王擁軍 ,孫圓輝 ,楊思玉 ,吳淑紅 ,劉輝,童敏 ,呂恒宇
(1. 提高石油采收率國家重點(diǎn)實驗室,北京 100083;2. 中國石油勘探開發(fā)研究院,北京 100083)
低電阻率油層廣泛發(fā)育于墨西哥、委內(nèi)瑞拉、美國、印度及中國各大含油氣盆地的砂巖和碳酸鹽巖儲集層中,占比最高可達(dá)50%[1-7],其中墨西哥灣砂巖低電阻率油層產(chǎn)量可達(dá)100 t/d;因此,該類油層一種重要的油層類型,其識別評價和飽和度解釋對正確認(rèn)識油水關(guān)系、合理評價地質(zhì)儲量、實現(xiàn)油藏整體開發(fā)和均衡動用意義重大[8-9]。
低電阻率油層電阻率低、測井對比度低[10-13],多由高不動水飽和度、低幅度構(gòu)造、薄互層、油水層礦化度差異、礦物附加導(dǎo)電、天然裂縫、鉆井液侵入等復(fù)雜成因?qū)е耓14-24],測井識別特別是飽和度定量解釋難度大。通過長期攻關(guān),目前針對上述成因機(jī)理形成了系統(tǒng)的飽和度評價方法,如采用J函數(shù)油柱高度法、碳氧比測井、儲集層飽和度測井(RST)等非電阻率技術(shù)及修正的阿爾奇公式、W-S模型、Gulf Coast、薄互層、經(jīng)驗公式等技術(shù)計算飽和度[21,25-29]。
中東東魯卜哈利盆地A油田儲集層黃鐵礦含量為2%~4%,裂縫和包殼顆粒不發(fā)育,低電阻率油層形成于中—低能沉積環(huán)境,孔喉小,電阻率主體為 0.4~0.7 Ω·m,與下部水層相當(dāng)甚至略低,估算含水飽和度為 33%~70%,但投產(chǎn)后以極少或幾乎無水狀態(tài)生產(chǎn)6~8年,是典型的碳酸鹽巖微孔型低電阻率油層[28]。該類油層與高不動水飽和度成因的低電阻率油層有相似之處,但在導(dǎo)電路徑及導(dǎo)電機(jī)理方面又有所不同,其他類型成因和對應(yīng)方法不適用該類儲集層。為揭示油層分布,在取心井采用Dean Stark實驗、在生產(chǎn)井測試RST套管測井取得較好效果,但核磁測井、油柱高度法、常規(guī)油層方法計算的飽和度精度低,而且在油藏開發(fā)階段,大量生產(chǎn)井以常規(guī)測井為主,油藏開發(fā)面臨著以常規(guī)測井為基礎(chǔ)的飽和度精細(xì)解釋的重大技術(shù)需求[4,30]。但該類儲集層低電阻率成因及導(dǎo)電機(jī)理與高不動水飽和度儲集層有何區(qū)別,其形成的地質(zhì)條件(同時也是評價指標(biāo),因為測井單學(xué)科評價符合率低)是什么,其飽和度計算是否適用阿爾奇公式,飽和度解釋參數(shù)與常規(guī)儲集層有何不同,在上述問題方面目前未見相關(guān)報道。基于此,本文通過分析該類儲集層的低電阻率成因、特殊導(dǎo)電特征及其與常規(guī)油層、低孔隙度儲集層的差異,建立基于裸眼井常規(guī)電阻率測井的飽和度解釋技術(shù),實現(xiàn)含油飽和度快速和相對精確評價,既解決生產(chǎn)難題,同時也為豐富低電阻率油層理論提供技術(shù)支持。
