松遼盆地杏樹(shù)崗特低滲透油藏儲(chǔ)層流體性質(zhì)識(shí)別方法的改進(jìn)

王有功, 王鑫元, 劉 敏, 何 欣, 沈忠山

(1.東北石油大學(xué) 地球科學(xué)學(xué)院, 黑龍江 大慶 163318； 2.大慶油田有限責(zé)任公司 第四采油廠, 黑龍江 大慶 163511)

0 引 言

目前國(guó)內(nèi)外油田在油水識(shí)別方面多數(shù)應(yīng)用常規(guī)測(cè)井曲線，它具有成本低、解釋快速等優(yōu)點(diǎn)，對(duì)于巖電“四性”關(guān)系不一致的復(fù)雜儲(chǔ)層、低孔特低滲透儲(chǔ)層以及致密油等非常規(guī)儲(chǔ)層，采用核磁共振測(cè)井加以識(shí)別[1]。一般來(lái)講，這些非常規(guī)儲(chǔ)層油水識(shí)別之所以難度大，主要原因是常規(guī)測(cè)井無(wú)法準(zhǔn)確識(shí)別儲(chǔ)層中的束縛流體和可動(dòng)流體。束縛流體存在于極微小的孔隙和較大孔隙的壁面附近，這部分流體受毛管力束縛大而難以流動(dòng)，可動(dòng)流體賦存在較大孔隙中，受巖石骨架的作用力相對(duì)較小，流動(dòng)性較好[2]。目前核磁共振技術(shù)已經(jīng)廣泛應(yīng)用在醫(yī)療行業(yè)，近幾年核磁測(cè)井在油田發(fā)展也較為迅速，但多數(shù)都集中在井筒核磁測(cè)井和井筒狀態(tài)下油水T2截止值等研究上，應(yīng)用巖心開(kāi)展油相和油水飽和狀態(tài)下的相關(guān)研究還較少。筆者針對(duì)這一問(wèn)題，充分利用實(shí)際巖心資料和地質(zhì)錄井資料，通過(guò)應(yīng)用核磁共振測(cè)井技術(shù)，開(kāi)展油相和油水飽和狀態(tài)下的T2譜形態(tài)研究，總結(jié)出干層、水層、差油層、偏油水層、偏水油層的T2譜特點(diǎn)，并與常規(guī)測(cè)井曲線建立聯(lián)系，制定新的油水識(shí)別解釋圖版，形成扶余油層流體判別量化標(biāo)準(zhǔn)，滿足開(kāi)發(fā)生產(chǎn)需要。

1 研究區(qū)概況

松遼盆地杏樹(shù)崗扶余油層于1997年在杏4井首次見(jiàn)到含油顯示，1997—2002年部署杏69等探井和加深井，獲得較好的含油顯示，2003年油藏評(píng)價(jià)迅速推進(jìn)，實(shí)施勘探開(kāi)發(fā)一體化工作，2012年提交扶余油層探明地質(zhì)儲(chǔ)量。長(zhǎng)垣中部扶余油層頂面構(gòu)造為一完整背斜，總的趨勢(shì)是北高南低，東高西低。本區(qū)扶余油層頂面總體上以馬鞍形式置于背斜帶上，軸向近南北，中間高東西低，西陡東緩。扶余油層頂面斷層比較發(fā)育，斷層以地塹、地壘為主，均為正斷層。扶余油層為下白堊統(tǒng)泉頭組，劃分扶Ⅰ、扶Ⅱ、扶Ⅲ三個(gè)油層組，為典型的低孔特低滲透油藏，目前正進(jìn)行大規(guī)模開(kāi)發(fā)。從實(shí)際開(kāi)發(fā)效果看，部分采出井含水較高，分析主要原因是油水層解釋精度偏低造成的，特別是偏水油層與偏油水層的細(xì)微差別區(qū)分不準(zhǔn)，誤射了部分含油水層。

2 原油水層識(shí)別方法

為滿足提交探明儲(chǔ)量需要在油藏評(píng)價(jià)階段，進(jìn)行了杏樹(shù)崗油田扶余油層油水識(shí)別標(biāo)準(zhǔn)的研制。通過(guò)測(cè)井曲線反映的巖電關(guān)系優(yōu)選電測(cè)曲線，建立交會(huì)圖版。

由于儲(chǔ)層厚度對(duì)測(cè)井響應(yīng)有一定的影響，按照厚薄層分別優(yōu)選電性參數(shù)建立油水層解釋標(biāo)準(zhǔn)。

