基于扩散双电层理论的低对比度油层判别新方法

2018-07-10崔云江王培春李瑞娟陆云龙熊镭

测井技术 2018年3期

崔云江, 王培春, 李瑞娟, 陆云龙, 熊镭

(中海石油(中国)有限公司天津分公司, 天津 300459)

0　引　言

目前,研究人员根据不同地区规律总结的低电阻率成因机理达10多种,包括岩性细、泥质含量高、孔隙结构复杂、复杂岩性等,流体性质判别方法也多种多样[1]。渤海油田已发现的新近系低对比度油层多存在于物性较差的地层,对于物性较好的中、高孔隙度渗透率储层认识较少。毛志强等[2-3]通过对塔里木盆地塔北三叠系低对比度油层成因机理系统研究,证实黏土矿物强附加导电是中、高孔隙度渗透率低对比度油层的主要原因。渤海油田新发现的中、高孔隙度渗透率低对比度油层其成因与塔里木盆地实验分析一致,但对于该类储层利用自然电位等曲线识别储层流体性质尚存在较大的不确定性。

通过实测的阳离子交换能力,结合地层水实际矿化度和地层温度,利用扩散双电层理论可以计算出地层的黏土水饱和度。对于分选和均质性较好的中、高孔隙度渗透率储层其毛细管吸附水含量为常数,且与总孔隙体积相比,几乎可以忽略不计,起决定影响作用的是黏土水。Clavier、Hill等[4-5]提出地层水分为黏土水、自由水2部分,通过对比黏土水饱和度和电阻率方法计算含水饱和度变化,能够实现储层流体性质识别。当电阻率曲线计算的含水饱和度与黏土水饱和度一致时,储层流体性质为油层;当电阻率曲线计算的含水饱和度明显高于黏土水饱和度时,储层表现含水特征,流体性质为油水同层、含油水层等。

本文利用该方法,成功解决了垦利、旅大等油田的油水界面判别问题,将旅大某油田的油层下限从原先的6 Ω·m下降到4 Ω·m,直接释放探明储量约400万t,有效支持了油田挖潜和后期调整开发。低油柱高度下中、高孔隙度渗透率地层流体性质判别方法,突破了传统认识,对今后其他类似储层认识和研究具有一定的借鉴作用。

1　问题的提出

渤海油田已发现的新近系低对比度油层岩性细、泥质含量高,存在于物性较差的地层,通过自然电位、微侧向电阻率等测井技术组合能够较好判别储层流体性质。但是,对于中、高孔隙度渗透率地层的低对比度油层认识较少,其成因与塔里木盆地实验分析一致,且油柱高度比较低,自然电位、微侧向电阻率等测井曲线在油、水层响应一致,油、水层特征不明显,严重影响了油田的储量评价和后期开发实施。

图1　渤海A井常规测井曲线特征图*非法定计量单位,1 ft=12 in=0.304 8 m,下同

在渤海A井(见图1)中,顶部1 247～1 264 m段与底部1 270～1 276 m段电阻率、自然电位曲线存在明显差异,测井响应特征顶部为油层,底部为水层。而现场在1 249.5 m处进行了取样,获得100 mL油、2 420 mL混合液,氯根从105 000 mg/L下降到30 000 mg/L,证实为油水混合样。这一问题表明,直接利用受阳离子交换容量变化的自然电位曲线和电阻率曲线是不能反映油水界面的微观变化,需要从其他方面着手,多角度分析低油柱高度下的低对比度储层的流体性质。

2　扩散双电层理论及流体性质判别

2.1　扩散双电层理论

当砂岩中含有黏土矿物,或黏土矿物以黏土膜的形式包裹在砂岩颗粒表面时,由于黏土颗粒表面带负电,为达到电性平衡,负电荷可从附近水溶液中吸附阳离子或吸附极性水分子,形成扩散双电层(见图2)。在Stern模型中,把双电层分为2部分:一部分为接近黏土矿物表面的紧密层,即Stern层;另一部分为Gouy-Chapman扩散层[6-7]。

图2　扩散双电层

Stern层的厚度用XH表示,即外Holmholtz平面距黏土颗粒表面的距离,XH=6.18×10-8cm。

扩散层外边界距黏土颗粒表面的距离称扩散层厚度Xd。当远水矿化度超过0.35 mol/cm3,Xd=XH;当远水矿化度小于0.35 mol/cm3时

Xd=αXH

(1)

式中,系数α为Na+离子扩散层的扩展因子,当远水矿化度小于0.35 mol/cm3时

(2)

式中,Pwo为Xd=XH时的地层水矿化度,约为0.35 mol/cm3;Pw为地层水矿化度。

另外,根据由Diamond & Kinter实验测量所得到的结果,高岭石、蒙脱石和伊利石3种黏土矿物特征阳离子交换量CECsp(meq/g)和黏土特征表面积Asp(m2/g)之间存在良好的比例关系

