伊拉克Ahdeb油田稠油層測井識別及分布特征研究新方法

陳明江, 黃婷婷, 顏其彬, 汪娟, 靳松, 王海峰, 韓翀

(1.西南石油大學(xué), 四川 成都 610500; 2.中國石油川慶鉆探工程公司地質(zhì)勘探開發(fā)研究院, 四川 成都 610051; 3.綠洲石油公司, 北京 102200)

0 引 言

加拿大和委內(nèi)瑞拉擁有世界上儲量最多的稠油和瀝青資源[1-2],中東地區(qū)的伊拉克南部、科威特、卡塔爾、沙特阿拉伯的碳酸鹽巖油藏中也都發(fā)現(xiàn)了稠油層[3-5]。由于稠油流動性差,常常形成低滲透隔層[4,6],明確其在油藏中的空間分布特征對于開發(fā)井網(wǎng)部署,降低鉆井風(fēng)險,提高油田采收率具有十分重要的意義。

稠油層的識別和分布特征研究主要依賴于巖心觀察、巖心實驗、地化分析和測井響應(yīng)特征[7]。基于巖心的方法相對直觀和準(zhǔn)確,但費用高,耗時長,且受取心井的限制;基于測井資料的稠油層識別成為許多學(xué)者的研究重點。利用不同探測深度的電阻率曲線的差異特征[7-9]、自然電位曲線的偏移[6,8]、自然伽馬能譜曲線[8,10-11]、生產(chǎn)測井[8]、隨鉆測井[12]等資料能定性識別可能的稠油分布層位,但受鉆井液性質(zhì)、儲層物性等多種因素的影響,且無法提供稠油在三維空間的分布特征。核磁共振測井資料(NMR)被大量應(yīng)用于稠油層的識別[13-18],可計算油的黏度,但其探測深度淺,且受黏土礦物和微孔束縛水的影響;另一方面,核磁共振測井費用較高,只有極少數(shù)重點井才進(jìn)行測量,因此限制了其廣泛的應(yīng)用。國內(nèi)外有關(guān)稠油分布特征的研究大多是基于巖心和測井的定性描述,而本文所提出的方法能夠利用常規(guī)測井資料定量計算稠油含量指數(shù),并在三維空間精細(xì)展示稠油相對含量的變化特征。

1 油田簡況及開發(fā)問題

Ahdeb油田位于伊拉克中部美索不達(dá)米亞盆地內(nèi),處于勘探程度較低的開發(fā)區(qū)域[19]。構(gòu)造呈NW-SE走向,發(fā)育3個構(gòu)造高點,從東向西分別為AD1、AD2和AD4區(qū),地層平緩,傾角小于2°,為低幅度構(gòu)造。自下而上發(fā)育白堊系4套碳酸鹽巖油藏,分別為Mauddud、Rumaila、Mishrif和Khasib,其中Khasib油藏含油面積最大,為該油田主要的開發(fā)層系[20-21]。Khasib組自上而下劃分為Kh1～Kh4段,其中Kh2段為主要油氣富集層[22],該段細(xì)分為Kh2-1、Kh2-2、Kh2-3,、Kh2-4、Kh2-5共5個小層,其巖性為較純的灰?guī)r,泥質(zhì)含量極低(見圖1)。

圖1 油田地層特征

Khasib油藏自2011年開始采用水平井直線排井網(wǎng)投入開發(fā),隨著開發(fā)程度的不斷提高,所面臨的問題也逐漸增多,部分水平井投產(chǎn)失敗或產(chǎn)量較低的現(xiàn)象十分突出。生產(chǎn)動態(tài)資料、測壓數(shù)據(jù)及取心資料均已表明該油田存在高黏度的稠油,而這些問題井基本都鉆遇了稠油油層。實驗結(jié)果表明,在40 ℃時稠油黏度達(dá)到了21 545 cP*非法定計量單位,1 cP=1 mPa·s,下同,即使是在地層溫度下(80 ℃)其黏度也達(dá)到2 000 cP左右。此外,油田現(xiàn)有7口井在Kh2段進(jìn)行了完整的取心,其中AD1區(qū)4口,AD2區(qū)1口,AD4區(qū)2口,井位分布覆蓋了構(gòu)造高部位和構(gòu)造邊部。巖心觀察結(jié)果表明,稠油主要分布在AD1區(qū)的Kh2-3和Kh2-4小層,巖心上明顯可見黑色的稠油不均勻地分布于溶洞和基質(zhì)孔隙中,而含輕質(zhì)油部分顏色相對較淺,呈淺褐色。