2.1 厚度大于等于1.5 m儲(chǔ)層的解釋圖版

考慮感應(yīng)測(cè)井曲線分辨率及其可以較好地反映油水特征，當(dāng)厚度大于等于1.5 m時(shí)，采用深感應(yīng)電阻率RI與自然電位Vsp的比值α為橫坐標(biāo)，有效孔隙度φ為縱坐標(biāo)建立油水層識(shí)別圖版(圖1)。

圖1 h≥1.5 m時(shí)油水識(shí)別圖版Fig. 1 Oil-water identification chart of h≥1.5 m

應(yīng)用39口井61層的巖芯資料，其中油層47層、油水同層9層、水層5層，圖版精度93.4%。判別標(biāo)準(zhǔn)為

油層：φ≥ -13.20 ln(RI/Vsp)+ 31.5 且φ≥ 9.0；

油水同層：-13.20 ln(RI/Vsp)+ 18.91≤φ<-13.20 ln(RI/Vsp)+ 31.5且φ≥ 9.0；

水層：φ<-13.20 ln(RI/Vsp)+18.91。

式中:RI——深感應(yīng)電阻率，Ω·m；

Vsp——自然電位，mV。

2.2 厚度小于1.5 m儲(chǔ)層的解釋圖版

深側(cè)向電阻率測(cè)井分辨率較高，對(duì)于厚度小于1.5 m儲(chǔ)層應(yīng)用深側(cè)向電阻率RL與自然電位比值β為橫坐標(biāo)，有效孔隙度為縱坐標(biāo)建立油水層識(shí)別圖版(圖2)。應(yīng)用23口井33層巖芯資料，其中油層27層、油水同層6層，圖版精度97.0%。判別標(biāo)準(zhǔn)為

油層：φ≥-9.301 ln(RL/Vsp)+ 22.46 且φ≥ 9.0；

油水同層：φ<-9.301 ln(RL/Vsp)+ 22.46 且φ≥ 9.0。

圖2 h<1.5 m時(shí)油水識(shí)別圖版Fig. 2 Oil-water identification chart of h<1.5 m

3 改進(jìn)后的油水層識(shí)別方法

3.1 原油水層識(shí)別方法的局限性

一是原識(shí)別方法應(yīng)用的圖版均以孔隙度為參考，而在實(shí)際測(cè)井解釋過(guò)程中，孔隙度值是通過(guò)多條測(cè)井曲線讀值再計(jì)算得到的，間接取值過(guò)程繁瑣且誤差較大，油水層識(shí)別會(huì)受到孔隙度解釋準(zhǔn)確性制約；二是原油水層識(shí)別方法主要依據(jù)氣測(cè)和熒光兩種巖芯錄井方法，這兩種錄井方法可準(zhǔn)確識(shí)別純油層和純水層，但對(duì)含水油層或含油水層的識(shí)別誤差很大；三是原油水層識(shí)別方法操作過(guò)程復(fù)雜，以人工識(shí)別為主，難以實(shí)現(xiàn)編程數(shù)字化應(yīng)用，不能適應(yīng)快節(jié)奏的生產(chǎn)需求。

3.2 可動(dòng)流體的作用

儲(chǔ)層油、氣、水三相流體飽和，這些流體在儲(chǔ)層多孔介質(zhì)中賦存狀態(tài)可分為兩類(lèi)：一類(lèi)為束縛流體狀態(tài)；另一類(lèi)為自由流體狀態(tài)[1-3]。束縛流體存在于極微小的孔隙和較大孔隙的壁面附近，孔隙空間的這一部分流體受巖石骨架的作用力較大，為毛管力所束縛而難以流動(dòng)，而在較大孔隙中間賦存的流體受巖石骨架的作用力相對(duì)較小，這一部分流體在一定的外加驅(qū)動(dòng)力作用下流動(dòng)性較好，稱為自由流體或可動(dòng)流體。束縛流體和可動(dòng)流體對(duì)低孔特低滲的扶余油層的油水識(shí)別有很大關(guān)系，因此，只有搞清束縛流體和可動(dòng)流體，才能準(zhǔn)確識(shí)別和評(píng)價(jià)油水層[4]。