中東東魯卜哈利盆地白堊系 Shuaiba組是一套碳酸鹽巖地層[31](見圖 1),白堊紀(jì)在阿拉伯盆地發(fā)育Bab等多個次級盆地,并在其周緣形成典型緩坡或鑲邊的碳酸鹽巖地層,厚度達(dá)2 000 m[32]。20世紀(jì)50—80年代,Bab盆地周緣接連發(fā)現(xiàn)了Bu Hasa、Bab、Asab等大型構(gòu)造油藏和以Margham、Musallim等為代表的構(gòu)造巖性油藏。
圖1 研究區(qū)位置及其白堊系地層柱狀圖
Shuaiba組碳酸鹽巖發(fā)育開闊臺地、臺地邊緣、臺緣斜坡及盆地相 4種沉積相和臺內(nèi)淺灘、灘間海、臺緣生物礁、上緩坡、下緩坡及盆地6種亞相[31,33]。研究區(qū)發(fā)育于開闊臺地和臺地邊緣相帶,X層巖相模式如圖2所示,主要包括3種[34]:鮞粒藻屑顆?;?guī)r發(fā)育于臺內(nèi)淺灘,伴生較大的藻屑、鮞粒、有孔蟲、雙殼和棘皮,藻屑間基質(zhì)由球粒顆粒到泥粒組成,顆粒被環(huán)繞棘皮碎屑的突觸狀膠結(jié)物原地膠結(jié);球粒潛穴泥?;?guī)r發(fā)育于水體淺、藻類無法發(fā)育的內(nèi)潟湖,含有豐富的球粒和小雙殼類、有孔蟲類和棘皮類生屑,生物擾動普遍;藻屑漂礫巖相發(fā)育于外潟湖,帶藻屑,與雙殼貝類、厚殼蛤和棘皮類生物共生,沉積能量低、灰泥含量高。其中,球粒潛穴泥?;?guī)r和藻屑漂礫巖沉積能量低,是低電阻率油層發(fā)育的潛力儲集層。W層巖相中,生屑球粒泥粒灰?guī)r、有孔蟲生屑泥?;?guī)r和藻屑-生屑-球粒漂礫巖也是潛力儲集層。
圖2 研究區(qū)古水體環(huán)境及沉積剖面示意圖
研究區(qū)碳酸鹽巖礦物成分簡單,但巖石結(jié)構(gòu)和孔隙結(jié)構(gòu)復(fù)雜[35-38],高能沉積的顆粒灰?guī)r“大孔小喉”,低能沉積的泥?;?guī)r或粒泥灰?guī)r“小孔微喉”,由于少有黏土礦物的附加導(dǎo)電,按照“阻力最小導(dǎo)電路徑原理”[39],其導(dǎo)電模式與砂巖儲集層有所不同。圖 3是A14井兩塊巖樣的鑄體薄片及導(dǎo)電路徑對比圖,其中巖樣a為顆?;?guī)r,巖樣b為泥?;?guī)r,表1是兩者儲集層參數(shù)對比。兩塊巖樣孔隙度大致相同,但巖樣a導(dǎo)電路徑更復(fù)雜,相同條件下電阻率更高(見圖 3、表1);當(dāng)巖心飽含水(見圖3c、圖3d),巖樣a與巖樣b電阻率比值為1.9;當(dāng)含油飽和度增大,巖石導(dǎo)電路徑逐漸由孔喉束縛水和孔壁束縛水控制,巖樣 a導(dǎo)電路徑更加復(fù)雜(見圖 3e、圖 3f),巖樣含水 50%及束縛水狀態(tài)時,巖樣a與巖樣b電阻率比值分別為3.4,2.8,含油使巖樣a導(dǎo)電路徑復(fù)雜化,而巖樣b變化相對較小。
圖3 巖樣a、b鑄體薄片及導(dǎo)電路徑對比圖
表1 研究區(qū)A14井巖樣a、b儲集層參數(shù)對比表
為進(jìn)一步研究導(dǎo)電路徑對巖石導(dǎo)電能力的影響,引入導(dǎo)電路徑迂曲度的概念及計算公式[40]:
