姬塬地区延安组基于水性分析的油水识别方法

张弘恕, 冯春珍, 何小菊, 龚爱华, 李玉宁, 王建华

(中国石油集团测井有限公司长庆事业部, 陕西 西安 710201)

0 引 言

姬塬地区位于鄂尔多斯盆地西部,紧邻延长组生油凹陷,受三叠纪末期印支期运动影响,延长组与延安组2套水动力系统相混合,发生延长组向延安组泄压及水化学交替,并且后期侵入的淡水在油藏内部选择性渗流,使区域水性变化复杂[1]。姬塬地区延安组主要含油层段延9、延10油藏受古地貌和鼻隆构造控制,零星分布含油不连片。受地层水性影响[2],有的油层呈低电阻率特征,有的水层呈中电阻率特征,有的含油层束缚水饱和度高,油水分异不明显,油水同层,还有的含油层本身含油饱和度低,加上钻井液深侵入,改造了井筒附近的流体性质。该区水性差别削弱、掩盖甚至抵消了含油性对储层电性的影响,造成油层与水层的低对比度,给测井识别油层提出了极大的挑战。

以岩石物理实验、测井数据为依据,综合考虑了储层岩性、物性、流体对电阻率的影响的常规测井解释方法[3-6],忽略了地层水水性对电阻率的影响,使得依据电性识别油层的测井解释方法在一些受水性影响大的地层油水判识准确率低。这就需要一种能将区域水性特征与测井资料相结合的综合油水识别方法,本文提出的基于水性分析的油水识别方法就是这样一种方法。

1 储层特征

姬塬地区延安组油藏主要含油层段延9、延10地层,是一套以中粗和中细砂岩为主的沉积,分选好,粒度适中,中、低电阻率油层发育。延9、延10油藏岩性主要为长石岩屑砂岩,碎屑物中石英含量的平均值为45.0%～64.0%,长石含量的平均值为11.7%～20.5%(以钾长石为主,斜长石少量),各类岩屑含量的平均值为23.0%～42.7%(以火成岩、变质岩为主,沉积岩少量);胶结物成分以自生黏土为主,铁白云石次之,石英加大常见但量少。孔隙类型以粒间孔为主,具有中等孔喉、分选性中到好,孔隙度为2.7%～18.8%(大多为9.0%～18.0%),平均值为15.3%,渗透率(0.002～561.0)×10-3μm2[大多为(30.0～200.0)×10-3μm2],平均值为81.2×10-3μm2。延9储层与延10储层的孔隙性相差不大,但延9储层的渗透性比延10储层要好。渗透率与孔隙度之间基本上为指数关系,相关性好。综上,姬塬地区延9、延10油藏岩性纯,物性好。

2 电性特征

延9、延10油藏含油充满度较低,电性特征受区域水性变化影响大,具体表现在低电阻率油层和中高电阻率水层普遍发育。例如,C309井17号层岩性纯,物性好,电阻率值中等且较围岩高,取心油斑级,气测有含烃显示,常规测井解释方法综合判断储层含油好,但试油出大水。HU288井21号层岩性纯,物性好,电阻率值中等,该层与下部水层油水分异明显,呈典型的“油帽”特征,录井油迹,气测有含烃显示,常规测井解释方法也认为储层含油好,但试油出大水。这类储层在姬塬延安组十分常见,一直是该区油水识别的难点。

含油气盆地中,地层水以不同形式与油气共存于地下岩石孔隙空间中,是油气运移、聚集的载体,它的形成及运动规律与油气的生、运、聚及油气藏的形成、保存和破坏有着十分密切的联系[7]。高矿化度地层水多存在于还原环境,对油气的保存极为有利;低矿化度地层水常与氧化环境相伴生,不利于油气保存。CaCl2水型地层水多存在于还原环境,矿化度较高,它与低矿化度的NaHCO3水型相混合可以形成中、高矿化度的Na2SO4型或MgCl2型地层水。Na2SO4型水一般分布于地表或地下浅层水活跃地区,矿化度低。由2口井的水分析资料知,这2个储层的水型分别为Na2SO4和NaHCO3水型,矿化度不高,分别为20 580 mg/L和22 800 mg/L,为氧化环境,不利于油气保存。2个层从电性特征看与油层无差别,常规测井解释方法无法识别,但从水性分析结果看,2个层可能曾经含油,后期遭到破坏。