3.3 核磁共振可動(dòng)流體的測(cè)試原理

核磁共振是原子核和磁場(chǎng)之間的相互作用。由于油、水中富含氫核1H，因此，石油勘探與開(kāi)發(fā)研究中最常用的原子核是氫核1H。巖樣飽和油或水后，由于油或水中的氫核具有核磁矩，核磁矩在外加靜磁場(chǎng)中會(huì)產(chǎn)生能級(jí)分裂，此時(shí)當(dāng)有選定頻率的外加射頻場(chǎng)時(shí)，核磁矩就會(huì)發(fā)生吸收躍遷，產(chǎn)生核磁共振。通過(guò)適當(dāng)?shù)奶綔y(cè)、接收線圈就可以觀察到核磁共振現(xiàn)象，探測(cè)到核磁共振信號(hào)，核磁共振信號(hào)強(qiáng)度與被測(cè)樣品內(nèi)所含氫核的數(shù)目成正比。核磁共振中極其重要的一個(gè)物理量是弛豫，弛豫是磁化矢量在受到射頻場(chǎng)的激發(fā)下發(fā)生核磁共振時(shí)偏離平衡態(tài)后又恢復(fù)到平衡態(tài)的過(guò)程。弛豫速度的快慢即弛豫時(shí)間由巖石物性和流體特征決定，巖石中的束縛流體和可動(dòng)流體的弛豫時(shí)間不同，通過(guò)弛豫時(shí)間T2，可以判斷束縛流體和可動(dòng)流體的體積百分比[5-7]。圖3為一塊典型的低滲透儲(chǔ)層巖樣的T2弛豫時(shí)間譜，形狀為雙峰結(jié)構(gòu)。其中左峰下的面積代表束縛流體含量，右峰下的面積代表可動(dòng)流體含量。

圖3 低滲透儲(chǔ)層巖樣的T2弛豫時(shí)間譜Fig. 3 T2 relaxation time spectrum of rock sample from a low permeability reservoir

3.4 T2譜形態(tài)

油層特征：油相T2譜有幅度，單峰(圖4)。油水層特征：油相T2譜有幅度，單峰；油水飽和狀態(tài)呈雙峰(圖5)。干層特征：油相T2譜無(wú)幅度，油水飽和狀態(tài)呈單峰，T2時(shí)間短(圖6)。水層特征：油相T2譜無(wú)幅度，油水飽和狀態(tài)呈單峰或雙峰，T2時(shí)間長(zhǎng)(圖7)。

圖4 油層T2譜特征Fig. 4 T2 spectrum characteristics of oil layer

圖5 油水同層T2譜特征Fig. 5 T2 spectrum characteristics of oil and water layer

圖6 干層T2譜特征Fig. 6 T2 spectrum characteristics of dry layer

圖7 水層T2譜特征Fig. 7 T2 spectrum characteristics of water layer

3.5 油水層識(shí)別圖版的重建

綜合考慮目前測(cè)井系列、扶余油層巖電關(guān)系，并借鑒原識(shí)別方法的優(yōu)勢(shì)，最大程度地應(yīng)用核磁共振資料，采用深雙側(cè)向和自然電位兩條測(cè)井曲線做交會(huì)，制定扶余油層油水識(shí)別圖版[8-9]。將儲(chǔ)層流體劃分為油層、差油層、偏油層、油水同層、偏水層、水層、干層。

由圖8可見(jiàn)，儲(chǔ)層含油性與深雙側(cè)向/自然電位負(fù)異常的倍數(shù)成線性關(guān)系，但隨著深雙側(cè)向電阻率的增大，趨勢(shì)線斜率減小，電阻率越大，油層對(duì)應(yīng)的自然電位越高，深雙側(cè)向/自然電位負(fù)異常的倍數(shù)越小。圖版中油層和差油層有交差區(qū)域，區(qū)域內(nèi)油層和差油層判別的主要標(biāo)準(zhǔn)是物性，物性好為油層，物性差為差油層，物性較好但夾層較多(≥2個(gè))的油層，判成差油層。

圖8 杏樹(shù)崗扶余油層儲(chǔ)層流體識(shí)別圖版Fig. 8 Reservoir fluid identification chart of Fuyu reservoir in Xingshugang

對(duì)比270個(gè)取芯井樣品點(diǎn)資料，不符合13個(gè)樣品，樣品點(diǎn)符合率95.2%，見(jiàn)表1。為提高油水識(shí)別的可操作性，結(jié)合測(cè)井原理，對(duì)圖版中油層、差油層、偏油層、油水同層、偏水層、水層、干層的識(shí)別標(biāo)準(zhǔn)進(jìn)行量化，如表2所示。

表1 取芯井資料對(duì)比分析

表2 杏樹(shù)崗扶余油層流體判別量化標(biāo)準(zhǔn)

3.6 典型示例

3.6.1 水層與干層的識(shí)別

杏扶710井1 638.0 m處井壁取芯1顆，巖性含泥粉砂巖，無(wú)熒光顯示，氣相色譜分析也無(wú)顯示，物性差。杏扶714井1 646.4 m處也具有同樣的錄井特征。核磁T2譜如圖9、10所示。

圖9 杏扶710(1638.0 m)核磁T2譜Fig. 9 NMR T2 spectra of Xingfu 710 (1638.0 m)

