春光油田春17区白垩系油层识别浅析

2015-07-02马奎祥王克杰李伟才百宗虎张金通

石油地质与工程 2015年6期

关键词：含油稠油物性

马奎祥，王克杰，李伟才，侯振，百宗虎，张金通

(1.中国石化河南油田分公司勘探开发研究院，河南郑州 450046；2.中国石化河南油田分公司博士后科研工作站)

春光油田春17区白垩系油层识别浅析

马奎祥1，王克杰1，李伟才2，侯振1，百宗虎1，张金通1

(1.中国石化河南油田分公司勘探开发研究院，河南郑州 450046；2.中国石化河南油田分公司博士后科研工作站)

春光油田春17区白垩系主要为特、超稠油油藏，油层具有埋藏深、厚度薄、岩性复杂、识别难度大的特征。根据春光油田以往的电性识别标准难以有效地刻画油层的厚度，主要原因是该区储集层中钙质砂岩极为发育，胶结致密，电阻率较油层高(最高达6 Ω·m)，仅仅利用电阻率大小识别油层与地下实际情况存在较大差异。为此，根据钻井取心以及岩样分析结果，利用岩性、物性、电性及含油性，结合试采情况，建立了油层识别图版，利用该图版能够较好地判断油层、干层和水层。

春光油田17区；白垩系；钙质砂岩；油层识别

准噶尔西缘白垩系、侏罗系已发现大量稠油储量[1]，整体具有油层厚度大、埋藏浅、易于识别的特点。而河南油田2011年8月部署的春17井首次在春光探区东北部白垩系钻遇薄层稠油油藏，该稠油油藏与准噶尔发现的稠油具有较大的区别，具体表现为油层厚度薄、埋藏深、储层岩性复杂、油层有效厚度识别难度大。通过试采发现油层有效厚度与实际产能存在较大差异，主要表现在依据电测解释结果划分的油层厚度偏大，经实际岩心观察发现，存在高阻钙质砂岩影响有效厚度的现象，亟待寻找一种识别准噶尔西缘薄层稠油的新方法。本文通过对春光油田春17区白垩系油层开展四性关系研究，建立了含油性与物性、电性与物性和含油性与电性的对应关系，可以有效地识别纯油层，为该区薄层稠油储量计算和产能评价提供技术支持。

1 油藏基本地质特征

春光油田地处新疆维吾尔自治区克拉玛依市境内，区域构造上属于准噶尔盆地西部隆起的次一级构造单元；春17区构造简单，总体上地层为一近东西走向、倾角3°的单斜构造；含油层位主要为白垩系KⅣ油组，其中，KⅣ2-3小层是春17区的主要含油层位，油层埋深850～1 200 m，单层油层厚度1.0～7.0 m；岩性以细砂岩、含砾细砂岩和粉砂岩与泥岩不等厚互层，储层孔隙度平均31.1%，渗透率平均0.92μm2；油层温度下脱气原油黏度3 4542.95～87 967 mP·s，原油性质属特-超稠油。

2 油层识别标准及“四性”关系研究

一般情况下，就某一油藏而言，通过对目的层位钻井取心和试油、试采资料建立油、气、水、干层的识别标准，也就是根据其电性、岩性、物性、含油性建立图版，实现对储层流体的识别[2]。

2.1 含油下限确定

根据春17区白垩系5口井钻井取心结果，一方面发现白垩系主力含油层位KⅣ2-3小层含油性差异大，见油浸、油斑、油迹、荧光级别显示，含油级别随物性的变化而变化；另一方面，电测解释的油层厚度与钻井取心的油气显示井段基本相一致，既有含油、油浸级别显示，又有油斑、油迹和荧光级别显示，但有效厚度明显偏大，主要原因是油层井段内高阻的钙质砂岩特别发育，尽管单层厚度较薄，一般为0.20～1.0 m，但发育频繁，多在3～5段，平面分布不稳定[3]。

