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作者简介:

魏博(1994-),男,工程师,硕士,研究方向为岩石物理实验及测井解释评价。E-mail:496884191@qq.com。

通信作者:

魏博(1994-),男,工程师,硕士,研究方向为岩石物理实验及测井解释评价。E-mail:496884191@qq.com。

中图分类号:TE 122

文献标识码:A

文章编号:1673-5005(2024)02-0057-10

DOI:10.3969/j.issn.1673-5005.2024.02.006

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目录contents

    摘要

    福山油田涠洲组广泛发育低阻油层,储层低阻成因机制认识不清与储层流体准确识别是制约涠洲组高效勘探开发的主要难题。以花场、白莲、永安地区为研究对象,综合分析岩石物理实验、地层水分析化验、测井、试油等资料,围绕地层水矿化度、淡水钻井液侵入、束缚水饱和度、黏土附加导电性、含油饱和度 5 方面因素展开分析研究。明确不同地区低阻主控因素,深入分析不同成因机制的岩石物理和测井响应特征,针对性构建综合储集指数、侵入因子、电阻增大率等流体敏感测井评价参数。结合测井解释及生产试油情况,建立相应流体识别图版,应用于涠洲组 27 口井 58 个试油层位。结果表明,流体识别符合率由 76%提高到 84%,有效提高了涠洲组低阻油层流体识别准确率。

    Abstract

    Low-resistivity reservoirs have been extensively developed in Weizhou Formation of Fushan Oilfield. The unclear understanding of the mechanisms behind the formation of low-resistivity reservoirs and the accurate identification of reservoir fluids pose significant challenges to the efficient exploration and development of Weizhou Formation. In this study, the Huachang, Bailian and Yong̍an areas are selected as research targets. We comprehensively analyze data from rock physics experiments, formation water, well logging, and oil testing to investigatefive factors:formation water salinity, light cement slurry intrusion, irreducible water saturation, additional conductivity of clay, and oil saturation. By identifying the main controlling factors of low resistance in different areas, we deeply analyze the petrophysical and logging response characteristics of different genetic mechanisms and construct fluid-sensitive logging evaluation parameters such as comprehensive reservoir index, invasion factor,and resistance increase rate. Combining logging interpretation and production testing,we establish corresponding fluid identification charts and apply them to 58 test horizons in 27 wells in Weizhou Formation. The results demonstrate that the coincidence rate of fluid identification increases from 76% to 84%, effectively enhancing the accuracy of fluid identification in the low-resistance reservoirs of Weizhou Formation.

  • 随着油气勘探开发逐渐深入,低阻油层成为油田增储上产的重要研究对象。低阻油层可分为两类,一类是同一油水系统内与纯水层电阻率之比小于 2 的油层,即低对比度油层; 另一类是油层电阻率绝对值比较低,一般小于 5 Ω·m,即低电阻率油层。低阻油层在中国、美国、加拿大等多个国家皆有分布,不同地区低阻成因存在较大差别。主要影响因素有砂泥岩薄互层( TimbalierField)、地层水矿化度( LakhmaniField)、海绿石等导电矿物(TrimbleField)、束缚水饱和度(Miocene sands)、颗粒内部发育微孔(Rodessa limestone)、黏土附加导电性( Attaka 油田)等[1]。自 1942 年 Archie 提出适用于纯砂岩电阻率的阿尔奇公式以来[2],诸多学者考虑到泥质对砂岩电阻率的影响,对阿尔奇公式进行改进,先后提出西门度方程[3]、印度尼西亚公式[4]、Waxman-Smits 方程[5-6] 等经典模型。 Clavier、Mashaba、William 分别分析了黄铁矿等导电矿物、束缚水饱和度、砂泥岩薄互层对电阻率的影响[7-9]。低阻油层成因机制多种多样,不同油田甚至同一油田不同区块,其低阻成因可能不尽相同。因此厘清研究区低阻油层成因机制对后续油气层识别和储层参数计算模型的建立至关重要。福山凹陷是位于北部湾盆地南端的一个次级构造单元,受西北部临高凸起、东北部云龙凸起、南部海南岛隆起所限,平面近似呈现三角形。福山凹陷属于中小盆地,地质情况较复杂,主要勘探层位为涠洲组和流沙港组,发育花场、白莲、永安等含油气潜力区块。涠洲组具有埋藏浅、物性好、勘探效益高的特点,但广泛分布低阻油层,常规解释图版不能有效开展流体识别工作。笔者通过综合对比分析,确定研究区低阻油层受地层水矿化度、钻井液电阻率、束缚水饱和度等多因素共同影响,针对不同低阻成因构建流体识别参数,综合各区块低阻成因建立流体识别图版。