結(jié)合核磁共振解釋結(jié)果表3可以看出，杏扶710井可動(dòng)水飽和度16.24%，核磁具有油相T2譜無(wú)幅度、油水飽和狀態(tài)呈單峰、T2時(shí)間短的干層特征，杏扶714井可動(dòng)水飽和度57.37%，核磁具有油相T2譜無(wú)幅度、油水飽和狀態(tài)呈雙峰、T2時(shí)間長(zhǎng)的水層特征。其中，swi為束縛水飽和度，sw含水飽和度,so含油氣飽和度,swd為可動(dòng)水飽和度。

表3 核磁共振解釋結(jié)果

3.6.2 差層與油水同層的識(shí)別

杏扶714井1 605.8 m巖樣，巖性為棕灰色油浸粉砂巖，含油分布較均勻，欠飽滿，油氣味較淡，物性中等，熒光暗黃色。巖石熱解烴質(zhì)量分?jǐn)?shù)為4.98 mg/g，原油輕重組分指數(shù)k值為2.18，反映出含油豐度中等偏低，呈中質(zhì)油特征(表4)。常規(guī)錄井綜合分析該巖樣含油性較差，物性較好，綜合解釋為差油層。經(jīng)核磁共振T2譜分析：油相T2譜單峰，油水相T2譜顯示雙峰(圖11、12)，可動(dòng)水飽和度23.93 %(表5)，解釋油水同層更為合理。

表4 杏扶714井錄井綜合解釋數(shù)據(jù)

表5 杏扶714井核磁共振T2譜分析

圖11 杏扶714(1 605.8 m)核磁T2譜 Fig. 11 NMR T2 spectra of Xingfu 714(1 605.8 m)

圖12 杏扶712(1 595.8 m)核磁T2譜Fig. 12 NMR T2 spectra of Xingfu 712(1 595.8 m)

3.6.3 差層與偏油層的識(shí)別

杏扶712井1 595.8 m巖樣，常規(guī)錄井分析：巖性為棕灰色油浸砂巖。物性中等，熒光普照均呈黃色。巖石熱解烴質(zhì)量分?jǐn)?shù)平均值為7.26 mg/g，k為2.80，反映出含油豐度中等偏低，呈中質(zhì)油特征(表6)。氣相色譜分析均呈差油層特征。經(jīng)核磁共振T2譜分析(圖13、14)：油相T2譜單峰，油水相T2譜顯示雙峰，可動(dòng)水飽和度19.85%(表7)，解釋為偏油層更合理。

表6 杏扶712井錄井綜合解釋數(shù)據(jù)

表7 杏扶712井核磁共振T2譜分析

4 結(jié) 論

(1)特低滲透油層微觀孔隙中存在的束縛態(tài)流體和自由態(tài)流體的體積百分比會(huì)影響油水識(shí)別精度，核磁共振T2譜可有效識(shí)別巖石中的這兩種流體。油層特征表現(xiàn)為油相T2譜有幅度、單峰；油水層特征表現(xiàn)為油相T2譜有幅度、單峰、但油水飽和狀態(tài)呈雙峰；干層特征表現(xiàn)為油相T2譜無(wú)幅度、油水飽和狀態(tài)呈單峰，T2時(shí)間短；水層特征表現(xiàn)為油相T2譜無(wú)幅度、油水飽和狀態(tài)呈單峰或雙峰、T2時(shí)間長(zhǎng)。

(2)松遼盆地杏樹(shù)崗油田扶余儲(chǔ)層流體性質(zhì)復(fù)雜多樣，為適應(yīng)開(kāi)發(fā)需要，依靠核磁共振、氣相色譜和熒光等巖芯資料，對(duì)原油水識(shí)別方法進(jìn)行了改進(jìn)，形成了以深雙側(cè)向和自然電位測(cè)井曲線為依托的油水識(shí)別交會(huì)圖版，識(shí)別精度可達(dá)95.2 %，滿足了快節(jié)奏的生產(chǎn)需求。

(3)儲(chǔ)層流體識(shí)別圖版中的高電阻率區(qū)域(RL大于30 Ω·m)的識(shí)別精度需要進(jìn)一步完善和驗(yàn)證，主要原因是目前高電阻率取芯井樣品點(diǎn)少，在應(yīng)用時(shí)要加以注意。對(duì)油藏流體性質(zhì)的認(rèn)識(shí)，是隨著油藏深度開(kāi)發(fā)而不斷深入的，新技術(shù)的不斷進(jìn)步和新資料的不斷豐富為準(zhǔn)確認(rèn)識(shí)儲(chǔ)層流體提供了可能。