中東地區(qū)碳酸鹽巖儲集層束縛水導(dǎo)電能力強(qiáng),其導(dǎo)電路徑迂曲度不完全等同于孔道迂曲度,由于缺乏非電阻率計算方法,本文利用巖電實驗數(shù)據(jù)計算,并用平均孔喉半徑、孔隙度等進(jìn)行檢驗。如圖4所示,計算的導(dǎo)電路徑迂曲度隨壓汞實驗平均孔喉半徑增大而增大、隨常規(guī)實驗孔隙度增大而減小,相關(guān)性好,說明導(dǎo)電路徑迂曲度受巖石粒度、孔隙結(jié)構(gòu)和孔隙度控制,與前述認(rèn)識一致,證明計算結(jié)果較為合理。因此,導(dǎo)電路徑迂曲度與飽含水狀態(tài)巖石電阻率較好的正相關(guān)性說明迂曲度是巖石導(dǎo)電能力的重要控制因素(見圖5)。
圖4 導(dǎo)電路徑迂曲度影響因素分析圖
進(jìn)一步利用驅(qū)替電阻率實驗進(jìn)行驗證。圖 6是巖樣a、b的驅(qū)替電阻率實驗對比圖,結(jié)合表1可以看出,巖樣 a的平均孔喉半徑、滲透率、導(dǎo)電路徑迂曲度及相同飽和度條件的巖石電阻率都高于巖樣b,這是與砂巖儲集層的不同之處。
圖6 巖樣a、b驅(qū)替電阻率特征對比圖
綜上,碳酸鹽巖儲集層及低電阻率油層成因復(fù)雜[41-43],研究區(qū)碳酸鹽巖微孔型儲集層在高孔隙度條件下導(dǎo)電路徑迂曲度低、導(dǎo)電能力強(qiáng);在雙模態(tài)或多模態(tài)泥?;?guī)r儲集層中,可動油儲集于相對孤立的中—大孔,束縛水富集于微孔和孔壁,當(dāng)成藏充注壓力不足以使原油進(jìn)入微細(xì)孔喉時,巖石導(dǎo)電路徑受含油影響小,巖石電阻率與純水層相當(dāng),據(jù)此形成了低電阻率油層。
首先確定低電阻率油層界定標(biāo)準(zhǔn)。根據(jù)研究區(qū)8口井試油及生產(chǎn)資料,明確研究區(qū)低電阻率油層電阻率不大于1 Ω·m,以此為第1界定標(biāo)準(zhǔn)。如前所述,研究區(qū)束縛水飽和度為 33%~70%[28],確定以含水飽和度70%的巖石電阻率不大于1 Ω·m作為第2界定標(biāo)準(zhǔn)。低電阻率油層電阻增大系數(shù)通常小于2,因此以飽含水狀態(tài)巖石電阻率不大于0.5 Ω·m作為第3界定標(biāo)準(zhǔn)。此外,以微孔型儲集層特征為輔助界定標(biāo)準(zhǔn),利用巖石薄片、壓汞和核磁共振實驗揭示的孔喉結(jié)構(gòu)數(shù)據(jù)進(jìn)行篩選和驗證。利用上述界定標(biāo)準(zhǔn),將巖電實驗巖樣劃分為潛在低電阻率油層樣品、非低電阻率油層樣品和低孔隙度(φ<15%)樣品3種類型并據(jù)此進(jìn)行對比分析。
Gyllensten A、Griffiths R等[30,39]認(rèn)為,碳酸鹽巖油藏飽和度計算適用經(jīng)典阿爾奇公式,但低電阻率油層是否適用,其模型參數(shù)與常規(guī)儲集層有何區(qū)別,這是低電阻率油層飽和度解釋的核心。Ayadiuno C B 和Worthington P F認(rèn)為阿爾奇公式用于飽和度計算需要滿足的儲集層條件包括[13,16]:礦物成分單一,儲集層均質(zhì),黏土礦物、泥質(zhì)或粉砂含量少;儲集層水濕,地層水電解質(zhì)為高鹽量,地層水電阻率低;單一的孔喉系統(tǒng),粒間孔為主;不含導(dǎo)電礦物或?qū)щ姷V物無影響。