  • 1 低阻成因机制

  • 测井测量的电阻率通常称为视电阻率,与地层中各种导电因素密切相关。在储层电阻率测井中,电阻率较高的骨架和油气起到增阻的作用,游离状态的高矿化度水、导电能力较强的黏土矿物等因素起到减阻的作用,影响储层视电阻率的各个导电部分可近似视为并联关系,因此储层视电阻率大小主要受减阻因素控制[10]

  • 福山油田涠洲组呈现中高孔、中高渗特征,岩性以中、细砂岩为主,少量含砾,岩性控制物性。黏土矿物含量变化大,以伊蒙混层为主,不含黄铁矿等导电矿物。储层单层厚度较大,电阻率基本不受砂泥岩薄互层因素影响。综合分析岩石物理实验、地层水化验、测井、试油等资料,梳理福山油田涠洲组低阻油层主要受高矿化度地层水、淡水钻井液侵入、高束缚水饱和度、高黏土矿物含量、低含油饱和度共同影响。

  • 1.1 高矿化度地层水

  • 福山凹陷地层水主要为 CaCl2 和 NaHCO3 水型,纵向上受古气候环境和地质构造运动影响,涠洲组最大矿化度 94929 mg / L,平均矿化度 56623 mg / L,流沙港组平均矿化度仅为 14 612 mg / L,呈现“浅高深低” 的逆向水化学剖面特征。横向上不同区块的地层水水型和矿化度分布规律不明显,局部断块内部受断层分割沟通作用存在一定差异。地层水矿化度升高,流体导电能力增强,是造成涠洲组低阻的主要原因。

  • 1.2 淡水钻井液侵入

  • 钻井液侵入属于油气层外部因素造成视电阻率降低,当砂岩地层存在裂缝或孔隙结构连通性较好时,钻井液滤液极易侵入,排挤出储层原有油气,使电阻率测井呈现低值,该类型油层本身不一定是低阻油层,主要受到钻井液滤液污染影响。

  • 当储层存在淡水泥浆侵入时,油层视电阻率相对真电阻率降低,水层视电阻率相对真电阻率明显升高,使得油层与水层的电阻率差距进一步缩小,造成低对比度现象。同时,由于福山凹陷花场、白莲等地区井底一般在流沙港组三段,涠洲组地层距井底相对较远,钻井液浸泡时间长,电阻率测井受淡水钻井液侵入影响严重[11]

  • 1.3 高束缚水饱和度

  • 高束缚水饱和度会在岩石表面形成以束缚水为主要成分的导电网络,叠加高矿化度地层水影响,使得电阻率降低。束缚水饱和度受岩性、孔隙结构、黏土含量等多参数共同影响,岩性细、孔隙结构复杂、黏土含量高都会增大岩石比表面积,结合岩石亲水性颗粒表面吸附水含量增多,使得束缚水含量升高。图1显示岩性越细、岩石物性越差,束缚水饱和度越高。受沉积作用影响,岩性细往往发育更多的小孔和细微喉道,孔隙结构更加复杂,致使束缚水含量急剧升高。