Asp=v(CEC)sp

(3)

式中,v为比例系数。

据此,Clavier等将式(3)推广到了单位孔隙体积黏土表面积AV与阳离子交换容量QV之间的关系

AV=ASP/φt=VQV

(4)

因此,单位孔隙体积中的黏土水的孔隙体积为

Vcw=αXHAV=αXHVQV=αVQQV

(5)

式中,φt是地层总孔隙度,小数;QV是单位孔隙体积黏土可交换的阳离子量,meq/mL;VQ=VXH,在25 ℃时,其数值为0.28 mL/meq。

2.2　计算黏土水饱和度

黏土颗粒表面吸附水的影响因素相对比较复杂。由于黏土晶体置换作用和破键作用,低价离子取代了晶格中的高价阳离子,使晶体出现了过剩的负电荷,故使黏土表面呈现负电特性。黏土表面的负电荷既可从附近水溶液中吸附阳离子而达到电平衡,也会吸附极性水分子或通过吸附水合离子间接吸附极性水分子,从而在黏土表面形成一层薄水膜。这种黏土束缚水含量不仅受到黏土矿物类型的影响,还会受到地层水矿化度的控制。根据扩散双电层理论,单位孔隙体积中的黏土水的孔隙体积即为黏土水饱和度

Swi=Vcw=αVQQV

(6)

QV=CEC(1-φt)ρG/φt

(7)

式中,VQ是QV=1 meq/mL时黏土水占据的孔隙体积,公式为

VQ=1/(2.853+0.019T)

(8)

式中,CEC是岩石阳离子交换能力,meq/g;ρG是岩石平均颗粒密度,g/cm3;T是地层温度, ℃;φt是地层总孔隙度,小数;Swi是地层黏土水饱和度。

根据式(6)至式(8),在地层孔隙度30%的情况下分别建立了不同阳离子交换能力、不同地层水矿化度与黏土水饱和度理论关系图版(见图3、图4)。根据图3、图4,当地层孔隙度为30%、地层水矿化度20 000 mg/L、阳离子交换能力0.30 meq/g时,黏土水饱和度可达到0.47。这表明,中、高孔隙度渗透率储层,在高矿化度地层水情况下,因黏土矿物的高阳离子交换能力,仍可形成低对比度油层[3]。

图3　　孔隙度30%条件下,不同阳离子交换能力下的地层水矿化度与黏土水饱和度理论关系图版

图4　孔隙度30%条件下,不同地层水矿化度下阳离子交换能力与黏土水饱和度理论关系图版

2.3　流体性质判别

根据Clavier、Hill等提出的双水模型,地层中水分为黏土水、自由水2部分,而自由水包括可动水和颗粒间毛细管作用所吸附的束缚水。在分选性好的中、高孔隙度渗透率低对比度油层,孔喉比较低,储层均质性较好,地层中颗粒间毛细管作用吸附的束缚水体积含量为常数,且与总孔隙体积相比,几乎可以忽略不计,起决定影响作用的是黏土水。根据粒度分析资料,研究区粒度中值在170～450 μs之间,属于中—粗粒岩屑长石砂岩。从铸体薄片和扫描电镜照片,可以看出储层孔隙比较发育,连通性较好。储层岩心分析覆压孔隙度分布在23.8～32.8%之间,平均28.7%;覆压渗透率多大于50 mD*非法定计量单位,1 mD=0.987×10-3 μm2,下同,最高可达3 582.5 mD,平均466.5 mD。图5是3块物性相近的气-水半渗透隔板与压汞毛细管压力曲线对比图。压汞条件下的毛细管压力曲线与高矿化度情况下的气-水半渗透隔板的毛细管压力曲线相当[1],溶液矿化度为6 000 mg/L条件下样品的束缚水含量明显高于压汞毛细管压力曲线;2块气-水半渗透隔板毛细管压力曲线在地层水矿化度一致的情况下,其束缚水饱和度与黏土含量高低有直接关系。种种迹象表明研究区束缚水主要是由于黏土颗粒吸附水引起的,与非黏土颗粒表面吸附水、毛细细管滞留水并无太大关联。

图5　不同黏土含量气-水半渗透隔板与压汞毛管压力测量结果对比图*非法定计量单位,1 psi=6 894.76 Pa,下同

图7　渤海A井饱和度对比分析结果图

根据扩散双电层理论,利用实测的阳离子交换能力,结合地层水实际矿化度和地层温度,可以计算出地层的黏土水饱和度。在地层束缚水饱和度以黏土水饱和度为主时,基于双电层理论计算的单位孔隙体积中的黏土水的孔隙体积即为束缚水饱和度,与电阻率方法计算得到地层实际含水饱和度[8-12]进行对比,能够较好地识别储层流体性质。当电阻率曲线计算的含水饱和度,与黏土水饱和度一致时,地层中不存在可动水,储层流体性质为油层;当电阻率曲线计算的含水饱和度明显高于黏土水饱和度时,表明储层中存在可动水,流体性质为油水同层、含油水层等。

