温米油田水淹层高电阻率成因分析

刘海涛, 张予生, 阳立, 沙力·吐尔孙, 乔永新, 罗小蓉

(1.中国石油集团测井有限公司吐哈事业部, 新疆 哈密 839009;2.西南石油大学地球与科学学院, 四川 成都 610500)

0 引 言

图1 温检3-1井油井曲线图

导致水淹层高电阻率的原因分2种:一种是沉积与成岩作用使地层电阻率保持较高;另一种是注淡水开发加剧了地层电阻率的增高。沉积与成岩作用导致原始地层电阻率较高的因素因油田地质特征而异。周荣安等[1]认为鄂尔多斯盆地高电阻率水层成因主要是由于储层岩石颗粒分选差,含有大量的粉末状物质,正是这些物质,堵塞了储层孔隙喉道,连通的孔隙变为孤立的孔隙,使储层电阻率增加。李晓辉等[2]则把高电阻率水层的成因归结为岩性变化、残余油的存在及局部地区地层水矿化度的变化,随储层岩石颗粒变粗,岩石的电阻率响应值变大。冯春珍等[3]在长8储层中高电阻率出水原因分析中总结出剩余的重质组份吸附在粒间孔发育的孔隙表面,造成剩余油饱和度高,加之地层水矿化度低,因此显示高电阻率。注水开发过程导致地层水淹后电阻率升高的原因可以用水驱油实验解释。在注淡水油层水淹后,地层电阻率呈“U”型变化,先是随含水饱和度增加而降低,水淹程度很高时又随地层水矿化度降低而增大[4-5]。这些因素导致油田开发后期油层和高电阻率水淹层共存,给测井解释与油田开发带来了极大的困难。

本文从沉积与成岩作用对电阻率的影响、注水开发对电阻率的影响分析得出,影响温米油田水淹层高电阻率的因素为黏土含量及类型、注入水矿化度。

1 区域概况

温米主力层组储层岩性以长石岩屑砂岩为主,孔隙度13%～20%,渗透率(10～100)×10-3μm2,属于中-低孔隙度、中-低渗透率储层。原生地层水以CaCl2水型为主,总矿化度20 000～70 000 mg/L;局部有淡水侵入,水性以NaHCO3水型为主,总矿化度5 000～8 000 mg/L。原始油藏存在2套油水系统,其油层电阻率一般为12 Ω·m以上,水层电阻率一般在12 Ω·m以下。区块注水开发方式有2种:①淡水注入,矿化度在700 mg/L左右;②污水回注,注入水矿化度在25 000 mg/L左右。油田注水开发近20年,综合含水达80%左右,已进入高含水阶段,并且出现了较多高电阻率水淹层的现象,电阻率与油层相当,达到了20 Ω·m左右。

温检3-1井为温西三区块1口典型的高电阻率水淹井。该井测井曲线图见图1,6～9号层深侧向电阻率值均显示为高值,都在20 Ω·m左右,达到了区块油层电阻率标准。对6、8、9号层射孔试采,9号层(2009年1月开采)累计产水1 339 t,累计产油31 t;8号层(2009年2月开采)累计产水40 t,累计产油2 t;6号层(2010年10月开采)日产液8 t,含水100%。试采结果表明,该井为明显的高电阻率水淹层。结合该井取心分析化验资料及相邻注采井资料,分析了导致该井高电阻率水淹层的沉积与成岩作用与注水开发2方面的主要因素。

2 沉积与成岩作用对电阻率的影响

2.1 物性

物性对地层电阻率的影响可以用饱和度公式解释。电阻率一般随着地层孔隙度的增加、含水饱和度的增大而增大,反之则减小[6-7];渗透率是孔喉大小和孔隙连通性好坏的体现,随着孔喉变大,连通性变好,渗透率的增加,电阻率减小,反之则增大[8]。图2为温检3-1井归位后的物性与电性关系图。从取心分析孔隙度、渗透率以及含水饱和度与电阻率的关系来看,电阻率与渗透率的对数有很好的线性关系,主要表现为正韵律层(8、9号层)的上部渗透率较低,所测量的地层电阻率值也较小,随着中下部渗透率的增加,所测量的地层电阻率也相应的增大,在正韵律层下部达到最大值[见图2(a)]。复合韵律层(6号层)为2个正韵律层沉积,在单个正韵律层内表现则与8、9号层有相同的特征[见图2(c)]。孔隙度和饱和度与地层电阻率的相关性不好[见图2(d)、(e)],孔渗关系较差[见图2(b)]。这说明物性不是导致水淹层高电阻率的主要因素。

图2 温检3-1井物性与电性关系图

2.2 孔隙结构

含水饱和度一定、地层水电阻率及其他因素相同,孔隙喉道连通性越好电阻率则越低;相反,孔隙结构越差(孔隙喉道连通性不好)电阻率则越高[9-10]。

图3 温检3-1井8号层毛管曲线与孔喉特征

图3为温检3-1井8号层压汞曲线图。孔隙结构特征表现为,从层上部到下部,排驱压力和饱和度中值压力逐渐减小,孔隙度、平均孔喉半径、最大孔喉半径等逐渐增大。该层电阻率与孔隙结构的关系与理论相反,层段上部排驱压力和饱和度中值压力较大,压汞曲线陡峭,地层孔隙结构差,所测量的电阻率值小;层段下部排驱压力和饱和度中值压力较小,压汞曲线有明显的平台,地层孔隙结构变好,所测量的电阻率值大。层段内部毛细管压力曲线分析的束缚水饱和度无明显变化。研究认为,孔隙结构也不是导致水淹层高电阻率的主要因素。