2 稠油層的測井響應(yīng)機(jī)理及識別

2.1 稠油的基本性質(zhì)

由美國、加拿大等5個國家組成的世界石油代表大會(WPC)根據(jù)原油的API重度將原油劃分成輕質(zhì)油、中質(zhì)油、稠油和極稠油[23],石油工程師協(xié)會(SPE)也采用了相同的分類標(biāo)準(zhǔn)[24]。輕質(zhì)油是指黏度小于100 cP,API重度大于22°的原油,主要由烷烴組成;稠油是指在儲層條件下很難流動的黏度較高的原油,黏度范圍很大,可以從100 cP變化至50 000 cP,甚至更高。稠油具有較高密度和黏度是由于它含有較多的瀝青質(zhì)和膠質(zhì)這類高分子化合物[25],且含有較多的硫、氮、氧化合物以及重金屬等,這些高分子化合物碳原子相對較多而氫原子相對較少。根據(jù)稠油流動性差,含氫量相對較低的特點,可以利用不同探測深度的電阻率曲線以及中子孔隙度、密度和核磁共振測井資料識別稠油層。本文所描述的稠油并不是指嚴(yán)格按照黏度和API重度劃分的稠油,而是指在儲層條件下流動性差,常規(guī)生產(chǎn)方法很難開采,測井響應(yīng)與流動性好、容易開采的輕質(zhì)油有明顯差異的所有原油。

圖2 淡水泥漿鉆井條件下井筒附近流體分布及電阻率剖面簡化模型

2.2 稠油層電阻率響應(yīng)特征

在鉆井過程中,泥漿濾液對滲透層的侵入會在井壁附近形成沖洗帶和過渡帶[26]。泥漿濾液一方面在一定程度上影響了測井信息的準(zhǔn)確性,但另一方面也提供了地層流體性質(zhì)及流動性的相關(guān)信息[27]。測井利用不同探測深度的電阻率曲線的差異特征判別油層和水層。在淡水泥漿鉆井條件下,泥漿濾液礦化度低于地層水礦化度(Rmf>Rw),通常在輕質(zhì)油層形成低侵剖面,而在水層形成高侵剖面。可用如圖2所示的簡化剖面模型闡述在輕質(zhì)油層、稠油層和水層井筒附近流體的分布狀態(tài)和電阻率剖面特征,但值得注意的是實際地層中的流體分布狀態(tài)和電阻率剖面是漸變的而不是模型所示的階梯狀。

圖3 AD1-4井稠油層、輕質(zhì)油層和水層測井響應(yīng)特征*非法定計量單位,1 in=25.4 mm; 1 mD=0.987×10-3 μm2,下同

輕質(zhì)油層[見圖2(a)]:輕質(zhì)油的流動性好,泥漿濾液可驅(qū)替沖洗帶內(nèi)大部分的輕質(zhì)油和部分地層水,造成沖洗帶的含水飽和度Sxo高于原狀地層的含水飽和度Sw,因此沖洗帶電阻率Rxo小于原狀地層電阻率Rt,電阻率剖面見圖2。

稠油層[見圖2(b)]:稠油的流動性差,泥漿濾液無法驅(qū)替稠油,但可驅(qū)替部分地層水或通過離子交換的方式改變沖洗帶附近的地層水礦化度,此時盡管沖洗帶的含水飽和度Sxo與原狀地層的含水飽和度Sw相等,但沖洗帶泥漿濾液和地層水的混合液電阻率Rmix高于地層水電阻率Rw,因此沖洗帶電阻率Rxo高于原狀地層電阻率Rt。