3 地层水特征

3.1 水型分类及其分布情况

从姬塬地区延9、延10地层部分井的水分析资料看(见表1),其水性在平面上表现出水型的多样性和矿化度变化大的特点。

(1) 延9地层平面上NaHCO3、CaCl2和Na2SO4水型较为多见,还分布少量的MgCl2水型。地层水矿化度变化范围12 000～9 000 mg/L,并在HUA346井区见地层水高矿化度区;J21井区矿化度最低。

(2) 延10地层平面上以CaCl2水型为主,还有Na2SO4、NaHCO3水型。地层水矿化度变化范围12 000～100 000 mg/L,并在HUA295井区见地层水高矿化度区,AN188和HAO2井区地层水矿化度最低。

3.2 不同水型矿化度与电阻率值的变化关系

地层水水型不同,其矿化度的变化范围也各不相同,测井视电阻率值的变化范围也不同。延9、延10地层视电阻率值对于同一种水型总体是随矿化度的增加而减小。

由图1可见,延9地层Na2SO4和NaHCO3水型比较多见,CaCl2水型分布相对较少。不同水型的矿化度和地层水电阻率值的变化范围都不相同。

例如,NaHCO3水型其矿化度主要是在15 000～30 000 mg/L变化,电阻率值13.0～23.0 Ω·m变化;Na2SO4水型矿化度主要在10 000～25 000 mg/L变化,电阻率值9.0～25.0 Ω·m变化。

由图2可见,延10以CaCl2水型为主,其矿化度较低。图2上显示CaCl2水型电阻率值随矿化度的增加而减小,矿化度主要在3 000～100 000 mg/L

表1 姬塬地区部分区域延9、延10地层水分析表

图1 延9地层不同水型矿化度与视电阻率值的关系

图2 延10地层不同水型矿化度与视电阻率值的关系

变化,随矿化度增大其电阻率值在15.0～2.0 Ω·m变化。分布少量的Na2SO4水型,矿化度多数小于30 000 mg/L,其电阻率值也随矿化度增加而减小。

综上,从水分析资料看,延9、延10油藏地层水水型多样,矿化度变化大,表现出很强的非均质性。另一方面,在岩性、物性相当的条件下,不同地层水的矿化度与测井视电阻率有一定的相关性。因此,可以依据区域的地层水水型和矿化度分布情况结合测井视电阻率,建立一种可以消除水性影响的解释方法,达到油水识别的目的。

4 基于水性分析的油水识别方法

基于水性分析的油水识别方法,即利用地层视电阻率与地层矿化度分水型进行交会形成解释图版,利用图版进行油水识别的一种解释方法。该方法是在研究区域水性变化规律及不同水性对应测井响应特征的基础上,通过分水型确立油水下限,消除地层水性对电性的影响,是针对水性复杂变化油藏的一种油水识别方法。图3和图4分别是延9和延10地层水性分析解释图版。

由图版可见,不同水型的含油下限不同,同等矿化度下电阻率值越高储层含油性越好。前面所举的C309井和HU288井由水分析资料可知,其水型分别为Na2SO4和NaHCO3水型,矿化度分别为20 580 mg/L和22 800 mg/L,地层视电阻率值分别为18.0 Ω·m和16.0 Ω·m。按照图版,2口井均未达到相应水型解释油层的下限,位于图版水区。表2是图版确立的延9、延10地层油水下限。

图3 延9地层水性分析解释图版

图4 延10地层水性分析解释图版

表2 延9、延10地层水性矿化度与电阻率值的关系

5 应用效果

以HUA360井和HUA347井为例,2口井属于延9同一层位,电性特征十分相似,用常规测井解释方法都判定为油水同层,但试油HUA360井出大水,HUA347井出纯油。应用水性分析解释图版评价效果好。

