XX地区长8中高电阻率储层出水原因分析

2019-05-13席辉张海涛林伟川张蕾肖飞吴有彬郭浩鹏

测井技术 2019年1期

席辉,张海涛,林伟川,张蕾,肖飞,吴有彬,郭浩鹏

(1.中国石油集团测井有限公司, 陕西西安 710077;2.长庆油田勘探开发研究院, 陕西西安 710018)

0 引言

研究区位于鄂尔多斯盆地南部,已发现了多个长8储层含油有利区,具有较大的勘探开发潜力。长8期为水下分流河道砂体,受水动力条件影响发育单期厚层、多期块状、多期薄层砂体,测井曲线表现为齿状箱形或钟形状。与西峰、镇北油田长8储层具有相似的物性、电性特征,但在测井解释过程中,发现部分层解释结果与试油结果相矛盾,储层电性与油层相当,甚至好于油层,测井识别为油层,试油证实储层出水,油水层电阻率差异小,流体性质识别困难,测井解释符合率极低,严重影响石油勘探和开发。因此,亟需开展长8储层中高电阻率出水层原因分析及流体性质判识方法研究,建立流体性质判识图版及标准,提高测井解释准确度,为低渗透复杂油藏的勘探开发提供测井技术支持。本文利用地质、测井、分析化验和试油等资料,从储层岩心、物性、地层水、原油性质和润湿性等5个方面开展了该区长8中高电阻率储层出水原因分析。形成了基于常规测井及核磁共振测井高电阻率储层流体性质判识技术,提高了长8储层测井解释符合率,在实际生产中应用效果显著。

1 长8中高电阻率储层出水原因分析

1.1 岩心观察分析

岩心观察分析表明,研究区宁××井1733.00～1740.80m井段岩性为灰褐色细砂岩,录井显示为油斑,荧光颜色暗黄色,滴水缓渗,电阻率为67.95Ω·m,对1734.0～1737.0m井段射孔,压裂后日产油0t,日产水3.9m3,表现为高电阻率水层特征。镇北地区木××井2702.47～2703.81m井段岩性为灰白色细砂岩,录井显示为油迹,荧光颜色黄白色,滴水缓渗,电阻率为10.19Ω·m,表现为正常水层特征。高电阻率水层岩心物性资料表现为低孔隙度、低渗透率和高含油饱和度,含油饱和度高主要是残余油影响,造成储层电阻率高。这是中高电阻率储层压裂改造后出水不出油的主要原因(见表1)。

1.2 岩性对比分析

对薄片分析资料统计表明,研究区长8储层填隙物含量为15.03%,其中碳酸盐岩含量为5.67%;西峰地区长8储层填隙物含量为11.35%,其中碳酸盐岩含量为3.97%(见图1)。研究区长8储层碳酸盐岩含量明显高于西峰地区,碳酸盐岩是高电阻率矿物,以胶结物形式出现,充填了部分孔隙,使整体岩性更加致密,含量增大导致电阻率增高。

对X衍射黏土矿物资料分析表明,研究区长8高电阻率水层砂岩中的黏土矿物主要为伊利石、绿泥石、高岭石和伊蒙混层,其中绿泥石含量平均为41.8%,伊利石+高岭石含量平均为58.1%,高电阻率水层绿泥石含量高于常规水层、油层,伊利石+高岭石含量低于常规水层、油层。岩石经荧光薄片鉴定,颗粒表面绿泥石膜边缘发褐色荧光,分析认为是长7烃源岩早期低成熟演化阶段的产物沥青,黏土矿物绿泥石吸附的沥青导致岩石电阻率增高(见图2)。因此,储层碳酸盐岩含量高及黏土矿物吸附沥青是中高电阻率储层压裂改造后出水不出油的另外一个主要原因。

