強縱向非均質性油藏油水層識別及油水界面精細刻畫

陳明江，劉俊海，程亮

（中國石油川慶鉆探工程有限公司地質勘探開發(fā)研究院，四川成都610051）

儲層油水層判別和油水界面的精細刻畫是儲量計算和開發(fā)方案的基礎，關系到開發(fā)井網部署策略的制定和優(yōu)化，具有十分重要的研究意義。油水層識別的方法較多，主要采用各種測井參數或巖石力學參數的交會圖版法、曲線重疊法和數理統(tǒng)計法等[1-7]。對于孔隙型儲層，電阻率是判別油水層最可靠和最有效的參數，但其受微觀孔隙結構的影響較大[8]，且微觀孔隙結構又導致油水界面的差異[9]。因此，油水層判別和油水界面的確定必須以孔隙結構研究為基礎。

伊拉克A油田K油藏自2011年開始采用水平井排狀注采井網實施開發(fā)。長期以來，油藏的油水層測井判別都采用的統(tǒng)一電阻率下限標準，且儲量計算和開發(fā)井網部署中都采用統(tǒng)一水平的油水界面，即純油底界和純水頂界分別為-2 630 m和-2 650 m。然而，統(tǒng)一的油水判別標準和油水界面常常導致測井解釋與實際生產不符：①部分水平井在距純油底界10 m以上（-2 620 m）投產即產水，且含水率持續(xù)升高；②部分水平井在純油底界（-2 630 m）附近長時間生產幾乎不含水；③構造北翼低部位的X128井在純水頂界（-2 650 m）以下的巖心顯示較好的含油性。為了剖析上述現(xiàn)象的原因，準確認識油藏的油水界面分布規(guī)律，有效指導油藏開發(fā)措施調整，通過綜合利用測井、巖心分析、生產動態(tài)、構造演化及油氣成藏史，開展K油藏油水層判別標準和油水界面的精細刻畫，以期為油藏穩(wěn)油控水措施的制定提供依據，也為進一步優(yōu)化開發(fā)方案及井軌跡調整奠定基礎。

1 油藏基本特征

1.1 地理位置及構造特征

A油田位于伊拉克中南部的Nomina鎮(zhèn)與Kut鎮(zhèn)之間，距首都巴格達東南約180 km[10]。油田構造上位于阿拉伯板塊東北緣波斯灣盆地北部的不穩(wěn)定大陸架區(qū)域，呈NW—SE走向，長約29 km，寬約8 km，發(fā)育3個構造高點，自東向西分別為1區(qū)、2區(qū)和4區(qū)；地層平緩，傾角小于2°，為低幅度構造，兩翼不對稱，北翼地層傾角較南翼陡（圖1）。

圖1 伊拉克A油田地理位置及K油藏頂面構造特征Fig.1 Field location and top surface structural features of K oil reservoir of Oilfield-A in Iraq

1.2 儲層特征

K油藏是A油田含油面積和儲量最大的層狀碳酸鹽巖油藏，自上而下劃分為Kh1—Kh4段，其中Kh2段為主要油氣富集層和開發(fā)目的層。Kh2段屬于緩坡沉積相，根據沉積旋回和測井響應特征將其自上而下細分為Kh2-1-1，Kh2-1-2U，Kh2-1-2L，Kh2-2，Kh2-3，Kh2-4，Kh2-5等7個小層（圖2），層間無物性或巖性隔夾層。在油田范圍內，沉積微相橫向變化極小，但縱向變化較大。從Kh2-5向上至Kh2-1-1沉積微相由外緩坡過渡為砂屑灘，水體能量逐漸增強，各小層沉積物顆粒類型、灰泥含量差異較大，最終導致儲層孔隙結構在縱向上極強的非均質性。

鑄體薄片鑒定表明，Kh2段顆粒類型豐富，包括砂屑、綠藻、浮游有孔蟲及其他生屑；各種顆粒類型相對含量的變化形成了多種不同孔隙類型的組合在縱向上的變化，從而形成不同的孔隙結構特征[11-12]（圖2）。從圖中可以看出，孔隙結構特征從下向上整體呈漸變趨勢，藻?？准傲ｉg孔含量向上逐漸增多，毛管壓力曲線排驅壓力向上逐漸降低，有效喉道半徑向上逐漸增大。通過對7口取心井的159個壓汞樣品、1 573個常規(guī)物性分析樣品及242張鑄體薄片鑒定結果進行分析，得到表1所示各小層巖相、物性及孔隙結構參數統(tǒng)計表。由表1可知，Kh2-5為浮游有孔蟲粒泥灰?guī)r，以微孔為主，孔隙度高達23.1%，但有效喉道半徑僅0.25 μm，滲透率低至1.1×10-3μm2；Kh2-4孔隙結構呈漸變特征，下部以微孔為主含少量藻?？?；上部藻模孔含量明顯增加，孔隙結構相對較好，其滲透率也向上遞增；Kh2-1-2L為砂屑顆?；?guī)r，以粒間孔為主，雖然孔隙度略低，但有效喉道半徑達7.16 μm，平均滲透率高達172.8×10-3μm2，明顯高于相鄰的Kh2-2和K2-1-2U小層，為典型的高滲層特征?？紫督Y構在縱向上的差異導致了儲層含油性的差異，在測井響應特征上則表現(xiàn)為電阻率曲線在縱向上的明顯差異，圖2中的第6道所示。針對這種縱向非均質性強、電阻率變化較大的油藏，無法采用統(tǒng)一的電阻率標準判別油水層，而應分層建立判別標準。

