鄂尔多斯盆地西缘中生界高电阻率水层测井评价方法

单沙沙,卢春利,周丽艳

(1.中国石油集团测井有限公司地质研究院,陕西西安710077;2.中国石油集团测井有限公司测井技术研究院,陕西西安710077)

0 引 言

电阻率作为识别流体性质的关键参数,在复杂油藏中受到诸多影响,使得同一油水系统中,油层与水层电阻率差异小,形成低对比度油层和高电阻率水层(简称高阻水层),给勘探开发带来难题。对高阻水层的成因前人已经进行了很多研究[1-3],可分为2大类:第1类是储层内因,即储层本身特征引起的,如孔隙结构差、物性致密等;第2类是外因,如钻井液侵入、地层水变化、润湿性等引起的电阻率变化。

鄂尔多斯盆地西缘中生界长8、长9主要发育三角洲前缘水下分流河道与三角洲平原分流河道砂体。长7烃源岩在研究区南部有一定范围分布,烃源岩生成的油气在生烃增压形成的异常压力作用下向下运移,在长8、长9聚集成藏。地质历史过程中,研究区活跃的构造运动造成多期断裂,至白垩纪中晚期,喜山运动引起的强烈抬升剥蚀,使得古油藏发生破坏,大量油气散失。研究区测井解释过程中,部分层解释结论与试油结论不符,多口井取心含油显示为油斑,电阻率值较高,但试油为水层。通过对岩性、泥质含量、物性及地层水等因素分析发现,研究区高阻水层主要由多变的地层水矿化度和古油藏破坏后形成的氧化残余油引起。此类层的存在导致常规解释图版上高阻水层普遍发育,油水识别效果差,测井解释符合率低。前人对于地层水矿化度变化对储层电阻率的影响研究很多[1-6],但对于氧化残余油的分析多为薄片等定性观察,在定量表征上研究很少。因此,急需开展氧化残余油对储层电阻率的影响分析,形成研究区油水识别方法以提高测井解释精度。

1 高阻水层电阻率影响因素

1.1 矿化度对电阻率的影响

地层水电阻率的大小直接影响储层电阻率的高低。造成地层水矿化度变化的原因很多[4],研究区最直接的原因是盆地边缘断裂系统发育沟通上部地层甚至地表水,上部淡水渗入使地层水发生不同程度淡化,地层水矿化度变化范围主要在10.0～50.0 g/L,平均为24.5 g/L。实验表明相同含水饱和度条件下,地层水矿化度越低,对储层电阻率影响越大。当矿化度低于20 g/L时,地层水矿化度进一步降低,可以使储层电阻率成倍增大。(见图1)。

图1 地层水矿化度对储层电阻率影响实验结果图

1.2 氧化残余油对电阻率的影响

构造运动造成古油藏破坏,油气中的轻质组分散失,沥青质等重质成分残留并发生氧化,与颗粒表面黏土膜结合形成有机质复合体,并附着于岩石颗粒表面(见图2),颗粒表面原有的水膜导电网络发生切断,储层内导电路径发生改变,使储层电阻率升高。氧化残余油的存在改变了储层中油水分布以及岩石的润湿性,对储层电阻率有较大影响。图3是氧化残余油引起的高阻水层与正常水层的岩电实验对比图,正常水层电阻增大率与含水饱和度在对数坐标下呈线性变化,其斜率(饱和度参数n)一般为小于2的定值;高阻水层中两者呈非线性变化,其斜率值较大,甚至达到5,说明残余油的存在对储层油水分布及润湿性产生影响,造成储层电阻率增大。

图2 高阻水层残余油荧光特征

图3 高阻水层岩电特征

1.3 其他电阻率影响因素

岩性因素如泥质、碳酸盐含量等也会对储层的电阻率造成影响[5],但研究区岩性较纯,以长石砂岩和长石岩屑砂岩为主;填隙物含量低(约为10%),以水云母、绿泥石为主,其次为硅质、钙质胶结物。油层、水层的储层特征相近,岩性不是造成高阻水层的主要原因。

