埕海油田深层流体性质判别方法

刘俊东,李进,窦如胜,王小刚,卓坤,刘竹杰

(1.中国石油集团测井有限公司天津分公司,天津300280;2.中国石油集团测井有限公司,陕西西安710077;3.中国石油大港油田公司第四采油厂(滩海开发公司),天津300280)

0 引 言

大港埕海油田受海上地理条件的制约,多采用人工岛或海上平台的方式钻采[1]。与陆上油田勘探开发不同,在高投入、高产出的同时有较高的风险。随着勘探开发的逐渐深入,测井响应特征与储层含油性的关系越来越复杂,测井评价难点日益凸显,常规评价方法难以准确识别储层流体性质。与此同时,当地层流体含气饱和度较高时,天然气的压缩储能效应会导致地下流体在井筒内运移过程中,因体积膨胀增大平台井口控制难度和海上油田的开采风险。因此,为了实现油田的高效开发和效益建产,对测井解释评价提出了更高的要求,不仅要准确划分油水关系,还要精准评价油气的相对含量,故针对埕海油田进行测井流体性质识别与评价方法研究具有重要意义。

1 储层特征与评价难点

埕海油田开发主力层为三角洲和扇三角洲前缘亚相沉积的沙河街组。储层构造破碎,单砂体厚度薄且纵横向展布变化较大,储层岩性为灰色泥岩、浅灰色含砾不等粒砂岩与细砂岩组成的互层层序,孔隙度最大为17.7%,单井平均孔隙度为14.2%,渗透率最大为79.6 mD[注]非法定计量单位,1 mD=9.87×10-4μm2,下同,单井平均渗透率为25.0 mD,属于中孔隙度低渗透率常规碎屑岩地层。区域岩心毛细管实验分析反映仅有少量大孔隙喉道,以微孔隙为主,孔隙结构较差,束缚水饱和度较高,可达60%以上。勘探开发证明,在沉积背景下区块普遍发育由高束缚水以及侵入等综合因素导致的低对比度油藏。在正韵律顶部或反韵律底部,储层岩性细、分选差、孔隙结构复杂,油气对电阻率响应的贡献弱,形成了沉积韵律控制下的低对比度油气层。侵入导致的低对比油藏,由于复杂的孔隙结构使钻井过程中滤饼与井壁连接不牢,容易被冲散,从而延长侵入时间,增加侵入深度。尤其近几年钻井液矿化度越来越高,18 ℃钻井液条件下的电阻率甚至低于0.1 Ω·m,使得侵入污染引起的低对比度油气层也成为制约测井评价精度的主要因素。

图1为2020年部署的采油井张海B井测井解释成果图。该井18 ℃钻井液条件下的电阻率为0.13 Ω·m,由图1可见,砂体薄互层作用明显,且35号层等底部电阻率均出现明显的“凹兜”特征,电阻率绝对值低于围岩电阻率(2 Ω·m),反映该井受钻井液侵入影响严重,故在评价时综合考虑了内外因素。在无典型油气层特征的情况下,将岩性、物性与电性曲线具有较好一致性的33、35号层评价为油气层;36、45号层在岩性细、物性较差时仍然具有较高的电阻率,评价为油层;28、37、40、41号层层内有明显的流体分异特征,解释为油水同层。2020年9月25日,对该井28、32、33、35、36、37、40、41、45号层采用潜油电泵6.5 mm油嘴投产,日产油0.75 t,日产气145 m3,日产水74.34 m3,含水率99%,证明测井解释结论偏高。

图1 张海B井测井成果图

与此同时,天然气的物理特征在测井响应上表现不明显,测井识别困难,经常会出现测井评价以油层或者油气同层为主,而实际生产却具有较高气油比、甚至纯产气的现象。图2为张海C井的测井成果图,其中66、67层测井孔隙度曲线“镜像”特征不明显,评价为差油层与油层。2018年6月24日采用8 mm油嘴自喷投产,日产油16.53 t,日产气39 272 m3,气油比达2 376。此外,近几年海上油田开发大斜度井、水平井占比逐年增高,狗腿度大、井况条件差,造成测井解释陷入困境。针对此情形,急需一种基于常规资料的深层流体判别新方法,提高储层的识别精度,指导油田后续开发方案的实施。

图2 张海C井测井成果图*非法定计量单位,1 in=25.4 mm,下同

2 评价方法的建立及应用

针对埕海油田评价难点开展研究,通过对测录井资料进行深度挖掘,形成了基于电阻率沉积韵律校正以及钻井液冲刷控制作用分析的纵向模式判别法、基于流体性质敏感权重分析的四孔隙度判别指数法、多学科融合的测录井一体评价法,有效解决了油田测井评价的难题,应用效果良好。