表1 伊拉克A油田K油藏各小層特征參數統(tǒng)計Table 1 Characteristic parameter of each sub layer of K oil reservoir in Oilfield-A,Iraq

2 油水層判別方法

2.1 基本原理

油氣成藏的過程其實就是油或氣驅替孔隙空間中水的過程。在這一過程中，當油的浮力超過孔隙喉道的毛細管阻力，油才能進入孔隙空間[13-14]。當油柱高度較低時，油的浮力較低，無法驅替孔隙中的水，此時孔隙中100%被水飽和；隨著油柱高度的增大，達到某一臨界高度時，浮力突破最大喉道的毛細管阻力，油開始進入孔隙，含油飽和度逐漸增加。由于不同孔隙結構巖石的喉道大小及分選性的差異，油進入孔隙需達到的油柱高度不同，且含油飽和度隨高度變化的趨勢特征也各不相同。這種含油飽和度隨高度的變化直接表現(xiàn)為測井電阻率隨海拔高度的變化。因此，可以利用電阻率這種變化特征來區(qū)分油、水層和識別油水界面。

典型油藏電阻率隨海拔高度的變化曲線見圖3a，該特征與壓汞毛管壓力曲線的形態(tài)特征相似，其所反映的本質都是含油飽和度隨高度（壓力）的變化。從圖中可以看出，電阻率隨海拔高度的變化曲線可分為4個特征段，每個特征段的轉折點則反映了含油飽和度明顯變化點。第1段：當海拔較低時，油的浮力未能達到突破最大喉道所需的最小高度時，油無法進入孔隙，電阻率不隨海拔高度變化，小于或等于該電阻率即為水層；第2段：當海拔達到第一臨界高度時，油的浮力突破最大喉道的毛管阻力，油開始進入孔隙空間，電阻率開始逐漸增大，此臨界高度即對應純水層的頂界海拔；隨著海拔高度逐漸增大，電阻率增大較快，此時油和水共同存在于相對較大的孔隙空間中，為油水同層區(qū)間；第3段：當海拔達到第二臨界高度時，相對較大的孔隙空間的水幾乎已完全被油驅替，水存在于較小的孔隙或大孔隙的死角處，難以流動，因此，電阻率隨海拔高度的增加變緩；此臨界高度即為純油層的底界，所對應的電阻率即為油層電阻率下限，大于或等于該電阻率即為油層；第4段：海拔達到第三臨界高度時，大部分小孔隙中的水都已被油驅替，電阻率隨海拔高度的增加已極其緩慢甚至無變化，此階段水基本存在于毛細管中，無法被驅替。

由于儲層孔隙結構的差異，電阻率隨海拔高度變化的特征趨勢也各不相同。圖3b中a—d 4條特征曲線所反映的孔隙結構逐漸變差；孔隙結構較好的儲層，喉道半徑相對較大，電阻率開始增大所對應的海拔較低，且電阻率隨海拔高度增大而快速增大，純水頂或純油底的海拔較低，線段斜率較??；隨著孔隙結構變差，電阻率隨海拔高度增大而緩慢增大，線段斜率較大；致密層或干層的孔喉極小，油幾乎無法進入，電阻率基本不隨海拔高度增大而變化。

