XX地區(qū)長(zhǎng)8中高電阻率儲(chǔ)層出水原因分析

席輝,張海濤,林偉川,張蕾,肖飛,吳有彬,郭浩鵬

(1.中國(guó)石油集團(tuán)測(cè)井有限公司, 陜西 西安 710077;2.長(zhǎng)慶油田勘探開(kāi)發(fā)研究院, 陜西 西安 710018)

0 引 言

研究區(qū)位于鄂爾多斯盆地南部,已發(fā)現(xiàn)了多個(gè)長(zhǎng)8儲(chǔ)層含油有利區(qū),具有較大的勘探開(kāi)發(fā)潛力。長(zhǎng)8期為水下分流河道砂體,受水動(dòng)力條件影響發(fā)育單期厚層、多期塊狀、多期薄層砂體,測(cè)井曲線表現(xiàn)為齒狀箱形或鐘形狀。與西峰、鎮(zhèn)北油田長(zhǎng)8儲(chǔ)層具有相似的物性、電性特征,但在測(cè)井解釋過(guò)程中,發(fā)現(xiàn)部分層解釋結(jié)果與試油結(jié)果相矛盾,儲(chǔ)層電性與油層相當(dāng),甚至好于油層,測(cè)井識(shí)別為油層,試油證實(shí)儲(chǔ)層出水,油水層電阻率差異小,流體性質(zhì)識(shí)別困難,測(cè)井解釋符合率極低,嚴(yán)重影響石油勘探和開(kāi)發(fā)。因此,亟需開(kāi)展長(zhǎng)8儲(chǔ)層中高電阻率出水層原因分析及流體性質(zhì)判識(shí)方法研究,建立流體性質(zhì)判識(shí)圖版及標(biāo)準(zhǔn),提高測(cè)井解釋準(zhǔn)確度,為低滲透復(fù)雜油藏的勘探開(kāi)發(fā)提供測(cè)井技術(shù)支持。本文利用地質(zhì)、測(cè)井、分析化驗(yàn)和試油等資料,從儲(chǔ)層巖心、物性、地層水、原油性質(zhì)和潤(rùn)濕性等5個(gè)方面開(kāi)展了該區(qū)長(zhǎng)8中高電阻率儲(chǔ)層出水原因分析。形成了基于常規(guī)測(cè)井及核磁共振測(cè)井高電阻率儲(chǔ)層流體性質(zhì)判識(shí)技術(shù),提高了長(zhǎng)8儲(chǔ)層測(cè)井解釋符合率,在實(shí)際生產(chǎn)中應(yīng)用效果顯著。

1 長(zhǎng)8中高電阻率儲(chǔ)層出水原因分析

1.1 巖心觀察分析

巖心觀察分析表明,研究區(qū)寧××井1733.00～1740.80m井段巖性為灰褐色細(xì)砂巖,錄井顯示為油斑,熒光顏色暗黃色,滴水緩滲,電阻率為67.95Ω·m,對(duì)1734.0～1737.0m井段射孔,壓裂后日產(chǎn)油0t,日產(chǎn)水3.9m3,表現(xiàn)為高電阻率水層特征。鎮(zhèn)北地區(qū)木××井2702.47～2703.81m井段巖性為灰白色細(xì)砂巖,錄井顯示為油跡,熒光顏色黃白色,滴水緩滲,電阻率為10.19Ω·m,表現(xiàn)為正常水層特征。高電阻率水層巖心物性資料表現(xiàn)為低孔隙度、低滲透率和高含油飽和度,含油飽和度高主要是殘余油影響,造成儲(chǔ)層電阻率高。這是中高電阻率儲(chǔ)層壓裂改造后出水不出油的主要原因(見(jiàn)表1)。