水層[見圖2(c)]:對于純水層,沖洗帶的含水飽和度Sxo與原狀地層的含水飽和度Sw相等,但沖洗帶混合液的電阻率Rmix高于地層水電阻率Rw,因此沖洗帶電阻率Rxo高于原狀地層電阻率Rt。

根據(jù)上述模型的分析,可以利用不同探測深度的電阻率曲線的差異特征識別稠油層。研究區(qū)電阻率測井系列采用的是雙感應(yīng)+微球聚焦組合,深感應(yīng)RILD探測深度接近2 m,可近似當(dāng)作原狀地層電阻率Rt;中感應(yīng)RILM探測深度0.8 m左右,主要反映過渡帶電阻率;微球聚焦率RMSFL探測深度0.1 m左右,主要反映的是沖洗帶電阻率Rxo。如圖3中第2道所示,在上部綠色方框所示的輕質(zhì)油層,不同探測深度的電阻率曲線呈明顯的正差異特征,即RILD>RILM>RMSFL,中部紅色方框所示的含稠油層則呈明顯負(fù)差異特征,即RILDRILD),此時僅根據(jù)電阻率曲線的差異特征就無法區(qū)分輕質(zhì)油和稠油層,必須結(jié)合中子孔隙度、密度和核磁共振測井資料進(jìn)行綜合判別。

2.3 稠油層中子孔隙度、密度和核磁共振測井響應(yīng)特征

流體的含氫指數(shù)是指流體的含氫量和相同體積純水的含氫量的比值。純水的含氫指數(shù)為1,輕質(zhì)油的含氫指數(shù)非常接近于1,稠油的含氫指數(shù)通常低于輕質(zhì)油和水,但不同成因的稠油含氫量有一定變化[13,16]。補償中子測井測量的是地層的含氫指數(shù),其探測深度大于密度測井,主要反映了沖洗帶和過渡帶地層的含氫指數(shù)。根據(jù)圖2所示的模型,在稠油層,中子測井探測范圍內(nèi)的孔隙流體主要為含氫指數(shù)相對較低的稠油,而對于輕質(zhì)油層和水層,其探測范圍內(nèi)的孔隙流體主要為泥漿濾液和地層水,因此,在儲層物性相近的條件下,稠油層的中子孔隙度會略低于輕質(zhì)油層和水層。

圖4 AD1-5井稠油層、輕質(zhì)油層和水層測井響應(yīng)特征

原油的密度變化范圍較大,在相同溫壓下,通常隨著黏度的增大而相應(yīng)增大,但大部分稠油的密度通常都小于1.1 g/cm3。研究區(qū)大量原油樣品的實驗分析結(jié)果表明,在80 ℃時黏度高于100 cP*非法定計量單位,1 cP=1 mPa·s,下同的樣品,密度變化范圍在0.97～1.09 g/cm3之間,仍然小于該區(qū)地層水密度1.13 g/cm3。密度測井測量的是地層體積密度,但其探測深度淺,通常只能探測井壁附近的沖洗帶。根據(jù)圖2所示的模型可知,在輕質(zhì)油層,沖洗帶內(nèi)的流體主要為地層水和泥漿濾液的混合流體及少量殘余油,而稠油層沖洗帶內(nèi)的流體主要為稠油及少量混合流體,由于稠油的密度小于地層水的密度,因此在儲層物性相近的條件下,稠油層的密度測井值會略低于輕質(zhì)油層。

由上述分析可知,中子孔隙度和密度曲線在輕質(zhì)油層和稠油層存在一些細(xì)微的差異,當(dāng)把2條曲線按照合適的刻度進(jìn)行重疊時,可進(jìn)一步突顯這種細(xì)微的差異特征。在輕質(zhì)油層和水層,中子孔隙度曲線和密度曲線基本重合,而在稠油層則出現(xiàn)明顯的分離。中子孔隙度和密度曲線的這種分離特征也常常用于判斷氣層,因為天然氣的含氫指數(shù)遠(yuǎn)低于油和水。在圖3和圖4中的第3道,中子孔隙度曲線NPHI和密度曲線RHOB在上部的輕質(zhì)油層和下部的水層基本重合,而在中部的含稠油層則出現(xiàn)明顯的分離(綠色填充區(qū)域),這種分離幅度的大小則隨著稠油含量的增加而增加。