2.2 K油藏油水層判別標準的建立

基于上述原理，繪制油藏的測井電阻率與海拔交會圖并利用測試結果進行標定和檢驗，即可確定油、水層的電阻率判別標準。由于K油藏縱向非均質性強，各小層孔隙結構差異大，必須分層研究，因此，本文采用在各小層分別取電阻率特征值的方法來分析電阻率的變化。圖2中第6道所示，在Kh2段各小層共選取了8個特征點（圖中紅色圓點所示），其中Kh2-4由于上、下兩段孔隙結構差異明顯，因此，取了2個特征點，其它小層各一個特征點。在油田85口直井中每一口井的相同小層選取相同的特征點，并獲取每個點的測井電阻率及海拔繪制交會圖，得到圖4所示的8個交會圖。圖中每個交會點即代表一口井在某一層的電阻率與海拔數據，交會點的顏色代表孔隙結構指數，即由于每口井所處的構造位置不同，其海拔高度也不同，從而反映出同一特征點的電阻率隨海拔高度的變化。根據交會點的變化趨勢并結合測試結果可繪出與圖3相似的特征曲線，但由于K油藏閉合高度較小，因此特征曲線只反映出了前3段的特征。從圖中可明顯看出，各小層電阻率隨海拔高度變化特征的差異較大：Kh2-5電阻率隨海拔高度增加而基本保持不變，反映孔隙結構差，油無法進入孔隙空間，為干層特征，與測試結果和巖心含油性觀察結果相符；Kh2-4下段電阻率隨海拔高度增大而緩慢增大，線段斜率較大，且電阻率變化的第一臨界點海拔較高，反映孔隙結構仍然較差，但略優(yōu)于Kh2-5；Kh2-4上段孔隙結構較下段更好，其電阻率變化斜率更小；孔隙結構最好的Kh2-3和Kh2-1-2L電阻率隨海拔高度變化的斜率最小，且第一臨界點海拔最低。各層電阻率隨海拔變化的特征得到了測試結果的驗證，并進一步印證了前述各小層孔隙結構的差異。

最后，根據各層特征曲線的轉折點電阻率并結合測試結果即可確定各小層油、水層電阻率判別標準，見表2。從表中可以看出，孔隙結構越差，微孔含量越高，其電阻率標準越低。

3 油水界面分析

3.1 K油藏油水界面的精細刻畫

對于均質性較好的油藏，其油水界面基本為一平面或略有起伏。當油藏受動態(tài)底水、斷層分隔、巖性、物性或流體密度變化的影響，其油水界面可能會發(fā)生傾斜甚至較大起伏[14-18]。然而，K油藏的特殊性不僅在于其孔隙結構具有極強的縱向非均質性，導致各小層油水界面存在明顯差異，還在于多期構造運動和油氣充注相伴隨，導致油藏具有極其復雜的油水界面。

根據圖4所示各小層電阻率隨海拔高度變化的特征曲線轉折點不僅可以確定油、水層電阻率標準，還可確定該小層的平均油水界面，即油層底界和水層頂界（表2）。理論而言，同一小層由于孔隙結構和物性相近，其交會點在特征趨勢線上每一小段的變化趨勢應一致，即在同一斜率的直線上變化。然而，從圖4所示交會點來看，部分井的交會點明顯偏離趨勢線，其電阻率反映了與對應海拔高度不一致的特征，尤其在孔隙結構相對較差的Kh2-4小層中，部分井電阻率明顯高于相同海拔的其它井。如X128井位于1區(qū)構造北翼邊部，海拔較低，但電阻率明顯高于相同海拔的其它井，在平均水頂界面之下，巖心仍然含油。造成這種現(xiàn)象的可能原因有2點：第一，同一層的巖性、孔隙結構或物性在橫向發(fā)生明顯變化，導致電阻率的變化；第二，油水界面在橫向發(fā)生變化。然而，油田7口取心井的巖心觀察、物性分析、壓汞曲線及鑄體薄片鑒定的綜合分析結果表明，各小層巖相、物性及孔隙結構的橫向變化極小，不可能造成同一層電阻率變化的明顯不一致性。因此，電阻率的變化應由油水界面的變化所致。

圖4 伊拉克A油田K油藏各特征點電阻率與海拔交會圖Fig.4 Cross plot of resistivity versus elevation for each characteristic point of K oil reservoir in Oilfield-A,Iraq

在圖4所示交會圖中，某一小層的特征趨勢線在第一轉折點和第二轉折點分別確定的水層頂界海拔（HWUT）和油層底界海拔（HODT）為該層平均的油層底界和水層頂界；當某井的交會點偏離特征趨勢線時，如其海拔高度為H1，通過該交會點做一垂線與特征趨勢線相交，交點海拔為H2，則該井實際油層底界面海拔（HODT*）和水層頂界海拔（HWUT*）分別用（1）式和（2）式計算：

式中：HWUT為小層平均水層頂界海拔，m；HODT為小層平均油層底界海拔，m；H1為單井交會點海拔，m；H2為交點海拔，m；HODT*為單井實際油層底界海拔，m；HWUT*為單井實際水層頂界海拔，m。