1.3 物性对比分析

研究区长8储层岩性主要以细-中粒岩屑长石砂岩为主,含少量长石岩屑砂岩及长石砂岩。通过对长8储层28口中高电阻率出水井1 719个岩心样品物性分析表明,长8储层岩心分析孔隙度分布主要集中在5%～9%之间,占总样品的69.87%,平均孔隙度7.24%(见图3);长8储层渗透率主要分布在小于0.2×10-3μm2和大于0.5×10-3μm2区间,占总样品的85.74%,平均渗透率为0.3×10-3μm2(见图4),总体上表现为低孔隙度、低渗透率特征,在低渗透率的背景上存在局部高渗透率区。西峰地区长8岩心分析孔隙度分布范围较大,主要分布在5%～11%之间,平均孔隙度为8.63%,渗透率分布具有与研究区相似特征,分布在小于0.2×10-3μm2和大于0.5×10-3μm2区间,占总样品的74.73%,样品点没有研究区所占比例高,平均渗透率为1.35×10-3μm2。研究区与西峰地区长8储层物性相比,孔隙度、渗透率总体上要差。岩石孔隙度、渗透率越小,含地层水越少,孔隙连通性越差,岩石导电能力减弱,岩石电阻率增高。因此,物性差对研究区长8中高电阻率储层形成具有一定的贡献。

图1 长8储层填隙物含量对比分布直方图

图2 板××井1 933.28 m长8储层

1.4 原油性质对比分析

图3 研究区长8储层渗透率分布频率图

图4 研究区长8储层孔隙度分布频率图

研究区长8储层原油密度为0.83 g/cm3,黏度为3.92 mPa·s,初馏点为64.00 ℃,凝固点为16.00 ℃;西峰地区长8储层原油密度为0.86 g/cm3,黏度为6.76 mPa·s,初馏点为73.50 ℃,凝固点为21.00 ℃,沥青质1.80%。研究区长8储层原油具有低比重、低黏度、低凝固点等特征。与西峰地区相比,原油性质基本一致,其实原油本身不会造成电阻率升高。

1.5 地层水分析

研究区长8储层的地层水组分中阳离子主要为K+,Na+,Ca2+,阴离子主要为Cl-,SO42-,HCO3-。根据苏林地层水分类标准[1]及博雅尔斯基的CaCl2型地层水分类标准[2],对长8储层的地层水水型、Na+/Cl-离子浓度比分别进行了统计,Na+/Cl-分布在0.5～0.65之间,表明研究区长8储层水型主要以Ⅳ～Ⅴ型CaCl2水型为主。长8储层的地层水总矿化度变化范围大,分布在15.63～45.75 g/L之间,平均为28.26 g/L,地层水矿化度低,岩石中溶液导电性减弱,岩石电阻率增高。与西峰地区相比,长8储层的地层水总矿化度差异不大(见表2)。因此,低矿化度对研究区长8中高电阻率储层形成具有一定的贡献。

1.6 润湿性分析

润湿性控制流体在孔隙中的位置和分布,影响岩石电阻率。通过对研究区18口井19块样品润湿性试验资料分析表明,研究区长8储层润湿性非常复杂,具有强亲油、亲油、中性、弱亲水及亲水润湿特征。其中强亲油-亲油样品数占总样品数47.37%,中性样品数占总样品数15.79%,弱亲水-亲水样品数占总样品数36.84%。长8储层润湿性整体以强亲油-亲油为主,当含水饱和度低时,岩石中部分水被不导电的油圈闭起来或被分离成树枝状,使其对电的传导没有贡献[3],岩石电阻率增高,并且强亲油-亲油岩石压裂改造后水更容易排出。因此,润湿性对研究区长8中高电阻率储层形成具有一定的贡献。

表2 长8储层地层水矿化度对比表

分析认为,研究区长8中高电阻率储层出水原因主要是黏土矿物绿泥石吸附的沥青,造成残余油饱和度高,加之碳酸盐岩含量高,因此,研究区长8储层显示高电阻率。

2 长8储层流体性质识别方法研究

2.1 常规测井交会图版法

储层围岩电阻率只显示本身岩石的导电性,而具有一定孔隙储层的电阻率不仅反映本身岩石的导电性,更反映孔隙流体的导电性的强弱[4]。采用长8储层电阻率与邻近围岩电阻率比值来突现油的显示特征,也消除不同仪器的测量误差。图5为电阻率比值与声波时差的交会图。从图5中看出,当电阻率比值大于或等于2.5,声波时差大于216μs/m时为油层、油水同层;当电阻率比值大于或者等于1.6,小于2.5,声波时差大于216μs/m时为含油水层;电阻率比值小于1.6,声波时差大于216μs/m时为水层;当孔声波时差小于或者等于216μs/m时为干层;该方法能有效识别油层(油水同层)、含油水层、水层和干层,具有良好的应用效果。

