莫里青断陷西北缘储层流体识别技术研究

2017-03-03刘文龙

石油知识 2017年1期

关键词：砂组电性油水

刘文龙

（中国石油吉林油田分公司勘探开发研究院吉林松原 138000）

莫里青断陷西北缘储层流体识别技术研究

刘文龙

（中国石油吉林油田分公司勘探开发研究院吉林松原 138000）

通过大量试油及测井资料证实，研究区油、水层电性特征复杂，油层电阻率最低13.8Ω·m，最高达到100Ω·m以上，水层电阻率分布在10～30Ω·m之间，油水电性规律不明显，识别难度大。为此，本次从钻井泥浆类型、沉积背景、岩矿组成、孔隙结构、地层水等几个方面开展了储层特征分析，搞清了油水层复杂特征的成因，建立了有效的油水层识别手段。

油水层识别；储层特征；钻井泥浆；沉积背景；岩矿组成

1 油水层复杂特征成因分析

1.1 沉积背景

研究区沉积类型以上中扇为主，岩性主要由砂砾岩、砂岩组成，成分与结构成熟度较低；外扇位于近岸水下扇的前缘，与深水湖相连，由细粒的典型浊积岩与深湖泥组成。这种地质背景形成了储层岩性多样和孔隙微观结构复杂性，是导致油水层电性特征复杂的主因之一。

1.2 岩矿特征

本区矿物成分主要为石英、长石和岩屑，其中石英占30%～60%，长石25%～35%，岩屑13%～38%，部分样品还含有花岗碎屑岩及酸性喷出岩。胶结物主要为泥质，次为灰质，泥质含量一般为3%～30%。颗粒分选差，磨圆度为次棱角状。颗粒直径为0.1mm～1.8mm，变化范围大。岩石颗粒大小、成分变化快和粘土矿物的填充，使本区油水层特征变的复杂。

1.3 孔隙结构特征

研究区孔隙结构较复杂，胶结类型以孔隙式为主，少数为孔隙－再生式。根据该区储层压汞参数及主要岩性特征，在储层物性特征及孔隙类型研究的基础上，将其孔隙结构类型划分为Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ类。其中Ⅰ、Ⅱ类储层为有效储层，Ⅲ类储层基本为无效储层

1.4 流体性质特征

本次研究共筛选15个地层水样品，24个原油分析样品。地层水矿化度纵向随深度增加而变大，平面上相同砂组，断阶内地层水矿化相对低，原油密度、粘度相对高。通过液体矿化度与电阻率转化对应关系来看，本区地层水矿化度稍有变化，对应电阻率变化明显。

2 泥浆侵入对双侧向测井响应的影响规律研究及校正

该区泥浆类型多样，7口重点探井使用了矿化度高达100000mg/L的硅酸盐泥浆。同时，新钻评价井、开发井均使用了普通水基泥浆。泥浆侵入对测井资料产生影响体现在三方面：①不同类型泥浆的完钻井，油层测量电阻率对比性很差。统计4口盐水泥浆钻井10个油层，电阻率10～30Ω·m，峰值为15～25Ω·m；统计6口淡水泥浆钻井15个油层，电阻率20～60Ω·m，峰值为30～50Ω·m 。②泥浆侵入缩小了油、水层的电性差距，影响流体识别。③泥浆侵入使测量电阻率下降幅度较大，完井测量的储层电阻率远小于地层真实电阻率。

在大量正演基础上，搞清了不同类型泥浆侵入不同物性、含油饱和度地层，电阻率的变化情况，分泥浆类型，考虑到浸泡时间、物性、储层的原始含油饱和度等因素，建立泥浆侵入校正系数。根据校正系数以Carbon软件为平台，编制程序，实现求取地层真实电阻率的自动化。对校正结果与阵列测井、及时测井等资料进行对比，表明校正的结果可靠可用。

3 岩性识别研究

不同岩性的储层孔隙结构差异在测井电性上有不同的响应，表现为相近孔隙度和含油饱和度的储层电阻率有一定的差异。岩电实验表明，含水率100%的岩样电阻率，除受物性影响之外，还随岩性颗粒变细而降低。由于盐水泥浆井较少，本次主要针对淡水泥浆条件进行了细分岩性的识别图版。

在标准化和泥浆侵入校正基础上，统计了岩性与电性的变化规律，由于三孔隙度曲线受孔隙大小影响，在岩性识别过程中引入一种与孔隙度无关而只和岩性有关的参数M、N；PE是光电吸收指数，表示单位体积介质与光子发生光电效应的几率。可以看出，随着岩性由粗变细，自然伽马增大、电阻率增大、光电吸收指数PE减小、同时M、N值减小，M、N曲线充填面积减小