研究區(qū)儲集層礦物成分以方解石為主,基本不含黏土礦物,黃鐵礦含量小于4%,對巖石導(dǎo)電性影響甚微;儲集空間以粒間孔為主,低電阻率油層以粒間微孔為主,孔喉系統(tǒng)單一;低電阻率油層全部水濕,地層水礦化度大于 170 mg/g,地下地層水電阻率約0.013 Ω·m。在圖7所示的模擬成藏的驅(qū)替電阻率實驗中,潛在低電阻率油層樣品與非低電阻率油層樣品、低孔隙度樣品都滿足阿爾奇公式規(guī)律,因此低電阻率油層飽和度計算也適用阿爾奇公式。
計算低電阻率油層含水飽和度的阿爾奇公式為:
其中m、n是最重要的模型參數(shù)。
圖7 電阻增大系數(shù)與含水飽和度關(guān)系圖
巖石物理研究及相關(guān)實驗是建立飽和度解釋模型的基礎(chǔ)[44-45]。首先分析飽含水狀態(tài)巖石電阻率(Ro)的影響因素。如圖8所示,Ro與孔隙度相關(guān)性好,且隨其增大而減小,孔隙度大于15%的高孔隙度儲集層Ro小于1 Ω·m,其中潛在低電阻率油層樣品小于0.5 Ω·m(見圖 8a);高孔隙度儲集層Ro與平均孔喉半徑相關(guān)性好,且隨其增大而增大,其中潛在低電阻率油層樣品的平均孔喉半徑小于 0.7 μm(見圖 8b),推測為導(dǎo)電路徑隨孔喉尺度增大而變復(fù)雜;高孔隙度儲集層Ro與滲透率相關(guān)性好,且隨其增大而增大,其中潛在低電阻率油層樣品的滲透率小于4×10-3μm2(見圖8c)。潤濕性對Ro影響大,高孔隙度油濕巖樣Ro大于 0.5 Ω·m,水濕巖樣Ro則小于0.5 Ω·m。綜上,中東碳酸鹽巖油藏微孔型低電阻率油層發(fā)育必須同時滿足高孔、低滲、小孔喉、水濕等基礎(chǔ)地質(zhì)條件。
圖8 飽含水狀態(tài)巖石電阻率影響因素分析圖
然后分析低電阻率油層m值變化規(guī)律及取值范圍。如圖 9所示,m值與孔隙度相關(guān)性差,高孔隙度儲集層變化大,其中潛在低電阻率油層樣品小于 1.93(見圖9a);m值與滲透率、平均孔喉相關(guān)性好,隨2者增大而增大,與前述低電阻率油層導(dǎo)電路徑迂曲度低的認(rèn)識一致(見圖9b、圖9c),但當(dāng)滲透率大于1 000×10-3μm2時,儲集層變?yōu)楦邼B條帶,其m值相比反而略低,這與儲集層較好的自由水導(dǎo)電有關(guān);當(dāng)滲透率小于0.5×10-3μm2時,其m值相比也略有升高,這與喉道太小導(dǎo)致的導(dǎo)電能力減弱有關(guān)。
圖9 膠結(jié)指數(shù)影響因素分析圖
PGs是 Petrophysical Groups的簡寫,是中東地區(qū)針對碳酸鹽巖儲集層開展巖石物理研究的分類方法,它利用毛管壓力曲線和 Thomeer、Baker等提出的方法劃分巖石類型[34]。研究區(qū)共劃分了 6類 PGs,其中 PG1代表大尺度孔喉系統(tǒng),PG2及往后孔喉尺度逐級變?。ㄒ妶D 9c),低電阻率油層多為 PG4—PG5。
