委内瑞拉奥里诺科重油带淡水冲刷超重油储层饱和度评价

2019-05-13陈惠李长文王玉生田葱葱郭松伟李剑平

测井技术 2019年1期

陈惠,李长文,王玉生,田葱葱,郭松伟,李剑平

(1.中国石油集团测井有限公司国际事业部, 北京 102200;2.中国石油勘探开发研究院, 北京 100083)

0 引言

委内瑞拉奥里诺科重油带位于东委内瑞拉盆地南缘的北倾单斜上,可采储量约为500×108t[1],是目前世界上最大的超重油油藏,占世界超重油藏的90%。其主要储集层是一套第三系河流——三角洲相砂岩,油层埋藏浅、厚度大、物性好、含油饱和度高[2-3],但由于受到地表淡水淋滤、冲洗作用,外来注入水和原生地层水发生了混合,且不同水淹级别,两者混合程度不同,从而打破了原始地层水矿化度的分布规律,给水淹层混合液电阻率的确定带来较大困难[4],极大地限制了传统的饱和度计算模型在重油储层评价中的应用。

饱和度评价是储集层定量评价的核心,是油气储量计算、油水界面确定、优化射孔方案的关键参数之一[5-6]。研究区超重油储层开发方式主要采用水平井冷采技术,在油水共渗体系中,油质变稠使油的流动性变差,水则显得更为活跃,水相对重油流动能力强,射孔若不避开含水段,产层很容易出水,即使只有1%的自由水,射孔之后也仅有水产出,严重影响试油效果和采收率[7-9]。国外目前对重油储层的研究主要集中在重油的成因机理、开采工艺方面[10-16],但对重油储层测井评价方法尤其是重油储层饱和度评价方面的研究较少,重油层测井识别与评价被认为是测井解释油气层“十大难题”之一[17]。通过调研前人研究成果,目前求取重油储层饱和度的方法主要有2类:对于泥质含量较低的重油储层主要采用阿尔奇公式计算[18-21];对于泥质含量较高的重油储层主要采用W-S模型求取[22-24]。上述2种饱和度评价方法在地层水性质变化不大的地层中取得了很好的应用效果,而委内瑞拉超重油油藏,由于受到淡水冲刷的影响,储层中包含高矿化度的束缚水和低矿化度的自由水,使得同一地层内地层水性质存在明显差异,因此,需要根据研究区超重油储层特征构建新的重油饱和度测井解释模型,提高饱和度计算精度,为重油储层开发方案的制定提供理论支撑。本文在综合分析研究区地层水成因的基础上,应用改进的双水饱和度模型确定了变化的地层水电阻率及饱和度,对经济合理地开发超重油区块具有很强的实用性和可操作性,对超重油油藏开发具有重要指导意义。

1 地层水特征分析

从地质成因分析,地层水可分为原生水和次生水。沉积成岩过程中,地层水呈浓缩盐化特征,形成高矿化度的地层水,当油气运移并富集于砂岩储层时,岩石孔喉中的自由水会被驱替,而吸附在泥岩表面及岩石颗粒表面的束缚水在排驱压力下,理化性质基本不变,这部分束缚水称为原生水。次生水是指地层沉积之后,通过原油生物降解、其他地层或地表水渗入等途径形成的地层水[25]。

从区域位置考虑,东委内瑞拉盆地西邻安第斯山脉,奥里诺科河横穿其中,研究认为重油带大气水补充源在安第斯的西部露头和南缘奥里诺科河。奥里诺科重油带浅层Morichal组3套油层顶面由北西向南东呈阶梯状抬升,底部2套油藏超覆在不整合面上;重油带南缘奥里诺科河流经,多条大断层可能上通至地表河水;地表水沿断层及不整合面浸入下部地层,原始地层受淡水淋滤、冲刷影响导致岩层中高矿化度的原生水被含盐量不高的、从地表运移和渗透的自由水所溶解稀释,交替生成次生水。次生水是被逐级改造过的一种淡化水,赋存于水层或油水同层中,研究区次生水实际为一种原生自由水和注入水的混合水。2008、2010年2次水分析资料表明油井产出水矿化度逐渐变淡,进一步证明了地表淡水对储层原生水的改造作用(见表1)。