  • 1.4 高黏土矿物含量

  • 综合 X 衍射全岩、黏土岩石物理实验数据得到表1,涠洲组黏土含量分布跨度大且平均含量高,永安地区最为明显,高黏土矿物含量是其低阻的重要影响因素之一。图2 为涠洲组 27 口井 58 个试油层位电阻率与测井解释泥质含量(Vsh)交会图,电阻率与泥质含量呈现负相关关系。

  • 图1 渗透率与孔隙度、束缚水饱和度交会图

  • Fig.1 Cross plot of permeability with porosity and irreducible water saturation

  • 表1 不同地区黏土矿物含量统计

  • Table1 Statistics of clay mineral content in different areas

  • 图2 电阻率与泥质含量交会图

  • Fig.2 Cross plot of resistivity and shale content

  • 研究表明,黏土矿物比表面积明显高于石英等骨架颗粒,同等质量蒙脱石的比表面积约为石英的 5 500 倍[14],同时黏土矿物还发育大量微孔隙,结合岩石亲水性特征,束缚水含量与黏土含量成正相关,束缚水与孔喉连成了良好的导电网络,叠加高地层水矿化度的影响,使储集层呈现出低阻现象。

  • 砂岩导电主要由于含盐地层水中离子在电场作用下定向移动形成,而泥质砂岩导电主要由于蒙脱石等黏土矿物由于不饱和电性特点,表面吸附水中金属阳离子,在外界电场作用下,被吸附的阳离子沿黏土颗粒表面交换位置,产生附加导电现象,从而导致泥质砂岩电阻率低于纯砂岩电阻率[12-13]

  • 由于不同黏土矿物基本结构层、层间物、单位构造高度等性质存在差异,阳离子交换容量不同(表2),使得蒙脱石和伊蒙混层具有较明显的附加导电性,涠洲组黏土类型主要为伊蒙混层,因此黏土附加导电性对储层电阻率的影响不可忽略。

  • 表2 黏土矿物阳离子交换容量

  • Table2 Cation exchange capacity of clay minerals

  • 1.5 低含油饱和度

  • 福山凹陷古近系受到多期构造活动的影响,对盆地的沉积演化具有明显的制约作用[15]。涠洲组沉积时期是福山凹陷构造活动剧烈时期,临高、长流两大边界断层持续剧烈活动,形成永安、花场等构造区带,伴随构造活动进一步形成一系列断层,涠洲组断层分布错综复杂,在有利圈闭中聚集成藏。

  • 油层原始含油饱和度是反映油层储集能力和产能的重要参数,少数油藏构造幅度低,单个规模较小,油气运移到圈闭的过程中动力小,只能进入大孔径、毛管压力较小的孔道中,导致油藏含油饱和度低,叠加复杂孔隙结构影响,油层电阻率低于正常值[16]。另一方面,涠洲组储层单层厚度较大,层内容易形成上油下水的油水分布关系,也会导致电阻率偏低。图3 为涠洲组电阻率与含油饱和度( So)交会图,随着含油饱和度升高,电阻率呈现上升趋势。

  • 综上,福山油田涠洲组低阻主要因素包括高地层水矿化度、淡水钻井液侵入、高束缚水饱和度、高黏土矿物含量、低含油饱和度等,不同区块主控因素各不相同。综合各方面资料对比分析,将花场、白莲、永安地区低阻油层主控因素总结如表3 所示。

  • 图3 电阻率与含油饱和度交会图

  • Fig.3 Cross plot of resistivity and oil saturation

  • 由表3 可以看出,高矿化度地层水是涠洲组低阻的重要影响因素,不同地区因沉积、成岩作用不同,低阻主控因素存在差异,花场地区为高束缚水饱和度,白莲地区为淡水钻井液侵入和低含油饱和度,永安地区为高束缚水饱和度和高黏土矿物含量。各因素间存在相互作用,如黏土矿物含量影响束缚水饱和度,地层水矿化度影响束缚水导电性和黏土附加导电作用等。

  • 表3 不同地区低阻油层主控因素

  • Table3 Main controlling factors of low resistivity reservoirs in different areas