2.3 黏土含量

在低地层水矿化度背景下,黏土矿物的附加导电性是影响地层电阻率一个重要因素。一方面,黏土颗粒表面的负电荷可直接吸附极性分子中的阳离子,被吸附的阳离子通过黏土水化作用与极性水分子结合,形成结合水,在黏土颗粒表面形成一层薄水膜,导致束缚水含量增大;另一方面,通过黏土矿物的阳离子交换使黏土矿物产生附加导电性。黏土矿物中蒙脱石和无序伊-蒙混层黏土的阳离子交换能力最强,绿泥石、伊利石次之。地层水矿化度越低,黏土附加导电作用越明显[11]。

沉积岩粒度反映了原始沉积水动力环境,沉积颗粒与填隙物含量也有很好的关系。温西三区块沉积水动力较强的环境下岩石颗粒较粗,填隙物中黏土含量较少;沉积水动力较弱的环境下岩石颗粒较细,填隙物中黏土含量较多。对温检3-1井8、9号层内黏土矿物含量分布研究中发现,层内电阻率随着粒径的增大和黏土含量的减少而增大,反之则减小(见表1);在8号层上部,岩石颗粒较细,黏土矿物含量较高,其电阻率值最低;随着深度增加,层内岩石颗粒由细变粗,黏土矿物含量由高变低,其电阻率值则由低升高,在底部达到最高值,且9号层与8号层有相似的特征。研究认为,黏土矿物与岩石粒度是导致水淹层高电阻率的一个因素,在岩石颗粒较大,黏土矿物含量较低的地层,水淹后地层电阻率较高。

表1 高电阻率水淹层内黏土含量及粒径对比表

2.4 高电阻率水淹层与沉积相关系

温米油田三间房组属河流三角洲沉积相。从温检3-1井分析的岩石岩性特征、岩石结构特征以及测井曲线特征等可以看出,6、8、9号层为水下河道沉积微相,水动力条件强,沉积颗粒下部较粗,泥质与黏土含量很少,导致地层电阻率较高,中上部颗粒有所变细,泥质与黏土含量增加,地层电阻率也有所降低。

3 注水开发过程对电阻率的影响

注水开发过程对电阻率的影响主要通过改变地层水矿化度、孔隙结构、泥质与黏土含量及类型等影响水淹层的电阻率特征[12-13]。水驱油实验表明,淡水水淹储层Rt为一非对称的“U”型曲线,开始注入时水驱油效果明显,地层由于含水饱和度的增加,导致Rt下降;随着注入量的增加,当含水饱和度达到一定程度时,水驱油效果变差,地层水矿化度则随着注水量的增加而变小,造成Rt升高。遭淡水水淹时,自然电位曲线常常有基线偏移,水淹部位常发生幅度变化,甚至出现正异常。淡水泥浆环境水淹层段的地层水矿化度与自然电位幅度有较好的相关性,幅度越大,地层水矿化度越高;幅度越小,地层水矿化度越低。所以可通过自然电位曲线的基线偏移与幅度变化反映地层是否被淡水水淹。

图4为温检3-1井相邻注采井分布图。图4温检3-1井周围有3口注水井,其中以温西3-69井相隔最近,表明温检3-1井受温西3-69井注水影响最大;温西3-69井为1993年钻的一口注水井,注水层位为S21-S41层,注入水类型为淡水。

图4 温检3-1井相邻注采井分布图

图5 温西3-69井与温检3-1井测井曲线对比图

图5为温西3-69井与温检3-1井地层对比图。该井三间房组下油组储层段自然电位基线修偏移非常明显,从S23-2到S42层段相比上油层层段,自然电位基线偏移了大约10 mV。自然电位幅度降低也有明显的显示,下油组自然电位幅度相比上油组小了8 mV左右。在9号水淹层段自然电位幅度更是减小了15 mV左右,而相邻老井温西3-69井自然电位曲线并无任何基线偏移与幅度变化的现象。从该井自然电位曲线的特征看,其明显受到了温西3-69井淡水注入的影响,导致该井2 290 m以下储层水淹后,其电阻率值与原始油层相当的结果。

温西3-5693井是与温西3-69井相邻的另一口开发井,该井也是一口高电阻率水淹井,其3、4号层电阻率值在20 Ω·m以上,达到了区块油层电阻率标准。对4号层射孔试采,日产液33.1 t,含水100%,也是明显的高电阻率水淹层。

图6为温西3-5693井的测井曲线与邻井对比图。该井3、4、5号层均有自然电位基线偏移与幅度变小的现象,以3、4号层最为明显,其基线偏移量达到了15 mV左右,相邻老井温西3-69井和温西3-79井自然电位曲线也没有基线偏移与幅度变化的现象。从该井自然电位曲线的特征看,其明显受到了温西3-69井淡水注入的影响,导致该井3、 4号层水淹后其电阻率值与原始油层相当的结果。

图6 温西3-5693井与相邻老井地层测井曲线对比图

4 结 论

(1) 影响温米油田水淹层高电阻率的因素主要有2个:黏土含量及类型和注入水矿化度。

(2) 正韵律层中下部岩石颗粒较粗,黏土含量极小,黏土中导电性强的矿物成分相对含量低,导致

地层结构的弱导电性,是形成水淹层高电阻率的沉积环境原因。

(3) 受到淡水水淹时其地层水矿化度变小,其导电性减弱,导致电阻率增大,是形成水淹层后期注水开发高电阻率的原因。

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