图5 HA360、HA347井延9地层水性分析解释图版

图6 HUA360井延9地层综合解释成果图 图7 HUA347井延9地层综合解释成果图 *非法定计量单位,1 in=25.4 mm,下同

HUA360井由延9水型分布图确定为CaCl2水型,由延9地层水矿化度分布图确定矿化度约为58 000 mg/L,测井视电阻率值仅为6.0 Ω·m,在视电阻率与地层矿化度的交会图版上落于水区(见图5),二次解释为含油水层试油见油花,产水33.8 m3/d(见图6)。HUA347井由延9水型分布图确定为CaCl2水型,由延9地层水矿化度分布图确定矿化度约为72 000 mg/L,测井视电阻率值仅为6.0 Ω·m,在视电阻率与地层矿化度的交会图版上落于含油区(见图7),解释油水同层试油产油4.25 t/d,产水0 m3/d。

表3 应用水性分析解释图版二次解释情况表

应用该方法对姬塬延安组2013至2014年26口评价井26个层进行2次解释,解释符合率达到80.77%(见表3),取得了良好的应用效果。

6 结 论

(1) 基于水性分析的油水识别方法是针对水性复杂变化油藏的一种油水识别方法,是在研究区域水性变化及不同水性对应测井响应特征的基础上,通过分水型确立油水下限的一种方法,其消除了地层水性对电性的影响,在姬塬延安组取得了良好的应用效果。

(2) 地层水水性不同,其矿化度各不相同,测井视电阻率值也不同。相同水型地层视电阻率值是随矿化度的增加而减小,同等矿化度下电阻率值越高含油性越好;不同水型含油下限不同。姬塬延安组延9、延10油藏岩性纯、物性好,地层水型和矿化度变化大,储层的电性特征受地层水性影响大。地层视电阻率值相同时地层水水型、矿化度可能不同,因此解释时应分区域、分层位确定储层水型和矿化度,结合图版再解释。

(3) 姬塬地区延9、延10油藏类型、水性变化复杂,单一解释方法不能解决所有问题。解释时应以油藏平面特征和水性特征为依据,从油藏地质特征、取心录井显示、油层纵横向对比、侵入特征、曲线相关性等方面挖掘含油性信息,应用多种测井识别方法综合识别油水层。

(4) 应用本文建立的水性分析解释图版进行油水识别应先排除岩性、物性对储层电阻率值的影响,借助平面上建立的水型分布和矿化度分布图,应用水性分析图版解释。也可依据邻近水层电阻率值反推地层水型和矿化度,确立所要解释井的水型和地层水矿化度、电阻率值,综合识别。

参考文献:

[1] 杨俊杰. 鄂尔多斯盆地构造演化与油气分布规律 [M]. 北京: 石油工业出版社, 2002: 86-102.

[2] 曾文冲. 油气藏储集层测井评价技术 [M]. 北京: 石油工业出版社, 1991: 67-70.

[3] 赵利杰, 蒋有录. 饶阳凹陷留西—留北地区新近系地层水特征及其与油气分布的关系 [J]. 地球科学与环境学报, 2012, 34(2): 57-61.

[4] 范宜仁, 李真. 酒东营尔凹陷储层流体识别技术 [J]. 测井技术, 2011, 35(5): 431-435.

[5] 陈木银, 冯春珍, 文晓峰, 等. 某油田长3低渗透率低电阻率油层分析与识别方法 [J]. 测井技术, 2014, 38(3): 315-320.

[6] 陈义国, 任来义, 贺永红, 等. 低对比度储层流体替换识别技术方法与应用 [J]. 测井技术, 2013, 37(4): 401-405.

[7] 郑建东, 王晓莲, 高吉峰. 一种考虑邻近泥岩特征的油水层识别方法 [J]. 测井技术, 2013, 37(4): 397-400.