柳27区长2低阻油层主控因素分析及有效识别

黄 闯 ,李 硕 ,宁 涛 ,宜海友 ,申锦江 ,任宇飞 ,周 武

(1.延长油田 勘探开发技术研究中心,陕西 延安716000;2.延长油田 注水项目区管理指挥部,陕西 延安716000)

0 引言

随着油气勘探的不断深入,相对简单的油气藏越来越少,大量的低阻油层相继被发现。根据国内外大量资料的统计,墨西哥湾油田、阿塞拜疆油田、Adar-Yale油田、中国新疆塔里木盆地、渤海油田、大庆油田、胜利油田等均发现储量丰富的低阻油气储量[1-4]。低阻油气层已经成为老油田挖潜和复查增储的重要目标,开展低阻油气层成因分析及有效识别方法研究具有重要的意义。

目前国内外地质学家对于低阻油层的定义还未统一。Zemanek J等认为低阻油气藏是指含油饱和度小于或等于50%、电阻增大率小于3 的油气层[5];欧阳健等将油层电阻率与邻近水层的电阻率之比小于2.0的油层定义为低阻油层[6-7];该文依照2000年中石油油气勘探部对低阻油层的定义[8],将电阻增大率小于2.0,油层与水层电阻率相近的油气层定义为低阻油层。

国内外学者普遍认为低阻油层的成因与储层的岩性特征、流体特征、构造特征和淡水泥浆侵入等因素有关[9-14]。储层岩性特征主要包括岩石颗粒粒度、孔隙结构、黏土矿物含量及泥质附加导电性等,岩石颗粒粒度越细、孔隙结构越复杂、黏土矿物含量越高可以增大岩石比表面积,使岩石吸附更多的薄膜水,从而增大储层束缚水饱和度使油层电阻率降低[9-11]。储层流体特征包括地层水矿化度和束缚水饱和度。高地层水矿化度提高了地层水中导电离子浓度使储层电阻率降低;束缚水饱和度含量高说明含油饱和度低,导致储层电阻率降低[12-13]。构造特征主要为地层构造幅度,地层构造幅度低,油柱高度低,油水分异不充分使含油饱和度降低,形成低阻油层[13-14]。

目前识别低阻油层的方法主要有3类:第1类利用电阻率曲线与其他曲线或物性数据建立的交会解释图版,包括孔隙度-电阻率关系图版、渗透率-电阻率关系图版、含油饱和度-电阻率关系图版、RRSR法和RDSR 法、PICKETT 法等进行识别[15-17];第2类利用地层流体性质,如核磁共振测井差谱移谱分析、小波多尺度能谱分析法、三水模型等方法进行识别[18-19];第3类应用其他方法,包括神经网络法、自然电位插值法、电阻率曲线形态法、邻近水层对比法、横向对比法等对低阻油层进行识别[20]。由于低阻油层的成因比较复杂,不同因素控制形成的低阻油层所适用的识别方法也不尽相同,因此,对于研究区低阻油层形成主控因素进行分析,选择有效的判别方法至关重要。

1 研究区概况

柳27区块地理上位于陕西省吴起县境内,区域面积16.62 k m2,构造上属于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡构造单元,自上而下钻遇延9、延10、长2、长3、长4+5、长6等多个油层组,为多层系含油复合区,各层均有油井试采。长2油层是其主力产油层位,油层电阻率一般在6～10Ω·m,水层电阻率在4～7Ω·m,电阻增大率1～2,油、水层电阻没有明显的界限,该区长2油层属于低阻油层。

2 低阻油层主控因素分析

前人对鄂尔多斯盆地不同区块长2低阻油层成因做过一定的研究,认为长2低阻油层受岩石颗粒粒度、黏土矿物含量、复杂孔隙结构、高地层水矿化度、束缚水饱和度、低幅度构造以及淡水泥浆侵入等影响较大[9-13,18-19]。对于研究区低阻油层形成的主控因素研究较少,缺少对低阻油层识别的针对性判别方法。该研究通过对柳27区块长2低阻油层形成因素进行分析,确定其主控因素,选择合适的判别方法识别低阻油层。淡水泥浆侵入在延长油田各个区块普遍存在,不是该区低阻油层形成的主控因素,文中不予考虑。

2.1 岩石颗粒粒度对长2有效储层电阻率影响

岩石颗粒大小和岩石比表面积有一定关系,岩石颗粒越细,比表面积越大,岩石表面吸附的薄膜束缚水越多,从而使得束缚水含量增高,油层电阻率降低[10,18]。柳27 区块长2 储层以细砂岩为主,砂岩粒径为0.10～0.50 mm,平均粒径为0.20～0.30 mm。平均粒径和电阻率关系如图1所示,可以看出粒径和电阻率有一定的相关性,相关系数为0.1,相关性比较差,因此认为岩石颗粒粒度不是该区长2油层低阻的主要原因。