1.2 巖性對(duì)比分析

對(duì)薄片分析資料統(tǒng)計(jì)表明,研究區(qū)長(zhǎng)8儲(chǔ)層填隙物含量為15.03%,其中碳酸鹽巖含量為5.67%;西峰地區(qū)長(zhǎng)8儲(chǔ)層填隙物含量為11.35%,其中碳酸鹽巖含量為3.97%(見(jiàn)圖1)。研究區(qū)長(zhǎng)8儲(chǔ)層碳酸鹽巖含量明顯高于西峰地區(qū),碳酸鹽巖是高電阻率礦物,以膠結(jié)物形式出現(xiàn),充填了部分孔隙,使整體巖性更加致密,含量增大導(dǎo)致電阻率增高。

對(duì)X衍射黏土礦物資料分析表明,研究區(qū)長(zhǎng)8高電阻率水層砂巖中的黏土礦物主要為伊利石、綠泥石、高嶺石和伊蒙混層,其中綠泥石含量平均為41.8%,伊利石+高嶺石含量平均為58.1%,高電阻率水層綠泥石含量高于常規(guī)水層、油層,伊利石+高嶺石含量低于常規(guī)水層、油層。巖石經(jīng)熒光薄片鑒定,顆粒表面綠泥石膜邊緣發(fā)褐色熒光,分析認(rèn)為是長(zhǎng)7烴源巖早期低成熟演化階段的產(chǎn)物瀝青,黏土礦物綠泥石吸附的瀝青導(dǎo)致巖石電阻率增高(見(jiàn)圖2)。因此,儲(chǔ)層碳酸鹽巖含量高及黏土礦物吸附瀝青是中高電阻率儲(chǔ)層壓裂改造后出水不出油的另外一個(gè)主要原因。

1.3 物性對(duì)比分析

研究區(qū)長(zhǎng)8儲(chǔ)層巖性主要以細(xì)-中粒巖屑長(zhǎng)石砂巖為主,含少量長(zhǎng)石巖屑砂巖及長(zhǎng)石砂巖。通過(guò)對(duì)長(zhǎng)8儲(chǔ)層28口中高電阻率出水井1 719個(gè)巖心樣品物性分析表明,長(zhǎng)8儲(chǔ)層巖心分析孔隙度分布主要集中在5%～9%之間,占總樣品的69.87%,平均孔隙度7.24%(見(jiàn)圖3);長(zhǎng)8儲(chǔ)層滲透率主要分布在小于0.2×10-3μm2和大于0.5×10-3μm2區(qū)間,占總樣品的85.74%,平均滲透率為0.3×10-3μm2(見(jiàn)圖4),總體上表現(xiàn)為低孔隙度、低滲透率特征,在低滲透率的背景上存在局部高滲透率區(qū)。西峰地區(qū)長(zhǎng)8巖心分析孔隙度分布范圍較大,主要分布在5%～11%之間,平均孔隙度為8.63%,滲透率分布具有與研究區(qū)相似特征,分布在小于0.2×10-3μm2和大于0.5×10-3μm2區(qū)間,占總樣品的74.73%,樣品點(diǎn)沒(méi)有研究區(qū)所占比例高,平均滲透率為1.35×10-3μm2。研究區(qū)與西峰地區(qū)長(zhǎng)8儲(chǔ)層物性相比,孔隙度、滲透率總體上要差。巖石孔隙度、滲透率越小,含地層水越少,孔隙連通性越差,巖石導(dǎo)電能力減弱,巖石電阻率增高。因此,物性差對(duì)研究區(qū)長(zhǎng)8中高電阻率儲(chǔ)層形成具有一定的貢獻(xiàn)。