  • 2 流体识别参数构建

  • 研究表明,涠洲组低阻油层受高矿化度地层水等多因素共同影响,针对不同低阻成因机制构建电阻增大率、侵入因子、压汞系数、含油饱和度、综合储集指数等参数计算模型,开展涠洲组流体识别方法研究。

  • 2.1 电阻增大率

  • 高矿化度地层水型低阻油层特点是油层的电阻率绝对值低,但明显高于水层电阻率。图4 所示为白莲 A 井部分层段测井解释成果,201、203、204 号水层电阻率 1.1 Ω·m,200 号层电阻率 5. 0 Ω·m,呈现低电阻率特征,但明显高于相邻水层,试油为日产油 7.5 t 的纯油层。图4 中第 5 列 TG、C1、C2、 C3、IC4、NC4 分别表示全烷、甲烷、乙烷、丙烷、异丁烷、正丁烷。

  • 针对该类低阻油层,建立电阻增大率计算模型:

  • I=Rt/R0.
    (1)
  • 式中,I 为电阻增大率; RtR0 分别为深电阻率和标准水层电阻率,Ω·m。

  • 在岩性、物性和水性相同的条件下,先选定标准水层,再计算电阻增大率进行流体识别。受地层水矿化度影响的低阻油气层电阻增大率多大于 2,水层接近 1,油水同层、差油层介于二者之间。

  • 2.2 侵入因子差值

  • 淡水钻井液侵入型低阻油层特点是:油层深、浅电阻率差异不大,水层深、浅电阻率差异较明显。如白莲区块 B 井某油层深感应 5.6 Ω·m,中感应 5.5 Ω·m,临近水层深感应 2.7 Ω·m,中感应 3.6 Ω· m,油、水层具有低对比度特征,常规图版法不易识别。针对该类型低阻油层,建立侵入因子计算模型:

  • Q=Rx0-Rt/Rt.
    (2)
  • 式中,Q 为侵入因子; Rxo 为浅探测电阻率,Ω·m。

  • 淡水钻井液侵入使得油层视电阻率降低,水层视电阻率升高,由于涠洲组地层水变化快,不同井受地层流体类型、地层水矿化度等因素影响程度不同,会出现气水同层与水层、油水同层侵入因子数值接近的情况,难以根据侵入因子进行流体识别。为消除井间对比产生的矛盾,构建侵入因子差值计算模型,用标准水层侵入因子与目的层侵入因子相对值表征目的层属性。侵入因子差值计算模型为

  • ΔQ=Qw-Q0.
    (3)
  • 式中,ΔQ 为侵入因子差值; QwQo 分别为水层和油层侵入因子。

  • 侵入因子差值能够较好地表征由淡水钻井液侵入引起的不同流体类型响应。油气层侵入因子差值大于 0,水层、油水同层在 0 附近,气水同层介于二者之间。

  • 2.3 孔隙结构表征模型

  • 由于毛管压力曲线能够有效表征岩石孔喉分布、连通性等信息,真实反映孔隙结构[17],本文中通过相关性分析对压汞实验参数进行优选(表4),选取平均孔喉半径(rm)、中值孔喉半径(rpc50 )、分选系数(σ)表征储层渗流能力,选取孔隙度(φ)表征储层储流能力,综合各参数构建压汞系数(XHg)表征储层孔隙结构。

  • 图4 白莲 A 井测井解释成果

  • Fig.4 Logging interpretation results of well Bailian A

  • 表4 压汞参数相关性统计

  • Table4 Correlation statistics of mercury injection parameters

  • 注:R 2 是相关系数平方; k 为渗透率,10-3 μm 2

  • 应用变异系数法确定各参数权重[18],首先计算各参数标准差系数:

  • Vi=σi/x-i,i=1,2,3,4.
    (4)
  • 式中,Vi 为第 i 个变量的标准差系数; σi 为第 i 个变量的标准差; x-i为第 i 个变量的平均数。

