低对比度油气层形成机理新认识与测井解释方法研究

司兆伟, 孔祥生, 梁忠奎, 谢伟彪, 耿雪杰, 白松涛

(1.冀东油田勘探开发研究院, 河北 唐山 063004; 2.中国石油集团测井有限公司油气评价中心, 陕西 西安 710077)

0 引 言

低对比度油气层是指油气层电阻率减小或水层电阻率增大导致二者电阻率对比度降低在测井上难以识别的油气层[1-2]。低对比度油气层广泛存在于复杂砂岩油气藏中,成因类型较多,可归纳为外因、内因和复合成因3种[3-4]:①外因指由非地层因素变化引起的低对比度,主要有盐水泥浆侵入等;②内因是指油气层本身特性变化导致的低对比度,如微孔隙发育、黏土附加导电、泥质夹层以及地层水矿化度变化等;③复合成因是指由内因、外因共同作用所导致的低对比度。

低对比度油气层成因机理非常复杂,岩石物理成因与构造、沉积和成岩作用的关系需要进一步明确。为此,本文从储层成岩作用角度,以冀东油田南堡1-5区东一段为例,着重探讨烃类侵位对低对比度油气层形成的控制作用。

1 低对比度油气层特征及成因类型

对于冀东油田低对比度油气层主要成因有低幅度构造、高地层水矿化度、束缚水含量高等客观认识[5],在油气水层判别规律研究中具有一定的应用效果,但在南堡1-5区东一段流体判别中,其低对比度成因机制较以往成因有所不同,增加了流体测井识别难度。

1.1 低对比度油气层特征

南堡1-5区东一段为浅湖环境的辫状河三角洲前缘亚相,储层以细砂岩、中砂岩为主,其次为不等粒砂岩和少量粗砂岩、粉砂岩。岩心常规物性分析资料表明,储层孔隙度主要分布在15%～28%之间,平均为24.7%,渗透率主要分布在(10～500)×10-3μm2之间,平均为92.7×10-3μm2,属典型的中孔隙度中渗透型储层。

根据研究区东一段油、水层电阻率统计分析,油层深侧向电阻率主要分布在4～20 Ω·m之间,水层深侧向电阻率主要分布在3～14 Ω·m之间,水层电阻率普遍较高,油、水层二者之间存在一个范围较广的重叠区域(见图1),反映出低对比度油气层发育的特点。

图1 南堡1-5区Ed1油水层电阻率分布图

1.2 低对比度油气层成因分析

岩心观察表明,研究区含油级别不同的储层,滴酸反应差异明显,含油级别较低的储层滴酸反应强烈,而含油级别较高的储层滴酸反应较弱或基本无反应。通过对储层矿物成分统计分析,发现在富含油或油浸级别储层中,方解石、白云石等碳酸盐矿物含量一般较低,大部分小于8%,而在油斑或荧光级别储层中,碳酸盐矿物含量相对较高,可达到14%左右(见图2)。碳酸盐本身就是高电阻率矿物,含量增大势必导致储层电阻率的升高。同时碳酸盐矿物以胶结物的形式出现,充填了储层的部分孔隙,致使储层的孔隙孔喉更加狭窄,导电截面变小,导电路径愈发曲折,进一步影响了岩石的导电性,造成水层电阻率增大,缩小了油气层、水层二者电阻率的差异,测井响应表现为高电阻率水层特征,容易造成假低对比度油气层。

图2 南堡1-5区Ed1不同含油级别储层中碳酸盐胶结物含量分布图

上述研究表明,油水层碳酸盐胶结物含量差异是造成研究区储层形成低对比度油气层的主控因素。如图3所示,L1井10、11、13号层,深侧向电阻率在7～9 Ω·m之间,孔隙度在23%～25%之间,综合解释为油层。3层合投,平均日产液20 m3,含水90%以上。找水资料证实,11号层为主产液层,13号层为次产液层。通过对井壁取心重新滴酸观察,11、13号层滴酸强烈起泡,说明其电阻率数值较高,实为碳酸盐胶结物含量较高所致,属于假低对比度油气层。

图3 L1井测井成果图*非法定计量单位:1 ft=12 in=0.304 8 m,下同

2 烃类侵位对低对比度油气层形成的控制作用

研究区东一段储层中碳酸盐胶结物含量与其含油性关系密切,水层碳酸盐胶结物含量高,油层含量低,是低对比度油气层形成的主要因素。碳酸盐胶结物含量与储层的化学成岩作用存在紧密的联系,控制成岩作用的地球化学因素非常复杂,其中烃类的充注起着重要作用。早期学者曾经认为,烃类侵位将导致储层成岩作用的终止[6]。20世纪80年代中期以来的研究表明,烃类侵位后,储层成岩作用虽受到不同程度的影响,但不一定完全终止[7-9]。本文主要从影响储层碳酸盐胶结物成岩作用的角度,分析其在低对比度油气层形成中所起的控制作用。