利用以上兩式可確定每一口井在各小層的實際油層底界和水層頂界海拔，精細刻畫出油藏油水界面的分布特征。圖5展示了K油藏沿構造長軸方向的油藏剖面圖及Kh2-3油層底界平面圖，圖中2條水平橫線分別為早期的純油底界（-2 630m）和純水頂界（-2 650m）。從圖中可得到2點認識：①縱向上，由于孔隙結構的差異導致K油藏各小層油水界面存在明顯差異：以微孔為主的Kh2-4小層孔隙結構較差，其油水界面明顯高于其它小層；以粒間孔和藻?？诪橹鞯腒h2-1-2L和Kh2-3小層孔隙結構較好，油水界面相對較低；Kh2-3之上的Kh2-1-1和Kh2-2小層孔隙結構較Kh2-3差，其油水界面較Kh2-3更高，因此，在4區(qū)構造邊部區(qū)域的Kh2-3小層為油層，但其上部的Kh2-1-1和Kh2-2小層已過渡為油水同層；這種油水分布特征主要發(fā)生在構造低部位區(qū)域，在構造高部位仍然是油層在上部，油水同層在中部，水層在下部；②平面上，油藏整體的油水界面并非平面或單一的傾斜面，而是呈彎曲特征：表現(xiàn)為同一小層的油水界面沿構造長軸方向東部界面低，西部界面高；沿構造短軸方向呈拱形，即南北兩翼低，構造高部位高，且北翼比南翼更低，最低點位于1區(qū)東北部的X128井。

圖5 沿構造長軸伊拉克A油田K油藏剖面Fig.5 Reservoir profile along long axis of structure of K oil reservoir in Oilfield-A,Iraq

3.2 K油藏彎曲油水界面的成因分析

通過對A油田260口水平井實際生產數據及井軌跡與油水界面的關系分析，排除受注入水、走滑斷層及地震異常體影響的井，其余所有井的生產數據都驗證了彎曲油水界面的事實。

造成K油藏油水界面彎曲的原因為持續(xù)性的區(qū)域構造運動造成圈閉構造高點的變化與多期油氣充注共同作用的結果。區(qū)域構造演化研究表明[16-23]，A油田主要經歷了兩期構造運動：第一期為來自東北方向的拉張作用，發(fā)生時間大約為65～80 Ma前；第二期為來自東北方向的持續(xù)性右旋擠壓運動，發(fā)生時間為65 Ma前后；大約20 Ma前由于扎格羅斯造山運動擠壓作用進一步將強，形成了現(xiàn)今圈閉形態(tài)。研究區(qū)地層沉積穩(wěn)定，差異壓實作用弱，通過地震層拉平技術重建了K油藏構造演化歷史[24-25]。圖6所示，大約65～80 Ma，K油藏在1區(qū)東部略微隆起，2區(qū)和4區(qū)處于構造低部位，未形成圈閉，且此階段發(fā)生了油氣的第一期充注[26-27]，充注區(qū)域為1區(qū)東部；大約20～55 Ma，受扎格羅斯造山運動擠壓，K油藏頂面構造形態(tài)發(fā)生明顯變化，油田東北部逐漸隆起，此階段發(fā)生了油氣的第二期充注，充注區(qū)域主要在現(xiàn)今構造的北翼；大約10 Ma前至今，K油藏頂面構造起伏變大，油田中部進一步隆起，并逐漸形成現(xiàn)今構造形態(tài)，同時此階段發(fā)生了油氣的第三期充注，充注區(qū)域主要為現(xiàn)今構造的高部位及南翼。由于整個構造的演化階段都伴隨著油氣的持續(xù)充注，在古構造的高部位油氣充注較多，含油飽和度較高，盡管后期構造演化成了相對低部位，但其含油飽和度仍然較高，最終導致K油藏的油水界面與常規(guī)油藏存在明顯差異，即油水界面彎曲，在1區(qū)東部及北翼的油水界面相對較低。

圖6 伊拉克A油田K油藏構造演化及油氣充注期次Fig.6 Structural evolution and hydrocarbon charging period of K oil reservoir in Oilfield-A,Iraq

4 結論

1）K油藏孔隙結構在縱向上的極強非均質性不僅導致測井電阻率曲線在縱向上的差異，無法采用統(tǒng)一的電阻率標準判別油水層，同時也導致了各小層油水界面的差異。

2）通過建立電阻率隨海拔高度變化的特征曲線，分別確定了各小層油水層判別的電阻率標準、各小層平均油水界面以及單井油水界面，為研究油藏油水界面的平面變化創(chuàng)造了條件。

3）K油藏的油水界面呈彎曲特征，整體表現(xiàn)為沿構造長軸方向東部界面低，西部界面高；沿構造短軸方向呈拱形，即南北兩翼低，構造高部位高，且北翼比南翼更低；其成因為持續(xù)性的區(qū)域構造運動造成圈閉構造高點的變化與多期油氣充注共同作用的結果。

4）對于碳酸鹽巖油藏油水界面的認識應充分結合巖心、測井、測試、生產、油藏構造演化及油氣成藏史，不能束縛于常規(guī)油藏油水界面的認識，刻意回避矛盾，把油水界面簡單理解為一平面或單一傾斜的面。只有突破常規(guī)認識，充分尊重客觀資料，才能達到正確認識油藏的目的。