核磁共振測井主要反映地層流體的含氫量而不受骨架礦物的影響,根據(jù)其測量結(jié)果得到的T2譜可計算地層的孔隙度,還可根據(jù)儲層流體核磁共振特性的差異來區(qū)分烴的類型[28]。原油的T2是一個分布范圍而不是一個固定的值,其值隨著其黏度的增加而減小,當(dāng)黏度超過1 000 cP之后,核磁共振信號衰減很快,甚至低于儀器的測量范圍,因此稠油層的核磁共振孔隙度會低于地層總孔隙度。如圖4中的第6道所示,紅色方框所示的含稠油層段核磁共振孔隙度PHIT_NMR明顯低于中子—密度交會孔隙度PHIT(褐色填充區(qū)域),而在上部的輕質(zhì)油層和下部的水層段,2條孔隙度曲線則基本重合。此外,稠油通常由較多成分的烴類組成,T2譜的分布也變得更寬,隨著稠油黏度和含量的增加,T2譜向T2值減小的方向移動,低值區(qū)組分將會明顯增加,如圖4中的第10道所示。稠油的T1弛豫時間很短,而黏度極小的輕質(zhì)油的T1很長,利用雙Tw測井模式得到的T2譜做差譜分析(DSM)可將稠油和黏度極小的輕質(zhì)油區(qū)分開。圖4中第11道為差譜分析結(jié)果,可明顯看出上部輕質(zhì)油層差譜信號較強(qiáng),而中部紅色方框所示的含稠油層段差譜信號十分微弱。不僅如此,稠油的擴(kuò)散系數(shù)要比水和輕質(zhì)油都小得多,利用雙TE測井模式得到的T2譜做差譜分析也可將稠油和水以及輕質(zhì)油區(qū)分開。如圖4中的第12道所示,中部含稠油層段的差譜信號明顯比上部輕質(zhì)油段及下部水層段微弱得多?？傊?利用核磁共振測井得到的豐富信息可定性識別稠油層,但在應(yīng)用時仍需結(jié)合常規(guī)測井資料及地質(zhì)資料來排除黏土礦物及孔隙結(jié)構(gòu)變化的影響。

3 稠油含量指數(shù)計算

根據(jù)上述測井響應(yīng)特征可定性識別稠油層,但本文的另一主要目的是計算稠油含量指數(shù)。將原狀地層電阻率RILD和沖洗帶電阻率RMSFL分別代入阿爾奇式(1)和式(2),可計算原狀地層和沖洗帶的含水飽和度,再用式(3)、式(4)計算沖洗帶內(nèi)殘余油和可動油的體積含量。

(1)

(2)

VBVRO=(1-Sxo)φ

(3)

VBVMO=(Sxo-Sw)φ

(4)

式中,Sw、Sxo分別為原狀地層和沖洗帶的含水飽和度(V/V);φ為地層孔隙度(V/V);VBVRO,VBVMO分別為沖洗帶殘余油和可動油體積含量(V/V);Rw、Rmix分別為地層水電阻率和沖洗帶混合液電阻率,Ω·m,其中Rmix可選擇純水層用式(2)進(jìn)行反演計算得到;RILD、RMSFL分別為深感應(yīng)電阻率和微球聚焦電阻率,Ω·m;a、m、n分別為阿爾奇公式中的巖性系數(shù)、膠結(jié)指數(shù)和飽和度指數(shù)。

如圖3中的第6道和圖4中的第7道所示,褐色區(qū)域為殘余油體積,綠色區(qū)域為可動油體積,但這部分殘余油并不完全是稠油,其中可能包含了部分殘留在小孔喉里的輕質(zhì)油,因此必須進(jìn)一步結(jié)合中子孔隙度和密度曲線的分離幅度來計算殘余油中稠油的相對含量。