2.1 烃类侵位对早期碳酸盐胶结物溶解作用的影响

图4 L2井2 718.26 m粗砂质中砂岩×50泥粉晶白云石胶岩、交代颗粒,石英次生加大

随着埋深增加,烃源岩中的有机质开始脱羧并释放出CO2,进入孔隙流体后形成溶解能力很强的酸性水。碳酸盐胶结物化学性质活泼,对成岩流体的酸碱度十分敏感。当酸性水进入砂岩孔隙系统后,会对其中早期形成的碳酸盐胶结物和易溶骨架颗粒进行溶蚀,产生大量粒间和粒内溶蚀孔隙[10]。溶蚀作用形成的次生孔隙有利于烃类聚集,聚集的烃类又为孔隙水提供一定量的有机酸,进一步促进早期碳酸盐胶结物及易溶骨架颗粒的溶解,二者之间相辅相成。

由镜下观测,含油级别较高的砂岩样品碳酸盐等矿物的溶解作用十分强烈,产生了大量的次生孔隙,粒间溶孔、粒内溶孔及黏土矿物晶间微孔发育,偶见铸模孔(见图5)。

图5 L2井2 717.82 m油浸粗砂质中砂岩×100粒间、粒内、港湾、铸模及胶结物晶间溶孔

2.2 烃类侵位对晚期碳酸盐胶结作用的影响

研究区晚期碳酸盐胶结物多以分散状、孔隙式胶结物出现,充填于剩余粒间孔和各类次生溶孔中,成分以铁白云石为主,呈洁净的大晶粒状,其周围多为黏土混层。黏土矿物的转化、长石的溶解等成岩作用产生了大量的Mg2+、Fe2+和Ca2+离子,为晚期碳酸盐胶结物形成提供了物质来源。

烃类注入储层后,一方面阻碍了地层水流动,而孔隙流体的流动对成岩过程起关键作用;另一方面烃类的聚集改变了孔隙水的化学组成,导致孔隙水中无机离子浓度及pH值降低,且替换孔隙水的烃类流体阻碍了矿物与离子之间的质量传递,致使晚期碳酸盐的胶结作用受到抑制,明显减弱或停止。

根据研究区储层矿物成分的镜下观测,含油级别高的砂岩样品中,晚期碳酸盐胶结物(主要为铁白云石)发育较差,呈零散状分布,不完全充填粒间(见图6)。含油级别低的砂岩样品中,晚期碳酸盐胶结物十分发育,充填了大部分粒间孔隙(见图7)。造成这一现象的原因比较复杂,但含油性不同的储层其晚期碳酸盐胶结物含量存在较明显的差异,与烃类侵位导致碳酸盐矿物的胶结作用受到抑制存在必然的联系。

图6 L3井2 930.20 m富含油细砂岩×2 000少量铁白云石胶结、伊利石及伊蒙混层

图7 L3井2 922.95 m油迹细砂岩×1 700粒间自生铁白云石胶结

研究区东一段碳酸盐胶结物成岩演化与烃类流体的活动密切相关,烃类充注不仅会促进储层早期形成的碳酸盐胶结物的进一步溶解,且对晚期碳酸盐的胶结具有一定程度的抑制作用,造成含油性不同的储层碳酸盐胶结物含量存在明显差异,是形成东一段水层电阻率升高、油层电阻率降低现象的直接原因。

3 应用实例

在研究区低对比度油气层解释评价过程中,结合井壁取心、气测录井等资料取得了良好效果。图8为L4井的测井解释成果图,该井30号层深侧向电阻率在6 ～8 Ω·m之间,与上部24、25、26号层相比,单一电性油层特征明显,但该层井壁取心滴酸反应强烈,后期岩石分析化验资料也证实,其碳酸盐胶结物含量明显高于上部24、25、26号层,依据储层含油性与碳酸盐胶结物含量相关性认识,综合解释为水层。24、25、26号层解释为油层。30号层射孔后,累计产水146.65 m3,未见油气;24、25、26号层合投后,日产油24.7 t,日产气4 355 m3,含水12.4%。试油结果与解释结论相符,印证了上述观点的正确性。

图8 L4井测井成果图

4 结 论

(1) 通过南堡1-5区东一段的研究,发现含油级别较高的储层其烃类充注后其化学成岩环境发生很大改变,一方面烃类携带的有机酸对早期形成的碳酸盐胶结物具有很强的溶解作用;另一方面聚集的烃类抑制了晚期碳酸盐胶结物的形成,造成碳酸盐胶结物含量低。而含油级别较低的储层,成岩环境变化不大,碳酸盐的成岩演化未受明显影响,含量较高。

(2) 碳酸盐胶结物含量的差异模糊了油、水层的电性评判标准,导致了低对比度油气层的形成。整个过程中,烃类流体的影响发生在储层成岩作用的不同阶段,贯穿于低对比度油气层形成的全过程,控制作用明显。且该认识在实际资料的解释评价中应用效果明显,对低对比度油气层的识别技术研究具有很强的指导意义。

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