为了能实现岩性剖面连续性处理，利用判别分析方法建立每种岩性与伽马、PE、M、N参数的关系函数，编制程序，实现岩性自动化识别。

用该方法识别重点井25口，47层与岩心岩性对比，符合37层，不符合10层，符合率81.2%。利用上述方法对研究区近100口井进行了岩性识别，结合沉积特征，总结岩性平面分布特征：断阶内主要分布砂砾岩、粗、中砂岩等粗粒岩性，断阶外储层以中-粉砂岩等细粒岩性为主。

前述泥浆侵入影响分析研究表明：淡水和盐水泥浆对油、气、水层的电测井（双侧向测井）响应影响各异，差别很大，直接影响油气层识别。未分泥浆性能条件下，淡水、盐水泥浆测量条件下的油水层混杂，识别困难，因此必须分泥浆类型建立识别图版，钻井泥浆为盐水泥浆时，由于侵入严重，削弱了岩性和地层水对电性的影响，因此全区盐水泥浆建立一个有效厚度电性标准。

结合前述岩性识别成果，平面岩性分布特征表现为：断阶内储层以粗粒岩性为主、断阶外储层以细粒岩性为主，这是断阶内、外油水电性特征存在差异的主要原因，另外，断阶内油层埋深较浅，由于含油饱和度较高试采以纯油为主，含水率较低，矿化度为3890mg/L小于断阶外5000～6000mg/L，这是断阶内、外油水电性特征存在差异的另一原因，对研究区内17个地层水矿化度化验资料分析表明：Ⅰ、Ⅱ砂组分布在3500mg/L左右，Ⅲ、Ⅳ砂组地层水矿化度分布在5000～7000mg/L之间，这是Ⅰ、Ⅱ砂组和Ⅲ、Ⅳ砂组油水电性特征存在差异的主要原因。

钻井泥浆为淡水泥浆时，考虑岩性、地层水矿化度等因素影响，在平面分断阶内和断阶外基础上，纵向上分Ⅰ、Ⅱ砂组和Ⅲ、Ⅳ砂组确定四个有效厚度电性标准。

4 有效厚度下限标准研究

4.1 油层岩性、含油性标准

试油、试采资料表明，取心井油迹级、岩性为粉砂岩可获得可动油流，因此确定含油性标准为油迹级、岩性标准为粉砂岩为油层。

4.2 油层物性标准

通过对取得的物性分析资料研究表明，莫里青地区孔隙度与渗透率关系较好，泥质含量、碳酸盐含量相对较低且变化不大，同时Ⅰ、Ⅱ砂组与Ⅲ、Ⅳ砂组油层物性存在一定的差异。Ⅰ、Ⅱ砂组油层物性较好，因此，油层的物性标准分Ⅰ、Ⅱ砂组与Ⅲ、Ⅳ砂组两种类型，采用以下四种方法确定：

（1）试油法：充分利用岩心及试油、试采资料，建立孔隙度、渗透率与试油、试采成果关系图。确定该区Ⅰ、Ⅱ砂组油层孔隙度下限为8.9%，渗透率下限为0.18mD；Ⅲ、Ⅳ砂组储层孔隙度下限为9.0%，渗透率下限为0.14mD。

（2）最小流动孔隙喉道半径法：根据取心资料分析，应用压汞资料，对其进行J函数处理，分别求得Ⅰ、Ⅱ砂组和Ⅲ、Ⅳ砂组油层平均毛管压力曲线，采用沃尔公式法确定Ⅰ、Ⅱ砂组油层的最小流动喉道半径0.18um，Ⅲ、Ⅳ砂组0.11 um，根据吼道半径与渗透率的关系确定Ⅰ、Ⅱ砂组油层的渗透率下限0.2mD；Ⅲ、Ⅳ砂组0.1mD。

（3）经验统计法：利用该区常规物性分析样品，按Ⅰ、Ⅱ砂组和Ⅲ、Ⅳ砂组分别作储层孔隙度累积能力丢失曲线和渗透率累积能力丢失曲线。孔隙度储油能力、渗透率产油能力公式为：

QΦi = ΦiHi/∑ΦiHi QKi = KiHi/∑KiHi

式中: QΦi—孔隙度储油能力，%； QKi —渗透率产油能力，%；

Φi —样品孔隙度，%；Ki —样品渗透率，mD；Hi —样品长度，m。

（4）含油产状法：根据取心资料分析，建立含油产状与孔隙度、渗透率关系图，试油资料证实取心油迹级油气显示可获得工业油流，因此根据含油产状制定物性下限。Ⅰ、Ⅱ砂组储层孔隙度下限为8.5%，渗透率下限为0.15mD；Ⅲ、Ⅳ砂组储层孔隙度下限为8.0%，渗透率下限为0.12mD。

依据上述四种方法综合对比分析，主要以试油法作为油层物性下限选用值，确定本区Ⅰ、Ⅱ砂组油层孔隙度下限为9.0%，渗透率下限为0.20mD；Ⅲ、Ⅳ砂组油层孔隙度下限为8.0%，渗透率下限为0.1mD（见表1）。