  • 得到标准差系数后,计算各项指标的权重系数:

  • Wi=Vii=1n Vi,i=1,2,3,4.
    (5)
  • 式中,Wi 为第 i 个变量的权重系数。

  • 根据计算得到各参数权重系数,得到压汞系数计算公式:

  • XHg=0.32rm+0.22rp50+0.33σ+0.13φ.
    (6)
  • 式中,rmrpc50σφ 需归一化处理映射到 [ 0,1] 之间。

  • 图5 所示,压汞系数与孔隙度、渗透率相关性分别达到了 0.912 4 和 0.907 4,与表4 单参数 R2相比,压汞系数既保留与孔隙度的高相关性,又大幅提高与渗透率的相关性,说明压汞系数更能够综合表征岩石的储流和渗流能力,准确表征储层孔隙结构。

  • 图5 压汞系数与孔隙度、渗透率交会图

  • Fig.5 Cross plot of mercury injection coefficient with porosity and permeability

  • 2.4 含油饱和度模型

  • 评价含油饱和度现多采用阿尔奇公式[2],适用于不含泥质的纯地层,实际工作中含泥质很少的地层也可以近似按纯地层处理。当储层泥质含量较高时,受黏土附加导电作用影响,阿尔奇公式计算含油饱和度与真实值存在较大误差。阿尔奇公式为

  • Sw=abRwΦmRtn
    (7)
  • 式中,Rw 为地层水电阻率,Ω·m; Sw 为含水饱和度; ab 为岩性系数; m 为胶结指数; n 为饱和度指数。

  • 对于泥质含量较高的砂岩储层需采用 Waxman-Smits 模型[5-6],该模型认为泥质砂岩的导电是由自由电解液导电和黏土附加导电两部分并联组成[19],黏土附加导电受黏土阳离子交换能力和交换阳离子等价电导影响。

  • Ct=SwtnF*Cw+BQvSwt.
    (8)
  • 式中,CtCw 分别为含油地层和水溶液电导率,S / m; Swt 为总含水饱和度; F 为泥质砂岩地层因素; B 为交换阳离子的等价电导; Qv 为单位孔隙体积的阳离子交换能力。

  • 其中 Qv 由岩石物理实验测得阳离子交换容量计算得到:

  • Qv=Cce1-φtρgφt.
    (9)
  • 式中,Cce 为阳离子交换容量,mmol / 100 g; φt 为总孔隙度; ρg 为岩石平均颗粒密度,g / cm 3

  • B 由 Waxman 和 Smits 根据大量泥质砂岩实验室测得结果提出的经验方程计算得到:

  • B=3.831-0.83exp-Cw2.
    (10)
  • 基于表1 统计结果,白莲、花场地区黏土含量低,选取阿尔奇公式计算含油饱和度。永安地区黏土含量变化大且以伊蒙混层为主,附加导电作用强,以黏土含量作为饱和度模型控制条件,黏土含量低于 10%时,应用阿尔奇公式,大于 10%则选用 Waxman-Smits 模型进行计算。

  • 2.5 综合储集指数

  • 为准确评价储层电阻率受束缚水饱和度、黏土矿物含量影响程度,本文中基于核磁共振、阳离子交换量、X 衍射全岩等岩石物理实验,结合测井曲线数据回归分析,建立白莲、花场、永安各地区束缚水饱和度(Swi)、泥质含量(Vsh)、阳离子交换容量(Cce)测井评价模型(表5)。

  • 表5 不同地区流体识别参数计算模型

  • Table5 Calculation model of fluid identification parameters in different regions

  • 注:ΔtφCNρGR 分别为声波(μs/ m)、中子(%)、密度(g / cm 3)、自然伽马(API)测井值; ΔGR 为各地区自然伽马归一化的校正量(API)。

  • 压汞系数、含油饱和度与电阻率为正相关关系,阳离子交换容量和束缚水饱和度与电阻率为负相关关系,结合 4 个参数构建综合储集指数计算模型(S),表征储层孔隙结构、含油饱和度、束缚水饱和度、黏土附加导电对电阻率的综合作用。