圖1 長(zhǎng)8儲(chǔ)層填隙物含量對(duì)比分布直方圖

圖2 板××井1 933.28 m長(zhǎng)8儲(chǔ)層

1.4 原油性質(zhì)對(duì)比分析

圖3 研究區(qū)長(zhǎng)8儲(chǔ)層滲透率分布頻率圖

圖4 研究區(qū)長(zhǎng)8儲(chǔ)層孔隙度分布頻率圖

研究區(qū)長(zhǎng)8儲(chǔ)層原油密度為0.83 g/cm3,黏度為3.92 mPa·s,初餾點(diǎn)為64.00 ℃,凝固點(diǎn)為16.00 ℃;西峰地區(qū)長(zhǎng)8儲(chǔ)層原油密度為0.86 g/cm3,黏度為6.76 mPa·s,初餾點(diǎn)為73.50 ℃,凝固點(diǎn)為21.00 ℃,瀝青質(zhì)1.80%。研究區(qū)長(zhǎng)8儲(chǔ)層原油具有低比重、低黏度、低凝固點(diǎn)等特征。與西峰地區(qū)相比,原油性質(zhì)基本一致,其實(shí)原油本身不會(huì)造成電阻率升高。

1.5 地層水分析

研究區(qū)長(zhǎng)8儲(chǔ)層的地層水組分中陽(yáng)離子主要為K+,Na+,Ca2+,陰離子主要為Cl-,SO42-,HCO3-。根據(jù)蘇林地層水分類標(biāo)準(zhǔn)[1]及博雅爾斯基的CaCl2型地層水分類標(biāo)準(zhǔn)[2],對(duì)長(zhǎng)8儲(chǔ)層的地層水水型、Na+/Cl-離子濃度比分別進(jìn)行了統(tǒng)計(jì),Na+/Cl-分布在0.5～0.65之間,表明研究區(qū)長(zhǎng)8儲(chǔ)層水型主要以Ⅳ～Ⅴ型CaCl2水型為主。長(zhǎng)8儲(chǔ)層的地層水總礦化度變化范圍大,分布在15.63～45.75 g/L之間,平均為28.26 g/L,地層水礦化度低,巖石中溶液導(dǎo)電性減弱,巖石電阻率增高。與西峰地區(qū)相比,長(zhǎng)8儲(chǔ)層的地層水總礦化度差異不大(見(jiàn)表2)。因此,低礦化度對(duì)研究區(qū)長(zhǎng)8中高電阻率儲(chǔ)層形成具有一定的貢獻(xiàn)。

1.6 潤(rùn)濕性分析

潤(rùn)濕性控制流體在孔隙中的位置和分布,影響巖石電阻率。通過(guò)對(duì)研究區(qū)18口井19塊樣品潤(rùn)濕性試驗(yàn)資料分析表明,研究區(qū)長(zhǎng)8儲(chǔ)層潤(rùn)濕性非常復(fù)雜,具有強(qiáng)親油、親油、中性、弱親水及親水潤(rùn)濕特征。其中強(qiáng)親油-親油樣品數(shù)占總樣品數(shù)47.37%,中性樣品數(shù)占總樣品數(shù)15.79%,弱親水-親水樣品數(shù)占總樣品數(shù)36.84%。長(zhǎng)8儲(chǔ)層潤(rùn)濕性整體以強(qiáng)親油-親油為主,當(dāng)含水飽和度低時(shí),巖石中部分水被不導(dǎo)電的油圈閉起來(lái)或被分離成樹(shù)枝狀,使其對(duì)電的傳導(dǎo)沒(méi)有貢獻(xiàn)[3],巖石電阻率增高,并且強(qiáng)親油-親油巖石壓裂改造后水更容易排出。因此,潤(rùn)濕性對(duì)研究區(qū)長(zhǎng)8中高電阻率儲(chǔ)層形成具有一定的貢獻(xiàn)。

表2 長(zhǎng)8儲(chǔ)層地層水礦化度對(duì)比表

分析認(rèn)為,研究區(qū)長(zhǎng)8中高電阻率儲(chǔ)層出水原因主要是黏土礦物綠泥石吸附的瀝青,造成殘余油飽和度高,加之碳酸鹽巖含量高,因此,研究區(qū)長(zhǎng)8儲(chǔ)層顯示高電阻率。