根據(jù)地層的巖性特征選取合適的刻度,確保中子孔隙度曲線NPHI和密度曲線RHOB在純水層段基本重合,那么在含稠油層段,2條曲線會出現(xiàn)明顯的分離。通過與巖心資料及核磁共振測井的對比分析,發(fā)現(xiàn)這種分離幅度的大小在某種意義上反映了稠油相對含量的大小。為此,定義無量綱的差異指數(shù)Diff為NPHI和RHOB之間分離幅度。由于RHOB與NPHI具有不同的量綱,無法直接計算其差異的大小,因此必須利用式(5)和式(6)對其進(jìn)行歸一化處理,然后利用式(7)計算差異指數(shù)Diff,式中max的意思是取兩者的最大值。

(5)

(6)

Diff=max(0,NPHInorm-RHOBnorm)

(7)

式中,RHOB、RHOBmax、RHOBmin分別為密度測井值、最大值和最小值(g/cm3),最大值和最小值分別取2.96和1.94;NPHI、NPHImax、NPHImin為中子孔隙度測井值、最大值和最小值(V/V),最大值和最小值分別取0.45和-0.15;RHOBnorm、NPHInorm分別為歸一化的密度和中子孔隙度值。

在無法獲得可靠的實驗分析數(shù)據(jù)的條件下,如何將該差異指數(shù)轉(zhuǎn)換為稠油含量系數(shù)成為問題的關(guān)鍵。然而,對于油藏開發(fā)而言,稠油的絕對含量并非最核心的問題,其核心問題是稠油的相對含量、分布范圍及其對生產(chǎn)的影響。統(tǒng)計結(jié)果表明,研究區(qū)所有井的差異指數(shù)Diff分布在0～0.15之間,且生產(chǎn)動態(tài)資料表明,所有Diff值接近0.15的井都無法投產(chǎn),說明殘余油中幾乎全部都是稠油。再進(jìn)一步結(jié)合巖心上黑色稠油和淺褐色輕質(zhì)油的分布特征,最終確定轉(zhuǎn)換系數(shù)為0.15,用式(8)計算殘余油中稠油的相對含量,再用式(9)計算輕質(zhì)油相對含量。結(jié)果如圖3中的第7道和圖4中的第8道所示,黑色區(qū)域為稠油體積含量,綠色區(qū)域為輕質(zhì)油體積含量。從圖中可明顯看出,黑色的稠油主要分布在Kh2-3和Kh2-4的上部,Kh2-1和Kh2-2雖然也有少量稠油,但含量極低,該分布特征與巖心觀察結(jié)果一致。最后,可用式(10)計算稠油含量指數(shù)以便更直觀的展示稠油和輕質(zhì)油相對含量的變化,如圖3中的第8道和圖4中的第9道所示。

(8)

(9)

(10)

式中,VBVLO和VBVHO分別為輕質(zhì)油和稠油體積含量(V/V);IHO為稠油含量指數(shù)。

4 稠油分布特征及其與水平井產(chǎn)能的關(guān)系

4.1 稠油的分布特征

將單井稠油含量指數(shù)曲線輸入Petrel地質(zhì)建模工區(qū),采用確定性建模技術(shù),可清楚地展示稠油在三維空間的分布特征。通過對研究區(qū)148口水平井的井軌跡和生產(chǎn)特征的綜合分析,發(fā)現(xiàn)井軌跡穿過稠油含量指數(shù)高于0.2的區(qū)域的水平井都表現(xiàn)出明顯的異常,或投產(chǎn)初期產(chǎn)量極低,且很快衰減,或根本無法投產(chǎn)。圖5展示了1條貫穿AD1、AD2和AD4區(qū)的NW—SE走向剖面,黃色區(qū)域指示稠油含量指數(shù)小于0.2,深灰色區(qū)域指示稠油含量指數(shù)高于0.2,且指數(shù)越高顏色越深。從圖5可以明顯看出,稠油主要分布在AD1區(qū)的東南部,且構(gòu)造高部位含量相對較高,邊部含量逐漸降低;從稠油分布層位來看,Kh2-1～Kh2-4均有分布,但主要集中分布在Kh2-3和Kh2-4的上部,且Kh2-3和Kh2-4也表現(xiàn)為東南部含量高,西北部含量低的特點。

