高温高压强侵入储层饱和度非电法精细评价——以南海莺歌海盆地X气田为例

杨 冬,胡向阳,张恒荣,杨 毅,袁 伟

(1.中海石油(中国)有限公司湛江分公司,广东湛江 524057;2.中海石油(中国)有限公司海南分公司,海南海口 570311)

南海西部莺歌海盆地是一个新生代沉积盆地,盆地形成晚期快速沉降并沉积,形成巨厚的欠压实泥岩,从而产生异常高压[1-2]。莺歌海盆地发育大量高温高压气藏,以X气田为例,地层温度高于150 ℃、地层压力系数高于1.7,实际钻井泥浆密度比重范围1.7～1.9 g/cm3,部分层段出现泥浆强侵入,使电阻率降低而出现“假低阻”现象,导致流体性质误判。业内经典的阿尔奇饱和度公式是建立在岩电实验基础的电法评价模型,而在电法资料失真的情况下,计算饱和度的精度降低,影响气田勘探及开发评价。目前,国内外对于类似储层的饱和度评价方法大致有三类:①应用油基泥浆或密闭取心资料确定;②基于岩电实验的相关电法模型及部分高端饱和度测井方法;③通过实验室毛管压力资料计算求取。由于研究区高温高压井作业难度大、作业成本高,资料录取受制约,且研究区未开展密度取心作业,针对饱和度评价的高端测井系列(例如介电测井及核磁测井等)录取也较少;常规录取的电阻率测井资料受泥浆侵入影响较大,导致电阻率失真;此外,高温高压地层岩电参数规律复杂,无法通过①和②的方法开展饱和度评价。研究区岩心压汞实验数据较丰富,可以通过J函数平均化处理毛细管压力资料,建立非电法含水饱和度模型[3-5],从非电法的角度入手,评价泥浆强侵导致的电阻率失真层段的含水饱和度。

油气水分布的现状是驱动力和毛管压力相对平衡的结果,油藏内不同位置处的含水饱和度受油藏高度(自由水界面以上的高度)、孔隙结构以及油水密度差(流体性质)等因素控制[6-9],其含水饱和度与油藏高度的关系具有毛管压力曲线的分布特征。借助毛管压力数据建立饱和度模型的主要步骤为:①通过实验获取实验室条件下的毛管压力数据;②假设地面与地层条件下孔喉半径不变(即rL=rR)时,将实验室获得的毛管压力转换为油藏条件下的毛管压力;③建模。莺歌海盆地X气田属于高温高压储层,直接借助常温常压毛管压力资料建立饱和度模型的精度存在较大的不确定性,因此,需要开展模拟地层环境下的高温高压毛管压力实验。

1 高温高压毛管压力束缚水饱和度评价

1.1 高温高压毛管压力实验

针对研究区20块岩心开展实验室正常温压条件下(室温、轴围压5 MPa、孔隙压力为0)的毛管压力测量,并依据物性分布特征(部分甜点储层Ⅰ类、主要气层段Ⅱ类及干层Ⅲ类)选出15块岩心,开展模拟实际温压条件下(温度150 ℃、轴围压70 MPa、孔隙压力30/50 MPa)的半渗隔板毛管压力测量(表1)。

表1 X气田20块岩心实验样品设计

从单颗岩心常温常压与高温高压毛管压力实验曲线可以看出,毛管压力形态存在明显差异,在高温高压实验条件下,毛管压力曲线的启动压力门槛更高,平台段更短(图1)。对多个实验样品数据对比分析发现,在相同毛管压力条件下,高温高压下的含水饱和度比常温常压下的高,在低毛管压力及较高毛管压力阶段差异也较大,高温高压条件下岩心的孔隙结构特征较常温常压条件下更差(图2)。从储层地质成因角度考虑,高温高压储层成岩作用复杂,可能导致储层孔隙结构的复杂化。因此,利用模拟地层温压条件下的毛管压力资料能够反映储层真实的孔隙结构特征,而基于毛管压力资料建立的饱和度评价结果更符合实际气藏岩石物理特征。

图1 单颗岩心常温常压与高温高压毛管压力实验曲线

图2 不同岩心常温常压与高温高压毛管压力实验曲线

1.2 高温高压毛管压力资料分析处理

针对研究区Ⅱ类储层岩心做J函数分析,并利用J函数对15块岩心高温高压条件毛管压力数据进行处理,J函数的定义为:

(1)

式中:Sw为含水饱和度,%;Pc为毛管压力,MPa;σ为界面张力,mN/m;K为渗透率,10-3μm2;Φ为孔隙度,%。

从X气田含水饱和度与J函数关系可以看出,15块岩心的含水饱和度与J函数具有较好的相关性(图3),其表达式见公式(2),拟合得到模型参数a=136 518 519.88,b=-4.5。