2 長(zhǎng)8儲(chǔ)層流體性質(zhì)識(shí)別方法研究

2.1 常規(guī)測(cè)井交會(huì)圖版法

儲(chǔ)層圍巖電阻率只顯示本身巖石的導(dǎo)電性,而具有一定孔隙儲(chǔ)層的電阻率不僅反映本身巖石的導(dǎo)電性,更反映孔隙流體的導(dǎo)電性的強(qiáng)弱[4]。采用長(zhǎng)8儲(chǔ)層電阻率與鄰近圍巖電阻率比值來(lái)突現(xiàn)油的顯示特征,也消除不同儀器的測(cè)量誤差。圖5為電阻率比值與聲波時(shí)差的交會(huì)圖。從圖5中看出,當(dāng)電阻率比值大于或等于2.5,聲波時(shí)差大于216μs/m時(shí)為油層、油水同層;當(dāng)電阻率比值大于或者等于1.6,小于2.5,聲波時(shí)差大于216μs/m時(shí)為含油水層;電阻率比值小于1.6,聲波時(shí)差大于216μs/m時(shí)為水層;當(dāng)孔聲波時(shí)差小于或者等于216μs/m時(shí)為干層;該方法能有效識(shí)別油層(油水同層)、含油水層、水層和干層,具有良好的應(yīng)用效果。

圖5 電阻率比值與聲波時(shí)差交會(huì)圖

2.2 核磁共振測(cè)井定量判識(shí)法

通常輕烴的T1比較長(zhǎng),水的T1較短,因此對(duì)于孔隙水而言,較短的極化時(shí)間就能完全極化,而輕烴則需要較長(zhǎng)的極化時(shí)間。理論上講,長(zhǎng)、短等待時(shí)間T2譜分布相減,水的信號(hào)可以相互抵消,而油與氣的信號(hào)則余留在差譜之中,由此識(shí)別油氣。但是,實(shí)際上由于受到噪聲及大孔隙的影響,差分譜中會(huì)存在束縛水和可動(dòng)水的差分信號(hào),這種差譜的定性方法通常不可靠[5-9]。

假定地層含有烴、水兩相流體,根據(jù)T2幾何平均值定義,可以將其寫(xiě)成烴、水兩相信號(hào)分開(kāi)之和的平均,即

(1)

式中,m為T2譜分布的點(diǎn)數(shù);Pih為對(duì)應(yīng)于T2ih的烴測(cè)量信號(hào)分量,%;Piw為對(duì)應(yīng)于T2iw的水測(cè)量信號(hào)分量,%;T2LM為測(cè)量T2譜的幾何平均值,ms。

當(dāng)只考慮可動(dòng)流體的差分譜時(shí),設(shè)烴與水的差分信號(hào)分別為Δφh、Δφw,差分譜信號(hào)的幾何平均值為ΔT2LM,則式(1)簡(jiǎn)化為

(2)

式中,T2h、T2w分別為烴、水信號(hào)的T2幾何平均值,ms。差分譜總信號(hào)為Δφh+Δφw=Δφ,由式(2)進(jìn)一步可以推導(dǎo)出差分譜上的烴的信號(hào)量為

(3)

設(shè)烴的極化時(shí)間為T1h,長(zhǎng)、短極化時(shí)間分別為TwL、TwS。差分譜烴信號(hào)等于烴的長(zhǎng)、短極化時(shí)間的測(cè)量信號(hào)之差

(4)

式(4)經(jīng)含烴指數(shù)IH校正得到烴的孔隙度φh

(5)

由此得到了計(jì)算含烴飽和度Sh模型為

(6)

為方便進(jìn)行流體性質(zhì)識(shí)別,將可動(dòng)烴孔隙度與可動(dòng)水孔隙度的比值簡(jiǎn)稱為可動(dòng)油水比,即

(7)

式中,φMFFI為核磁共振可動(dòng)流體孔隙度,%。

采用反映儲(chǔ)層含油性參數(shù)核磁共振含油飽和度、可動(dòng)油水比,以及反映儲(chǔ)層物性參數(shù)可動(dòng)流體孔隙度、核磁共振總孔隙度建立了研究區(qū)油水層識(shí)別標(biāo)準(zhǔn)(見(jiàn)表3)。

