演武地区低阻油层测井识别方法

2019-08-23马廷昊杨珺茹时梦璇

云南化工 2019年6期

关键词：矿化度油水油层

马廷昊，杨珺茹，时梦璇

（西安石油大学，陕西，西安，710065）

1 地质概况

演武油田在地理上坐落在鄂尔多斯盆地的西南部。该油田横跨两个一级构造单元，位于天环坳陷偏东部和陕北斜坡西侧南段[1-2]。在整个油田区域内基本不存在断层，底部没有大的隆起，继承特征明显。延9 层主要为岩性油藏和低幅构造油藏两种类型。

2 低阻油层成因

2.1 地层水矿化度高

在储层相似岩性和物性的前提下，当油层的矿化度大于水层的矿化度时，会导致油气层具有低电阻特性。

演武油田侏罗系延9 段地层水总矿化度主要分布在27～85g/L，地层水矿化度相对较大。延9储层电阻率与地层水矿化度负相关，随矿化度增大电阻率减小[3]。

2.2 束缚水饱和度高

研究区延9 段储层孔隙结构复杂导致高束缚水饱和度，因此相应的延9 储层的视电阻率较低。演武地区侏罗系延9 发育中高渗储层，孔隙结构相对较好，导致束缚水较为发育，进而影响储层电阻率。

2.3 其他成因

此外，黏土的附加导电性和泥浆侵入都对演武地区侏罗系低阻油藏有一定的影响。

3 模型建立

3.1 四性关系

1）储层岩性，根据岩心描述和所收集到的录井岩屑描述资料表明，延9 储层岩性主要为细砂岩。

2）储层物性，延9 储层平均孔隙度为13.2%，平均渗透率为10.59×10-3μm2，可知延9储层为中孔隙度、中高渗透率储层。

3）储层电性，延9 储层电性基本特征是自然电位曲线显示负差异，但由于受泥浆体系和泥浆含盐度及储层固有特性等的影响，自然电位曲线变化较大，出现储层段正差异现象。受储层岩性、物性及流体性质等的影响，电阻率测井曲线变化较大。

4）储层含油性，延9 段主要为油斑、油迹、荧光和无显示，延9 段油斑级别以上达到70.68%。岩心描述井段试油资料揭示，油含油性级别在斑以上的储层,原则上能够实现工业油流。

3.2 孔隙度模型

孔隙度测井计算主要基于声波时差曲线，并兼顾补偿密度测井。储层孔隙度的计算通常采用Willie 公式。

3.3 渗透率模型

渗透率与孔隙度反映了两个不同方面的储层特征：渗透能力和储层容量。使用孔隙度量化渗透率。使用来自孔隙度和渗透率分析的数据，构建研究区延9 储层的渗透率测井解释的图版[2]。

3.4 饱和度模型

确定含油饱和度参数采用传统的经验模型。研究区所有井均测有感应测井，在侵入等环境影响较小的情况，直接将深感应来代替地层真电阻率。可得知延9 的有效厚度下限标准为AC>223，Rt>5，POR>10.5，Sw<52。

4 低阻油层识别方法

4.1 电阻率曲线重叠法

如图1 中不同点的位置分别对应这不同的流体饱和状态，即：A，油层；B，油水同层；C，残余油水层；D，水层。

图1 含水饱和度与相对渗透率关系图

A、B、C 三点所对应的电阻率不同，构造A、C、D 三点的电阻率作为判断油水层的依据。通过A 点处的孔隙度构造RTO 曲线，A 点为只含束缚水时的电阻率；通过C 点处的孔隙度构造RTW 曲线，C 点为只含残余油时的电阻率。

油水层识别标准：油层，电阻率大于RTO；油水同层，电阻率小于RTO，且电阻率大于RTW；水层，电阻率小于RTW。

4.2 视地层水电阻率法

储层含油气饱和度的准确计算在测井解释工作中极为关键，同时也为测井定量解释提供可靠的依据。灵活运用阿尔气公式，使用地层水电阻率对储层含油气饱和度进行计算。

Ro，100%含水岩层的电阻率；Rw，水溶液电阻率。当岩层一定时，Ro 与Rw 成正比：

当储层含油时，储层空隙空间内为油水层，将油水层电阻率定义为视地层水电阻率Rwa[3]，即油层电阻率为：

油水混合体电阻率的增高将会导致储层电阻率的升高。易证，对于淡水层，含淡水的地层电阻率为：

由于水的电阻率要远远小于油的电阻率，有Ro

5 低阻油层识别实例

图2 是Z1 井延9 储层测井解释结果，该井2266～2278m 井段，储层物性在声波时差、中子以及密度测井中均得到较好的显示；在测井解释成果图中可以看出，自然伽马值较低，表现为砂岩；自然电位负差异高，这表示储层的渗透性很强，但电阻率低，即常规流体识别方法难以判断含油性；电阻率增大法识别为油层，视地层水电阻率法识别为油水同层，基于相渗曲线构造的电阻率曲线重叠法识别为油层。结合岩性水性邻层定性识别，最终解释为油水同层。该储层试油初期日产油4.76t/d，日产水27.7m3/d。说明测井解释结果与实际生产较为接近，即上述方法对低阻油层的识别效果较好。