表1 MPE-3相同井号不同时间水样化验氯根浓度及含水对比表

2 饱和度模型优选

普通油气藏保存条件好,地层水均为原生水,无次生水的影响,采用传统固定地层水电阻率的导电模型即可准确确定含水饱和度,但是奥里诺科重油带在成岩后期,由于受构造运动影响,地层水受到地表淡水冲刷,外来注入水和原生地层水发生了混合,地层水总矿化度随着束缚水体积和自由水体积比例的变化而变化。受此因素影响,重油油层内部自然电位异常往往与储层渗透性矛盾,当泥浆矿化度介于束缚水矿化度和自由水矿化度之间的情况下,油层至水层甚至出现自然电位异常的反转。针对研究区复杂的地层水特征,需要对饱和度模型进行优选。

2.1 双水模型适应性改进

针对研究区复杂的地层水特征,需要对传统的双水模型进行改进,提出以高矿化度的原生束缚水和低矿化度的次生自由混合水为基础的双水导电模型,该方法认为地层水的导电性是由自由水与束缚水并联导电决定的,双水中的束缚水不是通常双水模型的黏土水化水,而是指黏土化水和微毛细管孔隙滞水之和,而自由水(即混合水)也不是通常双水模型的自由水,而是指原生自由水与注入水溶解生成的混合水(见图1),且地层水电阻率等效为这2种水的混合液电阻率,随两者体积的变化而变化。

设自由水和束缚水混合液的电导率为Cwm,泥质砂岩地层的电导率为Ct,根据纯砂岩Archie公式有[26]

(1)

根据双水模型理论,混合液的导电性是自由水与束缚水并联导电的结果,因此

图1 含泥质砂岩重油地层的双水模型

(2)

根据饱和度、孔隙度之间的相互关系可得

Cwm=[(Swt-Swb)Cwf+SwbCwb]/Swt

(3)

将式(3)代入式(1)可得

(4)

令n=2,方程(4)变为关于Swt的一元二次方程,解方程并取正值解可得

(5)

式中,φt为总孔隙度;φf为自由流体孔隙度;φb为束缚流体孔隙度;Cwb为束缚水电导率;Cwf为自由水电导率;Swb为束缚水饱和度;Swt为总含水饱和度。

2.2 改进双水模型参数确定

双水饱和度模型方法的主要参数:孔隙度、岩电参数、地层水电导率、自由水电导率和束缚水电导率,通过常规测井、岩心物性资料、相渗资料及地层水测试资料可以准确计算这些参数。其中,地层水电导率是应用双水导电模型确定地层含水饱和度的关键参数。

2.2.1地层水电导率的确定

IZJ-B井位于奥里诺科超重油油藏低部位,目的层孔隙度30%～38%,测井深电阻率15～25 Ω·m,为典型水层。应用视地层水电阻率分析法确定地层水电阻率为1.25 Ω·m,等效电导率为0.80 S/m。

自由水矿化度通过地层测试和实验室水分析即可获得,根据实验室水分析结果,浅层超重油储层自由水矿化度为732.5 mg/L,等效电导率为0.25 S/m。

与自由水不同,束缚水矿化度难以通过测试等手段直接获取。浅层超重油储层孔隙中普遍存在残余油,典型水层中含有残余油、束缚水和自由水。束缚水饱和度、自由水饱和度和残余油饱和度关系为

Swb+Swf+Sor=1

(6)

假设束缚水和自由水是并联导电的,根据岩石体积模型,地层水电导率与束缚水电导率和自由水电导率之间的关系为

Cwm×φt(Swf+Swb)=Cwb×φtSwb+Cwf×φtSwf

(7)