2.1 纵向模式判别法

通过大量基础资料分析发现,沉积韵律和钻井液污染是影响研究区碎屑岩储层电性响应特征的2种最主要因素,故针对该类油气层,要进行准确的流体性质识别,首先需要对影响因素进行逐步剥离。鉴于自然伽马曲线可以较好地反映沉积韵律,利用自然伽马曲线对电阻率进行沉积韵律校正,降低围岩环境对电阻率的影响,扩大油、水层电阻率之间的差异。具体校正公式

Rtc=(Rt/Rsh)/(1-ΔGR)

(1)

式中,Rtc为沉积韵律校正后的电阻率值,Ω·m;Rt为沉积韵律校正前储层深电阻率值,Ω·m;Rsh为泥岩电阻率值,Ω·m;ΔGR为自然伽马相对值。

地层发育不同程度的非均质性,导致钻井液侵入地层是以不同的途径、方式和速度均匀推进。钻开地层初期,钻井液冲击和喷射井壁将大孔隙中的油以较快速度沿渗透性好的地层推进,而低孔隙度渗透率地层则相对较大程度地保留了比较多的原始油藏信息[2]。因此,在不同孔隙度渗透率条件下地层电阻率将呈现齿化特征。纵向模式判别法就是利用这种齿化特征,首先对区块试油资料进行分析,建立不同储层类型电性下限。其次,通过对电阻率校正曲线进行二阶求导,利用导数的正负特征将储层分段,并根据电性标准按水层—油水同层—油气层的顺序分别定义为-1—0—1。

最后结合油藏纵向分布规律,定义随深度增加的正韵律为油模式,实现地层流体性质的自动判别[3-4]。图3为张海D井的测井成果图,该井18 ℃钻井液条件下的电阻率为0.21 Ω·m,与张海B井隶属于同一断块,构造位置略高15 m左右。孔隙度曲线反映各层均具有不同程度的非均质性,电阻率呈现微齿化特征。其中29、30号层从测井曲线上看,自然电位异常幅度大,电阻率测井曲线在岩性纯、物性好时呈现明显的下凹特征,反映地层具有一定的含水性,但利用该方法进行判别,电阻校正指数为3～7,纵向上表现为逐渐增加的油模式,解释为油层。2020年11月25日,对该层采用潜油电泵5.00 mm油嘴投产,日产油40.72 t,日产气1 485 m3,验证了该方法的适用性。

2.2 四孔隙度权重分析法

准确区分油、气层是海上平台安全开采的迫切需求。常规三孔隙曲线在气层中分别具有典型的响应特征,如补偿声波曲线的“周波跳跃”现象、补偿中子曲线的“挖掘效应”现象、补偿密度-补偿中子的镜像交会特征等。基于以上特征在大港油田中浅层形成了较为成熟和完善的气藏评价方法。而埕海油田构造破碎,砂泥岩交互频繁且纵向叠加,目的层位埋藏深,受地质环境和成藏条件的制约,油气藏在测井曲线响应特征上比较复杂。即使在高气油比储层中密度-中子镜像包络现象也不明显,声波时差数值变化不大,再加上不同断块间乃至同一断块不同井位测井响应特征也不尽相同,常规气藏识别方法应用受到局限。

图3 张海D井测井成果图*非法定计量单位,1 b/eV=6.241 46×10-10 m2/J,下同

结合油气层评价中含水孔隙度一般是有效孔隙度1/2以内的规律,在对测井资料进行预处理和储层有效性判别的基础上,计算流体性质敏感的四孔隙度参数(补偿密度孔隙度、补偿中子孔隙度、补偿声波孔隙度以及含水孔隙度),引入数学熵权系数确定法,求取参数隶属度,放大敏感参数的特征,消除测量环境导致的曲线间的误差,创新建立了决策函数:孔隙差值与孔隙比值,形成了具有区域特征的流体性质精确判别的新方法。该方法同时应用了多条测井曲线,不仅减弱了评价结果对某条曲线的单一依赖性,更通过深入发掘测井响应特征的隐性信息和权重的调配,增强了区块适用性,为埕海油田后期高效的勘探开发提供了有力的技术支撑[5]。

图4 原始挖掘效应识别气层效果图

熵权法是目前确认指标权重广泛应用的一种方法,其在数据体归一化、标准化的基础上,求取信息熵,信息熵越小,表明提供的信息量越多,在评价中起到的作用也越大,能有效避免单参数间表征结果不一致的情况[6-7]。综合测井、录井、试采资料,首先选取试油层段特征响应值,建立不同流体性质的孔隙数据体φ。其次利用熵权法去同存异的特点计算各指标的权重,形成孔隙权重矩阵A。最后,结合孔隙及其权重分布,形成该区块流体识别决策函数:孔隙度差值F,孔隙度比值K。与原始图版法相比(见图4),制作相关的交会图版(见图5)上不同流体性质投影位置有明显的区分。统计不同流体性质的分布范围,确定边界条件,即可指导后续产能井中储层流体识别。

F=A1φDEN+A2φAC-A3φCN-A4φSw

(2)