图5 电阻率比值与声波时差交会图

2.2 核磁共振测井定量判识法

通常轻烃的T1比较长,水的T1较短,因此对于孔隙水而言,较短的极化时间就能完全极化,而轻烃则需要较长的极化时间。理论上讲,长、短等待时间T2谱分布相减,水的信号可以相互抵消,而油与气的信号则余留在差谱之中,由此识别油气。但是,实际上由于受到噪声及大孔隙的影响,差分谱中会存在束缚水和可动水的差分信号,这种差谱的定性方法通常不可靠[5-9]。

假定地层含有烃、水两相流体,根据T2几何平均值定义,可以将其写成烃、水两相信号分开之和的平均,即

(1)

式中,m为T2谱分布的点数;Pih为对应于T2ih的烃测量信号分量,%;Piw为对应于T2iw的水测量信号分量,%;T2LM为测量T2谱的几何平均值,ms。

当只考虑可动流体的差分谱时,设烃与水的差分信号分别为Δφh、Δφw,差分谱信号的几何平均值为ΔT2LM,则式(1)简化为

(2)

式中,T2h、T2w分别为烃、水信号的T2几何平均值,ms。差分谱总信号为Δφh+Δφw=Δφ,由式(2)进一步可以推导出差分谱上的烃的信号量为

(3)

设烃的极化时间为T1h,长、短极化时间分别为TwL、TwS。差分谱烃信号等于烃的长、短极化时间的测量信号之差

(4)

式(4)经含烃指数IH校正得到烃的孔隙度φh

(5)

由此得到了计算含烃饱和度Sh模型为

(6)

为方便进行流体性质识别,将可动烃孔隙度与可动水孔隙度的比值简称为可动油水比,即

(7)

式中,φMFFI为核磁共振可动流体孔隙度,%。

采用反映储层含油性参数核磁共振含油饱和度、可动油水比,以及反映储层物性参数可动流体孔隙度、核磁共振总孔隙度建立了研究区油水层识别标准(见表3)。

表3 核磁共振测井流体性质识别标准

图6 宁××井核磁共振测井长8储层油水识别成果图

3 应用实例

宁××井1 730.50～1 732.90 m层段,录井显示为油斑,不均匀状含油,滴水缓渗,电阻率为71.53 Ω·m,声波时差为218.26 μs/m,电阻率与邻近围岩电阻率的比值为1.79,采用常规测井交会图版法解释为含油水层;核磁共振总孔隙度为9.04%,可动流体孔隙度为5.14%,核磁共振含油饱和度为16.21%,可动油水比为0.36,表明储层物性中等、含油性较差,综合解释为含油水层。1 471.90～1 747.10 m层段,电阻率为62.52 Ω·m,声波时差为217.77 μs/m,电阻率与邻近围岩电阻率的比值为1.58,采用常规测井交会图版法解释为水层;核磁共振总孔隙度为7.3%,可动流体孔隙度为4.27%,核磁共振含油饱和度为0,可动油水比为0,反映储层物性中等、不含油,综合解释为水层。对1 730.5～1 732.5 m、1 742.0～1 745.0 m井段射孔,试油结果为油花,日产水5.2 m3,解释结论与试油结论相吻合(见图6)。

悦××井2 072.50～2 075.50 m层段,录井显示为油斑,不均匀状含油,滴水缓渗,电阻率为55.70 Ω·m,声波时差为239.80 μs/m,电阻率与邻近围岩电阻率的比值为2.71,采用常规测井交会图版法解释为油水同层;核磁共振总孔隙度为12.99%,可动流体孔隙度为10.05%,反映储层物性较好;核磁共振含油饱和度为21.41%,可动油水比为0.610,反映储层含油性较好,综合解释为油水同层。2 089.0～2 092.4 m层段,核磁共振含油饱和度及可动油水比无显示,解释为水层。对2 071.0～2 175.0 m井段射孔,试油结果为日产油3.4 t,日产水19.5 m3,解释结论与试油结论相吻合(见图7)。