稠油的這種分布特征與油藏的構(gòu)造演化和原油的運移特征密切相關(guān)。前期研究成果表明,Khasib油藏具有2期原油充注[20],第1期發(fā)生于晚白堊世——新近紀(jì),低成熟源巖排出的重質(zhì)油沿著AD1區(qū)與AD2區(qū)之間的走滑斷層進(jìn)入Khasib儲層,之后發(fā)生橫向運移,主要運移目標(biāo)為構(gòu)造相對較高的AD1區(qū);第2期為新近紀(jì)晚中新世后,扎格羅斯造山運動使地層埋深增加,進(jìn)入高成熟期的烴源巖排出的高成熟輕質(zhì)原油運移至油藏,并對第1期的重質(zhì)原油進(jìn)行了一定程度的溶解和驅(qū)替,從而形成稠油現(xiàn)今的分布特征。

4.2 稠油分布與水平井產(chǎn)能關(guān)系

圖6展示的是AD1區(qū)一個平行于××井組的橫剖面,從井軌跡的分布層位來看,除了7H井水平段在Kh2-4上部之外,其余各井的水平段均在Kh2-3層。各井的生產(chǎn)特征差異明顯,1H井水平段都在稠油指數(shù)小于0.2的黃色區(qū)域,因此該井投產(chǎn)效果較好,初期日產(chǎn)油達(dá)到了1 500桶,穩(wěn)產(chǎn)1年之后轉(zhuǎn)為注水井;2H井水平段部分井段在稠油指數(shù)大于0.2的淺灰色區(qū)域,部分井段在黃色區(qū)域,該井投產(chǎn)初期日產(chǎn)油近1 000桶,但衰減較快,投產(chǎn)半年左右便轉(zhuǎn)為注水井;3H井基本都在深灰色區(qū)域,因此投產(chǎn)不足2月即停產(chǎn);4H、5H、6H、7H井水平段全部都在稠油含量指數(shù)較高的深灰色區(qū)域,全部無法投產(chǎn)。上述各井的生產(chǎn)特征與該剖面稠油的分布特征完全吻合。此外,其他多個井組的生產(chǎn)特征也印證了稠油空間展布刻畫的可靠性。

圖5 Khasib油藏沿構(gòu)造長軸方向稠油分布特征剖面

圖6 Khasib油藏過××井組稠油分布特征剖面

5 結(jié) 論

(1) 稠油含有較多的瀝青質(zhì)和膠質(zhì)這類高分子化合物,使得其在儲層條件下很難流動,常規(guī)生產(chǎn)方法難以開采,明確其在油藏中的空間分布特征對于開發(fā)井網(wǎng)部署、井軌跡優(yōu)化、降低鉆井風(fēng)險、提高油田采收率具有十分重要的意義。

(2) 利用測井資料識別稠油層是一種經(jīng)濟(jì)有效的方法。淡水泥漿鉆井條件下,輕質(zhì)油層的電阻率曲線通常呈明顯的正差異特征,中子孔隙度與密度曲線基本重合,核磁共振孔隙度與地層總孔隙度接近;稠油層的電阻率曲線則表現(xiàn)為負(fù)差異特征,中子與密度曲線出現(xiàn)明顯分離,核磁共振孔隙度小于地層總孔隙度,且T2譜明顯變寬,向T2值減小的方向移動。

(3) 利用阿爾奇公式計算沖洗帶殘余油飽和度結(jié)合中子孔隙度與密度曲線的分離幅度,可定量計算稠油含量指數(shù),并將其應(yīng)用于三維地質(zhì)模型中,直觀地展示了稠油在Khasib油藏的空間分布特征。

(4) Ahdeb油田Khasib油藏的稠油橫向上主要分布在AD1區(qū)東南部構(gòu)造高部位,縱向上主要分布在Kh2-3和Kh2-4上部,其他各層位含量較少。該分布特征與油藏的構(gòu)造演化和原油的兩期充注結(jié)果密切相關(guān),并與水平井生產(chǎn)特征和巖心觀察結(jié)果一致。通過對該分布特征的空間刻畫為后期水平井井位部署及井軌跡優(yōu)化調(diào)整提供了參考依據(jù)。

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