒng)進行重新認識，刻畫油藏剖面，優(yōu)化井位部署及井深設計；

（2）對于本區(qū)東部的斷點認識更加清楚，有效刻畫斷層，確定該區(qū)的控藏邊界，實現(xiàn)老區(qū)的有效擴邊；

（3）有利于單井有效厚度的精細刻畫，為精確計算儲量提供依據(jù)。

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