图6　渤海区域泥质含量与阳离子交换能力关系图

3　应用实例

根据扩散双电层理论,在渤海油田2口井进行了验证分析。通过对渤海区域研究及岩心实测数据分析,在研究目标区馆陶组和沙河街组地层,黏土矿物以伊蒙混层为主,阳离子交换能力主要集中在0.2～0.4 meq/g,偶见阳离子交换能力强的蒙脱石,实验分析表明,岩心分析阳离子交换能力与岩心分析泥质含量存在较好的一致性关系(见图6)[9-11]

CEC=0.5456Vsh+0.1778,R2=0.9713

(9)

利用该关系可以准确计算出地层的阳离子交换能力CEC(见图7第3道)。在此基础上,根据岩心分析岩石颗粒的骨架密度值为2.63 g/cm3,结合测井计算的地层总孔隙度,利用式(7)计算得到地层的阳离子交换容量QV。渤海区域地温梯度普遍为0.03 ℃/100 m,利用式(8)可以计算得到黏土水占据的孔隙体积VQ。根据该井该层位的取样水分析结果,地层水矿化度等效氯化钠浓度为38 045.03 mg/L,远高于20 475 mg/L,利用式(1)确定系数α为1。综合α、QV、VQ,利用式(6)可以计算得到地层的黏土水饱和度(见图7第4道)。根据油田实测地层水矿化度、岩电参数值,利用Waxman-Smits方程计算地层含水饱和度(见图7)。

从图7看出,利用扩散双电层理论计算的束缚水饱和度与阳离子交换能力关系密切,在泥质含量较低的1 258～1 264 m段,Waxman-Smits方程计算的含水饱和度与扩散双电层计算的束缚水饱和度一致,说明地层不含可动水,为油层。在含有泥质的1 247～1 250 m、1 251～1 254 m段,虽然电阻率曲线较底部1 270～1 276 m段的水层明显偏高,表现含油特征,但是利用扩散双电层计算的束缚水饱和度在1 247～1 250 m、1 251～1 254 m段相近,利用Waxman-Smits方程计算的束缚水饱和度分别在1 247～1 250 m、1 251～1 254 m段的底部明显地降低,表现含水特征,在1 249.5 m取样,获得100 mL油、2 420 mL混合液,氯根从105 000 mg/L下降到30 000 mg/L,证实为油水混合样,证实为油水同层。在泥质含量较重的1 256～1 257 m段,虽然电阻率曲线较1 249.5 m有明显降低特征,但是由于泥质含量较高,阳离子交换能力达到了0.35 meq/g,计算的扩散双电层束缚水饱和度可达到50%,与Waxman-Smits方程计算的含水饱和度一致性较好。因此,分析该段的电阻率降低是由于黏土颗粒吸附水所造成,储层流体性质为油层。

渤海某油田B井在油水过渡段附近常伴泥质含量较重的砂岩段,这给油水界面确定带来一定不确定性。初期评价阶段利用测试、取样证实油层电阻率下限值在6 Ω·m,但是在后期开发过程中发现该类储层的储量较大,约有400万t探明储量,正确判断油水界面对油田的挖潜和后期调整具有重要指导意义。

从高于6.0 Ω·m的2 109 m到典型水层的2 123 m有大约14 m的过渡带,且在2 109～2 118 m伴有物性变化段。根据油田岩心黏土类型分析,该层位以伊蒙混层为主,符合区域规律认识,计算的阳离子交换能力在2 109～2 118 m段在0.3 meq/g左右(见图8第3道蓝线),利用扩散双电层计算的束缚水饱和度可达到50%(见图8第4道蓝线),与Waxman-Smits方程计算的含水饱和度(见图8第4道红线)进行叠合。从图8可以看到,在2 109～2 115.5 m段,2种方法计算的饱和度一致,表现地层以束缚水为主,储层流体性质为油层;2 115.5～2 118 m段,Waxman-Smits方程计算的含水饱和度明显高于扩散双电层计算的束缚水饱和度,表现含水特征,测井解释为水层。开发过程中,在2 102.6～2 111.5 m段进行射孔生产,并加测产液剖面测井,日产油37.1 m3,日产水0.7 m3,证实为油层,从而将该油田的油层电阻率下限从原有6.0 Ω·m降至现在4.0 Ω·m,直接释放探明储量约400万t。