图5 X1井高阻水层测井解释综合图*非法定计量单位,1 b/eV=6.241 46×10-10 m2/J,下同

研究区位于鄂尔多斯西缘断裂系统发育,综合上述分析,高阻水层的成因主要是:构造运动破坏古油藏,使得上部淡水渗入,引起地层水矿化度降低;同时轻质油气逸散,重质胶质、沥青质氧化,形成氧化残余油附着于颗粒表面,造成水层电阻率升高,这2种原因是相互伴随形成的。

2 高阻水层评价方法

对于以上2种造成高阻水层的原因,地层水电阻率的相关研究很多[6-9],常用的计算方法包括水分析法、自然电位法及水层反算法等,已经有许多学者进行了研究,文中不再赘述。

2.1 氧化残余油定量表征

氧化残余油由于轻烃逸散,以氧化重质成分为主,具有“重碳轻烃”的特质。含氧化残余油的储层在测井曲线上除了具有高电阻率特征外,由于含氢指数的降低,三孔隙度曲线上常表现出低中子的特征[10-11](见图4)。

图4 残余油测井响应特征

研究区内泥岩具有高密度、高中子的特点,与储层段特征相反,且储层段泥质含量低(约5%),可以很容易区分。图5为研究区X1井高阻水层测井解释综合图,其中第4道中密度—中子包络显示的储层划分界线与自然伽马曲线的分层界线一致,是适合本区块的左右刻度值范围,可辅助进行储层划分。将储层岩石体积模型分为骨架、微孔、氧化残余油、剩余粒间孔4个部分,根据三孔隙度测井原理,密度测井测量体积密度,主要反映总孔隙度;根据费马最短时间原理,声波趋向于绕开微细颗粒形成的微孔隙及其中的束缚水,主要沿岩石颗粒传播,声波测井主要反映粒间孔;因此,密度和声波测井差异可以反映储层中对渗流作用不大的微孔部分。中子测井主要测量储层中含氢指数,反映总孔隙度,但由于氧化残余油的存在呈现出类似“挖掘效应”的特征,使中子值变小,因此,密度和中子测井差异可以反映氧化残余油部分。具体公式推导

(φ1+φ2)×Δtf+(1-φ1-φ2)×Δtma=Δt

(1)

(φ1+φ2+φ3)×DENf+

(1-φ1-φ2-φ3)×DENma=DEN

(2)

(φ1+φ3)×CNLf+φ2×CNLor+

(1-φ1-φ2-φ3)×CNLma=CNL

(3)

φ3=φ-(Δt-Δtma)/(Δtf-Δtma)

(4)

φ2=[1/(1-CNLor)]×(φ-CNL)

(5)

式中,φ1为颗粒间剩余粒间孔隙度,%;φ2为氧化残余油孔隙度,%;φ3为微孔隙度,%;φ为总孔隙度,%;Δtma为骨架的声波时差值,μs/m;DENma为骨架的密度值,g/cm3;CNLma为骨架的补偿中子值,%;Δtf为流体的声波时差值,μs/m;DENf为流体的密度值,g/cm3;CNLf为流体的补偿中子值,%;CNLor为氧化残余油的中子值,%;Δt为声波时差值,μs/m;DEN为密度值,g/cm3;CNL为补偿中子值,%。

研究区储层为低孔隙度低渗透率储层,孔隙度主要分布在5.0%～15.0%,平均为9.8%,计算误差对其绝对值影响大,式(1)～式(5)所需理论参数的选取会进一步增加计算误差,因此,直接采用测井曲线经围岩刻度后归一化的值表征微孔隙、剩余粒间孔、氧化残余油孔隙。图5第11道渗流指数是声波与密度经过刻度归一化后得到的差异函数,与微孔隙所占体积呈反相关,主要反映剩余粒间孔,该值越大储层连通粒间孔越多,孔隙结构越好,该曲线反映的孔隙结构与核磁共振测井反映的孔隙结构一致。第12道中的氧化指数为中子与密度的差异函数,表征的是氧化残余油对储层孔隙造成的影响。该曲线与高阻水层取心分析得到的残余油饱和度(红色杆状图)趋势较为一致,可以定量计算氧化残余油所占体积。氧化指数越高,储层中氧化残余油越多,对储层电阻率影响越大。