2.2 黏土矿物含量对长2有效储层电阻率影响

黏土矿物包括高岭石、伊利石、蒙脱石和绿泥石,其对储层电阻率有两方面影响。一方面,黏土矿物蒙脱石和伊/蒙混层具有较强的不饱和电性吸附阳离子,导致其附加导电性增强,使油层电阻率降低[9,14];另一方面,黏土矿物微孔隙发育,微孔隙中充满了不能流动的束缚水,同时,绿泥石主要以薄膜状分布在岩石颗粒表面,增大岩石比表面积,增强了岩石对束缚水的吸附能力,导致油层电阻率降低[3]。根据铸体薄片和黏土矿物X 光衍射表明,研究区长2储层黏土矿物包括绿泥石、高岭石和伊利石,未发现蒙脱石和伊/蒙混层。黏土矿物和电阻率关系如图2 所示,可以看出黏土矿物和电阻率有一定的相关性,相关系数为0.13。可知高黏土矿物含量不是该区长2油层低阻的主要原因。

图2 研究区长2储层黏土矿物含量及其与电阻率关系图Fig.2 Content of clay mineral and its relationship with the resistivity of Chang2 reservoir in the st udy area

2.3 高地层水矿化度对长2有效储层电阻率影响

地层水矿化度反应了储集层中流体的离子总量,对储层电阻率有两方面影响。一方面,高矿化度地层水导电离子浓度高,导电能力强,储集层电阻率降低;另一方面,相比于高矿化度地层水,低矿化度地层水中黏土吸附扩散层厚度大,束缚水含量相对较高,也有可能形成低阻油层[21]。研究区长2层地层水为CaCl2型,总矿化度为28 050～147 490 mg/L,平均为102 600 mg/L,而据程相志2008年的研究表明,地层水矿化度大于10 000 mg/L属于高地层水矿化度。地层水矿化度和电阻率关系如图3所示,电阻率随地层水矿化度升高而降低,相关系数为0.54。可知高地层水矿化度是该区长2 油层低阻的主要因素。

图3 研究区长2地层水矿化度与电阻率关系图Fig.3 Relationship bet ween salinity of stratum-water and the resistivity of Chang2 in the study area

2.4 束缚水饱和度对长2有效储层电阻率影响

束缚水是指在一定压差下储层孔隙中不可流动的水[18]。根据高压压汞实验数据可以得到地层束缚水饱和度下限,即当注入汞达到最高压力时,没有被汞占据的孔隙体积百分比。研究区束缚水饱和度下限值为20%～80%,变化范围较大,平均为60%,如图4所示[10]。可以看出,电阻率随着束缚水饱和度的增大而减小,判定系数R2为0.89。可知高束缚水饱和度含量是该区长2油层低阻的主要原因。

图4 研究区长2束缚水饱和度及其电阻率关系图Fig.4 Relationship bet ween irreducible water saturation and the resistivity of Chang2 in the study area

2.5 低构造幅度对长2有效储层电阻率影响

鄂尔多斯盆地陕北斜坡构造简单,为一平缓的西倾单斜构造。三叠系长2油藏主要受沉积相、鼻状隆起、水动力等因素聚集成藏,油藏类型主要为岩性油藏和构造-岩性油藏[22-23]。研究区长2油藏类型主要为构造-岩性油藏,油层厚度3～10 m,平均厚度为6 m,含油高度低。根据陈学义2000年关于不同构造幅度油藏电阻率的差别标准中认为,研究区长2油层属于低幅度油藏,如图5所示。

图5 研究区长2油层组油藏剖面图Fig.5 The profile of Chang2 reservoir in the study area

油藏中油、水分布是浮力和毛细管力平衡的结果,浮力和油藏高度成正比,油藏高度越大,浮力越大;毛细管力主要和孔喉半径有关,孔喉半径越小,毛细管力阻力越大[24]。因此构造幅度低,驱动力小,油层含油饱和度低。研究区长2油层含油饱和度主频为40%～60%,平均为52.7%,含油饱和度较低,试油结论以油水同层为主。长2油藏构造幅度低,油水分异不充分,导致油层含油饱和度降低,是形成低阻油层的主要因素。