不同潤濕性巖樣中,水濕樣m值明顯偏低,這與其油水分布簡單、導(dǎo)電路徑迂曲度低的認(rèn)識一致。
綜上所述,潛在低電阻率油層樣品m值為1.77~1.93,普遍小于非低電阻率油層樣品(2.00~2.14)和低孔隙度樣品(1.96~2.02),進(jìn)一步證明了微孔型低電阻率油層導(dǎo)電路徑迂曲度低、導(dǎo)電能力強(qiáng)。根據(jù)儲集層類型確定飽和度解釋參數(shù)是常見方法[46],實際操作中根據(jù)PGs分類取平均值確定m值,研究區(qū)低電阻率油層m值取值1.85,其余儲集層中PG1取值2.20、PG2取值 2.10、PG3和PG4取值1.96、PG5取值1.77、PG6取值 1.93。以低電阻率油層為例,若地層水電阻率(Rw)取值0.013 Ω·m、n取值1.9、孔隙度取值0.2、巖石電阻率(Rt)取值0.7 Ω·m,m值分別取下限1.77、平均值1.85和上限1.93時,計算的含水飽和度(Sw)分別為55%,59%,63%,m取平均值時上、下誤差最大約4%,合理可控。
應(yīng)用模擬成藏及開發(fā)過程的驅(qū)替電阻率實驗來分析油水分布對巖石電阻率的影響。圖10為油濕巖樣實驗實例,該實驗包括8個步驟:①飽和礦化度170 518×10-3mg/g的鹽水,模擬原始地層飽含水狀態(tài),見圖中步驟①;②初次低壓油驅(qū)替,模擬成藏早期,儲集層發(fā)育膜狀束縛水和連通自由水,見圖中步驟①—②;③第1次油驅(qū)水,模擬成藏期,地層水為膜狀束縛水,見圖中步驟②—③;④老化還原潤濕性,部分水膜變成油膜,見圖中步驟③—④;⑤鹽水自吸,模擬開采或破壞初期,見分散連通自由水,見圖中步驟④—⑤;⑥水驅(qū)油,模擬開采或破壞過程,連通自由水逐步發(fā)育,見圖中步驟⑤—⑥;⑦油自吸,模擬二次成藏初期,連通自由水為主,見圖中步驟⑥—⑦;⑧第 2次油驅(qū)水,模擬二次成藏,分散連通自由水為主,見圖中步驟⑦—⑧。
圖10 油濕巖樣驅(qū)替電阻率實驗方法及步驟示意圖(①—⑧為實驗步驟)
該實驗揭示了儲集層在成藏及開采過程中較大的油水分布變化特征,并采用Amott-Harvey指數(shù)及相關(guān)標(biāo)準(zhǔn)來判定巖樣潤濕性[47],如圖10a所示,該巖樣水、油自吸指數(shù)分別為0.144,0.443,潤濕性Amott-Harvey指數(shù)為-0.3,判定巖樣為油濕;油濕巖心老化后部分膜狀束縛水消失,油包水成為常態(tài),水濕巖樣則與此不同,膜狀束縛水長期存在,水包油為常態(tài)。
圖11為兩類巖樣測試結(jié)果,其中圖11a油濕樣為顆?;?guī)r,孔隙度為 20.2%,滲透率為114.0×10-3μm2;圖11b水濕樣品為粒泥灰?guī)r,孔隙度為19.5%,滲透率為1.7×10-3μm2。對比兩圖可以發(fā)現(xiàn):①飽含鹽水時,水濕樣電阻率達(dá)到了低電阻率油層的標(biāo)準(zhǔn);②第 1次油驅(qū)水初期,進(jìn)油壓力油濕樣低而水濕樣高;③第 1次油驅(qū)水后,油濕樣束縛水飽和度約 13%、水濕樣品則達(dá) 20%;④老化后二者電阻率都升至最高,但水濕樣品升幅低;⑤水自吸后,含油飽和度降幅油濕樣為6%、水濕樣則為27%;⑥水驅(qū)油后,飽和度二者大致相當(dāng);⑦油自吸后,含油飽和度增幅油濕樣為 17%,水濕樣則無;⑧第 2次油驅(qū)水結(jié)束后,兩類巖樣飽和度相同。