2.2 电阻率校正及油水识别

氧化残余油的存在和地层水的淡化导致水层电阻率增加,使得高阻水层与油层混杂,电阻率判别油水困难。通过三孔隙度测井差异计算氧化指数,定量表征储层中氧化残余油体积。在此基础上,结合地层水电阻率,对多口井的高阻水层进行分析,建立地层电阻率与氧化指数和地层水电阻率的关系(见图6),实现特定的氧化残余油含量和地层水矿化度条件下水层电阻率R0的计算[见式(6)]。R0是对纯水层电阻率在地层水矿化度发生变化、存在特定的氧化残余油含量时的校正。

R0=A×eB×OI

(6)

A=40.677×Rw+8.4183

(7)

B=-12.359×Rw+6.4535

(8)

式中,A、B为待定系数;Rw为地层水电阻率,Ω·m;OI为氧化指数,无量纲。

图6 地层电阻率与氧化指数和地层水电阻率关系图

图7 补偿中子—电阻率比值油水识别图版

对于水分析资料丰富的区域,地层水电阻率可由水分析及其平面趋势图获得;对于水分析资料较少的区域,可采用水层反算,通过水分析刻度求得地层水电阻率。将测井实测储层深电阻率Rt与上式计算的水层电阻率R0的比值定义为电阻率比值I。该值消除了氧化残余油、地层水电阻率及物性等对储层电阻率的影响,放大了对流体可动油的反映能力,可以很好地进行油水识别。图7为研究区40口井41个试油层段补偿中子—电阻率比值油水识别图版,克服了因高阻水层存在导致常规声波—电阻率交会图中油水混杂、识别精度低的问题。图版显示在该区补偿中子大于14%时,电阻率比值I大于1.8,为油层界限。

对研究区X1井分别在× ×71～× ×72 m、× ×52～× ×53 m、× ×53～× ×55 m井段射孔,取心显示射孔井段岩性以油斑细砂岩为主,含油级别高,电阻率较高,约为40 Ω·m,原解释为油水同层。射孔后日产水分别为27.6 m3、19.7 m3、38.1 m3,试油结果均为水层(见图5)。研究区X2井射孔井段为× ×60～× ×62 m,该井段电阻率值与X1井相近,原解释为油水同层(见图8)。射孔后压裂加砂3.0 m3,初期日产油121.72 t,试油结果为油层。常规测井解释结论与试油结果不符,解释符合率较低。其中X1井密度值为2.47 g/cm3、声波值为224 μs/m,补偿中子值较低,为11.2%;计算的渗流指数比X2井射孔段低;氧化指数为0.15,含有较高氧化残余油,导致电阻率较高。通过研究进行电阻率校正后,X1井射孔井段的电阻率比值I为1.5左右,为水层。X2井射孔段渗流指数高,该层物性相对较好;补偿中子为21%;计算的氧化指数在该层较低甚至为零,显示该层不存在氧化残余油,计算的电阻率比值I为高值,显示为油层,与试油结果一致。

图8 X2井油层测井综合解释图

以上方法对于识别研究区的高阻水层效果明显,通过对区块近两年13口重点井进行跟踪解释,解释符合率可达85%。

表1 区块内部分井解释符合率统计表

续表1 区块内部分井解释符合率统计表

3 结 论

(1)通过本次研究明确了鄂尔多斯盆地西缘长8、长9段水层高电阻率的主要原因:古油藏遭构造运动破坏,导致重质烃类形成氧化残余油附着于颗粒表面,同时原始地层水受到不同程度淡化。

(2)从测井响应分析,氧化残余油具有“重碳轻烃”的特征,对于此类高电阻率水层,残余油的含量直接影响储层电阻率的高低。采用三孔隙度差异刻度法,减少计算误差,实现氧化残余油的定量表征。在此基础上进行电阻率校正后,利用测量电阻率与校正后电阻率比值,能很好地解决此类低对比度储层流体性质区分问题,提高测井解释符合率。

(3)该方法适用于岩性相对较纯、泥质含量较低的储层,对于复杂砂岩,要在泥质校正的基础上进行应用。