图3 莺歌海盆地X气田含水饱和度与J函数关系

(2)

在原始气(油)藏条件下,气(油)水密度差所产生的浮力与毛细管压力相平衡:

ΔρH=PcR

(3)

式中:H为自由水界面以上高度,m;△ρ为气(油)水密度差,g/cm3;PcR为气藏条件下的毛细管压力,MPa。

因此,可以把毛细管压力曲线换成自由水界面以上高度(油气柱高度)与含气(油)饱和度的关系曲线,换算公式为:

(4)

式中:ρw为储藏条件下水的密度,g/cm3;ρog为储藏条件下气(油)的密度,g/cm3。

求解公式(1)和(2)可得:

(5)

由于本次实验直接获取了地层温压条件下的毛管压力曲线,公式(5)中的Pc=PcR,把公式(3)代入公式(5),可以得到基于毛管压力资料的含水饱和度计算公式(6)。

(6)

饱和度模型公式(6)中的关键参数界面张力σ,前人多采用实验室获取,一般取50。实际应用中,地层条件不仅对毛管压力资料本身有影响,对毛管力相关参数也有着不可忽略的影响,一般来说,地层高温高压条件使气水表面张力减小,润湿角变化小,毛管压力变小。通过调研相关文献[10-13],获取不同温压条件下甲烷-地层水界面张力实验数据,对实验数据进行处理,建立界面张力与温度、压力变化趋势规律,如图4所示,润湿角依据文献调研获取,根据莺歌海盆地X气田温压条件外延得到实际气藏条件下气-水两相界面张力值。

图4 不同温压条件甲烷—地层水界面张力实验数据

基于上述模型拟合,得到温压条件下界面张力计算公式:

σ=(-0.005LN(T)+0.035 8)P2+(0.317 3LN(T)-2.234 1)P-0.173 3T+76.358

(7)

式中:P为地层压力,MPa;T为地层温度,℃。

通过外延拟合得到研究区温压条件下的界面张力约45 mN/m。基于实验室毛管压力实验资料及J函数关系式,依据温压条件下的界面张力等实际参数,分别计算研究区高温高压及常温常压条件下含水饱和度与气柱高度关系(图5),由此可知,相对于常温常压条件,高温高压条件下同等气柱高度时对应的含水饱和度较低,在莺歌海盆地平均含气饱和度30%～60%的范围内,二者平均差异约6%。

图5 不同温压条件下含气饱和度与气柱高度关系

2 应用实例

XX-2井为X气田的一口探井,目的层段压力系数约1.7,部分井段受泥浆侵入影响导致电阻率降低,尤其在钻井取心井段(3 125～3 140 m)电阻率降低明显,电阻率值约为3 Ω·m,接近区域水层电阻率,基于常规电法(阿尔奇公式)计算得到的含气饱和度低于40%,不满足区域已证实气层的饱和度下限标准,而实际测压取样证实其为纯气层,因此,通过电阻率计算含水饱和度的方法适用性较差。

通过已建立的含水饱和度与气柱高度计算模型对XX-2井目的层段进行饱和度评价,如图6所示,毛管-气柱高度的含水饱和度计算结果见图中第9道粉红色曲线,蓝色曲线代表基于电阻率计算的含水饱和度,蓝色散点代表岩心分析核磁束缚水饱和度。基于毛管压力模型计算的含水饱和度与岩心核磁束缚水饱和度结果(SWI)一致性较好,说明本次建立的高温高压非电法饱和度模型是可靠的。

从XX-2井高温高压气层段含水饱和度分布图可以看出,基于毛管压力模型计算的储层段平均含水饱和度47%,而基于电阻率计算的储层段平均含水饱和度56%,整体降低10%左右,即含气饱和度提高了10%(图7)。对受钻井液侵入影响而不能精确评价含水饱和度的高温高压气层提供了一种可靠的方法。

图7 XX-2井高温高压气层段含水饱和度分布

3 结论

1)高温高压强侵入储层,电阻率失真,基于电法模型无法准确评价储层真实含气饱和度,而毛管压力资料与储层孔隙结构及油水分布有关,基于毛管压力资料的非电法饱和度评价方法是有效的替代方法。

2)高温高压条件下的毛管压力测量形态与常规温压条件下测量结果差异较大,能更准确地反映高温高压储层岩石物理特征,以及能够更真实地反映高温高压地层条件下的含气饱和度。

3)基于高温高压条件下毛管压力实验分析资料,结合界面张力等岩石物理参数,建立高温高压强侵入储层饱和度非电法评价模型,可以有效地解决由于钻井液侵入导致电法难以准确评价储层含气饱和度的问题,提高高温高压强侵入储层饱和度评价精度。对于非强侵入地层、常规电法饱和模型结合温压条件下的岩电参数依然能有效评价饱和度。