通过对研究区长2 储层岩石颗粒粒度、黏土矿物含量、地层水矿化度、束缚水饱和度及低构造幅度等因素对储层电阻率影响的综合分析,认为低幅度构造圈闭、高矿化度地层水和高束缚水饱和度是形成研究区长2低阻油层的主控因素。岩石颗粒粒度、黏土矿物含量及复杂孔隙结构等因素对该区低阻油层的形成具有一定影响,但影响较小。通过对研究区长2油层低阻的主控因素分析,认为低幅度构造圈闭和高束缚水饱和度造成该区储层含油饱和度较低,电阻率降低;高矿化度地层水导致储层导电能力增强,电阻率进一步降低,最终形成了该区的低阻油层。针对上述主控因素,该文选择ΔlgR技术对研究区长2低阻油层进行定性识别,该方法操作简单,测井资料丰富,通过储层流体特征识别油层准确率较高。

3 低阻油层判别方法及应用效果分析

ΔlgR技术是由Passey等人提出的利用测井资料求取海相生油岩总有机碳的一种方法[25],原理是利用自然伽马曲线、深感应电阻率曲线、声波时差曲线和烃源岩有机质丰度建立对应关系,从而定性识别和定量评价烃源岩层,如图6所示。在贫有机质的泥岩层段和饱含水的砂岩层段,2条曲线平行重叠在一起;在富含有机质的泥岩层段,2条曲线分离,分离原因是富含有机质的泥岩层段中存在生烃物质干酪根,干酪根在声波时差曲线显示为高值;电阻率曲线在有油气生成的层段响应为高值。在未生过烃的烃源岩层段,有干酪根存在,但无烃类物质生成,2条曲线分离,仅声波时差显示为高值;在生过烃的有效烃源岩层段,有烃类物质生成,2条曲线分离,声波时差和电阻率均显示为高值;在含有油气的储集层段,不存在干酪根但有烃类物质存在,2条曲线分离,电阻率显示为高值。

图6 Δlg R 测井解释模型Fig.6 Δlg R logging interpretation model

柳沟27区块共有生产井186口,其中采油井172口,注水井14口,对其中有测井曲线和射孔层段的85口生产井应用ΔlgR技术进行预测。预测步骤如下:1)根据自然伽马小于90 API及自然电位和自然伽马曲线形态判断出研究区长2储层段,如图7 所示;2)选择长2水层段电阻作为基线进行声波时差和深电阻率曲线反向叠合,电阻率曲线采用对数坐标且为2个数量级刻度,声波时差采用算数坐标,且对应的声波时差为328μs/m。研究区长2储层段声波时差为450～122μs/m,基线为4～7Ω·m;3)在砂岩层段选择声波时差和深电阻率曲线分开的层段,2条曲线之间的间距越大,说明储层含水率越低。

图7 Δlg R 技术预测研究区长2储层含油气层段Fig.7 Δlg R technology predicts the oil and gas-bearing interval of Chang2 reservoir in the study area

ΔlgR技术可以定性识别油层和水层,但不能区分油水同层、含水油层和油层。该文应用Δl gR技术识别的油层指的是油水同层、含水油层和油层;水层指含油水层和水层。

吴31-206井射孔层段1 662～1 666 m,测井解释结果为水层,ΔlgR技术预测为油层,初产液量4.86 m3/d,含水率1%,原油4.1 t/d,试油结论显示为油层;吴31-35井1 776～1 780 m 层段测井解释结果为油水同层,通过录井解释和邻近对比等二次解释结果综合认定该层段为水层。一次解释和二次解释结果不一致,存在开发风险,后经ΔlgR技术预测为油层,2020 年10 月1日开始对该层进行补孔压裂作业,10 月9 日产液量和含水稳定,初产液量19.33 m3/d,含水率64%,原油5.92 t/d,试油结果显示为油水同层(如图7b 所示)。对研究区长2 有射孔层段的85 口生产井,105个已射孔层段进行预测,预测结果与试油结论相符的有102个层段,不符合的有3个层段,总体符合率高达97.1%,预测结论与试油结果对比如表1所示。

表1 柳27区块部分井预测结论与试油结果对比Table 1 Comparison of prediction conclusions and oil testing results of some wells in Liu27

4 结论

通过对吴起柳27区块长2低阻油层成因进行分析,应用ΔlgR技术对长2储层进行了预测,得出以下认识:

1)柳27区块延长组长2油层低电阻率的主控因素是低构造幅度、高束缚水饱和度及高矿化度地层水,岩石颗粒粒度、黏土矿物含量等对长2油层低电阻率阻形成有一定的影响。

2)应用ΔlgR技术对研究区长2段有测井曲线的85口井、105个射孔层段进行预测,试油结论符合率高达97.1%,在实际应用中可以有效识别出油层和水层。