目前，春17区的6口井尽管获得了较好的吞吐开发效果，但纵向上含油级别的差异，导致其对产量的贡献并非一致，有些显示级别低的井段不但不出油或出少量油，而且造成蒸汽热焓的损失，影响热采效果。因此，在目前的工艺技术条件下，这些层开采在经济上具有一定的风险性，不能确定为油层。

根据国内特、超稠油蒸汽吞吐研究结果，绝大多数热采区块含油性下限确定为油浸级别显示，春17区白垩系油层温度下脱气原油黏度在34 542.95～87 967 mP·s，原油性质属特-超稠油，其油藏埋深、油层厚度、储层物性和原油性质等地质特征与河南油田东部稠油油田相似，具有“浅、薄、稠”的分布特点[4]，含油性下限宜确定为油浸级别显示。

2.2 岩性下限确定

春17区储层岩性主要为砂砾岩、含砾细砂岩、细砂岩和粉砂岩，通过对132块岩心样品的精细观察，砂砾岩仅见油斑级别显示，仅90%以上的粉砂岩样品见油斑及以下级别显示，而细砂岩和含砾细砂岩见油浸及以上级别显示的样品占其样品数的51%和70%。因此该区含油岩性确定为细砂岩和含砾细砂岩(表1)。

表1 岩性与含油级别显示统计结果 %

2.3 物性下限确定

春17区储层孔隙度平均31.1%，渗透率平均0.92 μm2。根据116块岩心样品的含油级别以及孔隙度、渗透率室内分析结果，储层物性好坏与含油级别高低有较好的一致性，随着储层孔隙度和渗透率增大，含油级别由荧光、油迹、油斑逐渐提高到油浸和含油显示，其中85%以上的油浸和含油级别显示样品的孔隙度和渗透率分别在23%和0.1 μm2以上。因此，孔隙度和渗透率下限分别为23%和0.1 μm2(图1)。

图1 春17区物性与含油性关系图版

2.4 电性标准

一般情况下，油、气层电阻率较水层、干层高。春光油田储层中钙质砂岩极为发育，这种岩性胶结致密、物性差，孔隙度在10%左右，电阻率一般在2 Ω·m以上，最高达6 Ω·m，仅见油斑以下级别显示，均为干层，因此仅仅利用电阻率大小识别油层和干层具有一定的难度。研究发现钙质砂岩由于胶结致密、声波时差小，鉴于钙质砂岩这种电性特点[5-7]，利用声波时差和电阻率能够很好地判断油层、干层和水层。

根据5口井岩心精细描述和观察结果，结合其电阻率R和声波时差△t等测井资料，建立了油浸及以上级别显示的△t≥ 340 μs/m、R≥2 Ω·m，水层△t≥340 μs/m、R<2 Ω·m，干层△t< 340 μs/m，以此作为油层、水层和干层的识别的电性标准(图2)。

综上所述，春17区油层识别标准是：油浸及以上级别显示，岩性为细砂岩和含砾细砂岩，孔隙度和渗透率分别在23%和0.1 μm2以上，△t≥ 340 μs/m，R≥2 Ω·m。

图2 春17区油、水、干层△t -R识别图版

2.5 成果应用

根据油层“四性”关系，对春17区已完钻井重新进行了油、水、干层识别后，单井钻遇油层平均厚度由原来的5.8 m减少到3.1 m，主要原因是勘探初期无取心井，错误地将部分井高阻钙质砂岩视为油层；单井试采产油量与其油层厚度、物性、岩性等地质特点也具有较好的一致性。

研究认为KⅣ2-3油层单层平均厚度3.6 m，平面上连片分布，含油面积12.82 km2，储量826×104t。其中厚度<3.0 m、3～5 m和厚度≥5.0 m的储量依次为182×104t、306×104t和338×104t，分别占KⅣ2-3储量的22.0%、37.0%和41.0%，为该区产能建设提供了可靠的地质依据。