表3 核磁共振測(cè)井流體性質(zhì)識(shí)別標(biāo)準(zhǔn)

圖6 寧××井核磁共振測(cè)井長(zhǎng)8儲(chǔ)層油水識(shí)別成果圖

3 應(yīng)用實(shí)例

寧××井1 730.50～1 732.90 m層段,錄井顯示為油斑,不均勻狀含油,滴水緩滲,電阻率為71.53 Ω·m,聲波時(shí)差為218.26 μs/m,電阻率與鄰近圍巖電阻率的比值為1.79,采用常規(guī)測(cè)井交會(huì)圖版法解釋為含油水層;核磁共振總孔隙度為9.04%,可動(dòng)流體孔隙度為5.14%,核磁共振含油飽和度為16.21%,可動(dòng)油水比為0.36,表明儲(chǔ)層物性中等、含油性較差,綜合解釋為含油水層。1 471.90～1 747.10 m層段,電阻率為62.52 Ω·m,聲波時(shí)差為217.77 μs/m,電阻率與鄰近圍巖電阻率的比值為1.58,采用常規(guī)測(cè)井交會(huì)圖版法解釋為水層;核磁共振總孔隙度為7.3%,可動(dòng)流體孔隙度為4.27%,核磁共振含油飽和度為0,可動(dòng)油水比為0,反映儲(chǔ)層物性中等、不含油,綜合解釋為水層。對(duì)1 730.5～1 732.5 m、1 742.0～1 745.0 m井段射孔,試油結(jié)果為油花,日產(chǎn)水5.2 m3,解釋結(jié)論與試油結(jié)論相吻合(見(jiàn)圖6)。

悅××井2 072.50～2 075.50 m層段,錄井顯示為油斑,不均勻狀含油,滴水緩滲,電阻率為55.70 Ω·m,聲波時(shí)差為239.80 μs/m,電阻率與鄰近圍巖電阻率的比值為2.71,采用常規(guī)測(cè)井交會(huì)圖版法解釋為油水同層;核磁共振總孔隙度為12.99%,可動(dòng)流體孔隙度為10.05%,反映儲(chǔ)層物性較好;核磁共振含油飽和度為21.41%,可動(dòng)油水比為0.610,反映儲(chǔ)層含油性較好,綜合解釋為油水同層。2 089.0～2 092.4 m層段,核磁共振含油飽和度及可動(dòng)油水比無(wú)顯示,解釋為水層。對(duì)2 071.0～2 175.0 m井段射孔,試油結(jié)果為日產(chǎn)油3.4 t,日產(chǎn)水19.5 m3,解釋結(jié)論與試油結(jié)論相吻合(見(jiàn)圖7)。

4 結(jié) 論

(1)通過(guò)對(duì)研究區(qū)長(zhǎng)8儲(chǔ)層巖心、巖性、物性、原油性質(zhì)、地層水礦化度及潤(rùn)濕性對(duì)比分析認(rèn)為,長(zhǎng)8儲(chǔ)層中高電阻率出水原因主要是烴源巖早期低成熟產(chǎn)物瀝青吸附在黏土礦物綠泥石表面,造成殘余油飽和度高,加之碳酸鹽巖含量高,顯示高電阻率。并在較好的物性下,壓裂改造后出水不出油。

(2)常規(guī)測(cè)井圍巖電阻率比值與聲波時(shí)差交會(huì)圖版法及核磁共振測(cè)井定量判識(shí)法相結(jié)合,能有效判識(shí)研究區(qū)長(zhǎng)8儲(chǔ)層流體性質(zhì),并建立了核磁共振測(cè)井油水層識(shí)別標(biāo)準(zhǔn),提高測(cè)井解釋符合率,為油田增儲(chǔ)上產(chǎn)提供技術(shù)支持。