(3)

式中,A1、A2、A3、A4分别为密度孔隙度、声波孔隙度、补偿中子孔隙度、含水孔隙度的孔隙权重参数;φDEN、φAC、φCN、φSw分别为密度孔隙度、声波孔隙度、中子孔隙度、含水孔隙度,%;F为孔隙度差值;K为孔隙度比值。

图5 新决策函数识别流体性质效果图

2.3 测录井多学科结合法

随着海上油气田勘探开发的进一步发展及对提高采收率和经济效益的迫切需求,大斜度井和水平井的应用越来越广泛。钻井液性能差、狗腿度大等问题造成井况复杂,降低了测井仪器的通过能力,时常会出现反复遇阻、遇卡的情况,甚至采用钻杆输送或井下存储测井的方式依然会遗失部分测井资料。针对这样的情况,考虑到录井资料包含了丰富的烃类信息、受钻井液侵人响应程度低、且具有连续性和实时性的特点,将储层的测井特征与全烃派生参数相融合,减小非地质因素的影响,形成了多参数融合的多学科协作评价技术[8]。

利用气测烃组分信息提出了烃平衡和重烃比值参数[见式(4)、式(5)]。对于轻质油气层烃平衡值为高值,重烃比值为低值;在水层处刚好相反,油气层烃平衡值为低值,重烃比值为高值。结合该规律,定义油气丰度指标Q有效识别油气层。

BH=(VC1+VC2)/(VC3+VC4+VC5)

(4)

HM=2(VC4+VC5)/VC3

(5)

Q=BH/HM

(6)

式中,BH为烃平衡比值;HM为重烃比值;Q为油气丰度指标;VC1、VC2、VC3、VC4、VC5为气测测量各烃类组分含量,%。

气测资料虽然可以捕捉地层油气的信息,却不能对地层的储集性能进行评价。为了加深对地层的认识,根据测井岩性、物性曲线构建了储层品质因子[见式(7)],并通过对关键参数的融合建立了测录井综合评价因子。统计分析得到典型油气层中测录井综合评价评价因子一般在20以上。

B=φAC(1-2ΔGR2+ΔGR3)

(7)

式中,B为储层品质因子。

测录井综合评价因子=油气丰度指标×储层品质因子。埕海E井是2018年12月份部署于滩海新区一口大斜度评价井(见图6),最大井斜角为82.32°,18 ℃钻井液条件下的电阻率为0.15 Ω·m。偏心器严重损坏,缺失了补偿密度测井资料。电阻率资料受钻井液污染严重,无法为油气层的判别提供有用信息。在此情况下,根据该方法对测井资料进行评价,认为58、59、60号层顶部综合评价指数均可达30以上,为优势油气层段。2019年9月25日对该段进行射孔试油,采用氮气气举的方式,日产油45.9 t。

图6 埕海E井测录井多学科结合评价成果图

3 结论及推广应用

流体性质的准确识别是储层测井解释评价的核心内容,对提高海上平台的钻探成功率,降低开发成本具有重要意义。本文从地区储层的复杂性出发,对制约符合率的地质因素进行逐步剥离,强化敏感参数,弱化惰性参数,通过不断扩大流体性质之间的差异,形成了3种流体性质识别方法,针对性地解决油田开发过程中凸显的评价难题。

(1)纵向模式判别法是针对目标区块综合因素导致低对比度油藏普遍发育的难题提出,根据储层非均质性造成钻井液冲刷后剩余油分布不均匀、电阻率出现齿化特征的现象,在利用伽马曲线进行沉积韵律电阻率校正的基础上,结合油藏分布规律通过二阶导数分段评价,实现地层流体性质自动判别。

(2)四孔隙度权重分析法针对目标区块油气层采用典型测井响应和评价方法难以区分的问题,通过将对流体性质敏感的补偿中子、密度、声波孔隙度与含水孔隙度结合,利用熵权法对隶属度进行判别,形成孔隙差值、孔隙比值的决策函数,不仅同时应用了多条测井曲线的综合反应,减弱了评价结果对某条曲线的单一依赖性,降低了由于井况复杂等原因导致的资料质量问题对评价结果造成影响的风险,而且通过权重的调配增加了方法的区域适用性。

(3)测录井多学科结合法是针对测井现场施工困难、无法及时有效为储层评价提供全面测井资料的情况下,结合录井气测全烃组分的信息建立油气丰度指标和测井资料建立储层品质因子,形成地层综合评价因子,实现跨学科的多维度储层综合评价技术。

(4)将研究成果直接应用于埕海油田的开发与生产实践,取得了突出的地质成果:利用该研究方法对区块进行复查,测井解释符合率提高了6.4%;对新井进行评价,增储上产效果显著。此外,开发生产不断证明,这些方法不仅适应用埕海油田,同时还具有普适性,可以广泛应用于大港油田歧口凹陷的各个区块。