由式(7)可得束缚水电导率为

(8)

式中,Swf为自由水饱和度,V/V;Sor为残余油饱和度,V/V。其中,束缚水饱和度和残余油饱和度通过综合分析相渗资料与岩心物性资料得到。

束缚水包括黏土束缚水和毛细管束缚水。通过分析相渗资料与岩心物性资料,束缚水饱和度与渗透率有较好的相关性,利用统计方法建立束缚水饱和度解释模型。

Swi=-7.42lnK+83.19R2=0.903 5

(9)

式中,K为渗透率,mD[注]非法定计量单位,1 mD=9.87×10-4 μm2,下同。

通过研究发现,残余油饱和度与地层孔隙度有很好的相关性。

Sor=96.773lnφ-307.49R2=0.694 6

(10)

式中,Sor为残余油饱和度,%;φ为孔隙度,%。

根据式(6)、式(7)、式(8),确定研究区束缚水电导率为2.73 S/m。

2.2.2地层孔隙度的确定

通过分析研究区岩心物性资料,发现补偿密度与岩心孔隙度具有很好的相关性,利用岩心刻度测井的方法建立密度孔隙度计算模型,利用该模型推算骨架密度值为2.67 g/cm3,与理论砂岩骨架值基本吻合(见图2)。

2.2.3岩电参数的确定

根据岩石物理实验分析,将地层因素和电阻率增大系数值绘制在双对数坐标系上,分别对应孔隙度值和含水饱和度值,使用y=ax+b形式的回归获得直线斜率的胶结指数m值和饱和度指数n值(见图3)。最终确定泥质校正后的岩电参数a=0.828,m=2.007,b=0.849 5,n=2.002,为使式(4)具有解析解,取n=2。

图2 孔隙度计算模型

图3 过载压力600 psi*泥质校正后的胶结指数和饱和度指数*非法定计量单位,1 psi=6 894.76 Pa

图4 CJS-A井测井综合解释成果图

3 应用实例

利用建立的改进双水饱和度模型对研究区CJS-A井进行了处理(见图4)。在第8道中,黑色曲线是运用阿尔奇公式计算的含水饱和度,红色曲线是双水模型计算的含水饱和度,通过与岩心数据对比可以看出,双水模型的计算结果与岩心更吻合,且可动水含量越高,双水模型较阿尔奇公式计算的含水饱和度准确性越高。以5号层为例进行分析,研究区次生混合水矿化度732.5 mg/L,计算得到束缚水矿化度10 800 mg/L。按照岩石物理体积模型,地层水电阻率随束缚水与自由水体积变化而不断变化,计算得到地层水电阻率0.34～0.65 Ω·m之间变化。在纯油层处只含束缚水,此时地层水电阻率最低为0.34 Ω·m,可动水含量越高,地层水电阻率越大。在5号层采用传统阿尔奇公式计算的饱和度仅仅15%,且5、6号层整体饱和度变化不大,易整体解释为单砂体油层。应用双水模型计算的地层水电阻率为0.65 Ω·m,含水饱和度达到72%,解释为水层。且双水模型计算的饱和度与岩心分析结果更吻合,明显提高了含水饱和度的计算精度及流体性质判别的准确性。

应用改进的双水模型对研究区48口重点井进行了精细解释,重新制作了油藏横剖面对比图,明确了研究区超重油储层流体分布规律。从图5可以看出油藏北部IZZ01、IZJ002PV、IZJ005PV、IZJ40006E、IZJ08等井在E1层普遍发育冲刷带,E2层冲刷带也主要分布在构造北部。构造偏南部局部井IZZ0024、IZZ0023井E1、E2层有电阻率值降低明显段,疑似有水侵现象,研究区超重油储层开发方式主要采用水平井冷采技术,因此,在开发中要注意避开含水层,有效指导射孔方案优化以及开发方案的制定。