  • S=XHgSo/CceSwi.
    (11)
  • 3 流体识别图版

  • 根据《测井解释结论的认定与符合率统计规范》(Q/ SY 01459-2019)中测井解释结论与认定要求,结合涠洲组花场、白莲、永安地区储层埋深和产液性质对流体性质进行分类,并对不同流体识别参数归一化,绘制流体识别参数分布图。根据不同流体类型间参数叠加情况指导参数选取,结合不同区块低阻主控因素分析,对流体识别参数进行优选,建立流体识别图版。

  • 3.1 花场地区流体识别图版

  • 图6 为花场地区流体识别参数分布图,各参数归一化后数值范围及平均值如图所示。对比不同流体类型各参数分布情况,深电阻率和电阻增大率可以准确区分油层、差油层和水层,含油饱和度可以区分油层、油水同层和水层,结合花场地区低阻主控因素分析(表3),选取深电阻率、电阻增大率、含油饱和度 3 个参数进行流体识别。综合花场地区试油结论及未试油层测井解释结论,计算相应流体识别参数,依据不同流体类型建立流体识别图版(图7),实现花场地区油层、油水同层、差油层、水层的有效识别。

  • 图6 花场流体识别参数分布

  • Fig.6 Distribution of fluid identification parameters in Huachang area

  • 图7 花场流体识别图版

  • Fig.7 Fluid identification chart in Huachang area

  • 3.2 白莲地区流体识别图版

  • 图8 为白莲流体识别参数分布图,深电阻率和综合储集指数可以区分油层、气水同层和水层,侵入因子差值可以区分油层与油水同层,结合白莲地区低阻主控因素分析(表3),选取深电阻率、综合储集指数、侵入因子差值 3 个参数建立流体识别图版(图9),能够对油层、气水同层、油水同层、水层进行有效识别。

  • 3.3 永安地区流体识别图版

  • 永安地区流体类型主要为油层、水层和油水同层,综合各参数与流体类型对应关系(图10)及永安地区低阻主控因素,优选综合储集指数、深电阻率、侵入因子差值 3 个参数建立流体识别图版(图11),能够有效识别不同流体类型。

  • 根据花场、白莲、永安地区流体识别图版,建立涠洲组不同地区流体识别标准,统计结果如表6 所示。应用于涠洲组 3 个地区 27 口井 58 个试油层位。结果表明,流体识别符合率由 76%提高到 84%,有效提高了涠洲组低阻油层流体识别准确率。

  • 图8 白莲流体识别参数分布

  • Fig.8 Distribution of fluid identification parameters in Bailian area

  • 图9 白莲流体识别图版

  • Fig.9 Fluid identification chart in Bailian area

  • 图10 永安流体识别参数分布

  • Fig.10 Distribution of fluid identification parameters in Yongan area

  • 图11 永安流体识别图版

  • Fig.11 Fluid identification chart in Yongan area

  • 表6 涠洲组不同地区流体识别标准

  • Table6 Fluid identification standards for different areas of Weizhou Formation

  • 4 结束语

  • 涠洲组低阻油层表现低电阻率和低对比度特征,基于岩石物理实验、地层水化验、测井、试油等资料综合分析,厘清涠洲组低阻主要成因机制包括高矿化度地层水、淡水钻井液侵入、高束缚水饱和度、高黏土矿物含量、低含油饱和度 5 方面,并进一步明确不同区块低阻主控因素。通过深入分析不同成因机理的岩石物理和测井响应特征,针对性构建电阻增大率、侵入因子插值、综合储集指数等流体识别参数计算模型。分析不同流体识别参数与流体类型的对应关系,结合地区主控因素进行参数优选,并结合测井和试油资料建立流体识别评价图版及分类标准,流体识别符合率达到 84%,有效提高了福山凹陷涠洲组流体识别准确率。

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