從電阻率變化趨勢看,油濕樣在初次油驅(qū)水時最低、老化后最高、第2次油驅(qū)水則介于二者之間;水濕樣品電阻率趨勢則保持不變,僅在第 2次油驅(qū)水過程中略有降低,說明油濕樣在驅(qū)替過程中油水分布逐步復(fù)雜化,而水濕樣品則由于保持膜狀束縛水而較為穩(wěn)定。
圖11 油濕、水濕巖樣驅(qū)替電阻率實驗結(jié)果圖(①—⑧為實驗步驟)
進(jìn)一步分析該實驗過程中不同巖樣飽和度指數(shù)n的變化規(guī)律(見圖12):①同一巖樣在實驗過程中油水分布變得復(fù)雜,n值通常會增大,變化最大可達(dá)0.85,說明油水分布影響大;②油濕樣開采階段的n值高于成藏階段,且隨含水飽和度增大而增大,二次成藏階段趨于穩(wěn)定;③水濕樣n值整體變化小,可能與其束縛水膜及油水關(guān)系穩(wěn)定分布有關(guān);④潛在低電阻率油層樣品與水濕樣品相似,成藏過程中n值相對更低。
圖12 不同類型儲集層在3輪次自吸及驅(qū)替實驗中飽和度指數(shù)特征
飽和度評價以油藏開采前的原始油藏為主,因此以模擬成藏的驅(qū)替電阻率實驗為基礎(chǔ),分析n值變化規(guī)律。如圖13所示,n值隨孔隙度增大而減小、隨滲透率和孔喉尺度增大及PGs變好而增大,潛在低電阻率油層樣品n值為1.82~2.03,整體低于非低電阻率油層樣品,包含于低孔隙度樣品范圍內(nèi)。同樣采用 PGs分類取平均值方法確定n值,其中潛在低電阻率油層樣品取值1.90,其他儲集層中,PG1、PG2取值2.10,PG3、PG4取值2.00,PG5、PG6取值1.85。以低電阻率油層為例,采用與4.1節(jié)相同的儲集層參數(shù),m取值1.85,n值分別取值 1.82,1.90,2.03時,計算的Sw分別為57%,59%,61%,n取平均值、上限、下限,計算誤差最大約2%,合理可控。
圖13 飽和度指數(shù)影響因素及低電阻率油層飽和度指數(shù)特征
通過上述實驗分析,根據(jù)研究區(qū)低電阻率油層的成因機(jī)理、界定標(biāo)準(zhǔn)和形成條件,在單井上定性識別低電阻率油層;然后利用低電阻率油層飽和度解釋技術(shù),定量計算儲集層飽和度,并用Dean Stark、RST、動態(tài)測試和實際生產(chǎn)數(shù)據(jù)等對解釋結(jié)果進(jìn)行驗證(見圖 14、圖 15),當(dāng)取得較好應(yīng)用效果后,即可推廣到整個油田甚至其他油區(qū)。
定性識別結(jié)果見圖14中第8道。A井低電阻率油層發(fā)育于2 998.6~3 002.3 m,藻屑漂礫巖相(BF),下部鄰層為鮞粒藻屑顆粒灰?guī)r相(OBG)高滲條帶,避水高度僅1.5 m,但與含水層之間由薄隔層分隔(見圖14a)。B井低電阻率油層發(fā)育于3 033.4~3 034.0 m和3 034.9~3 035.6 m井段,藻屑漂礫巖相,避水高度3.4 m,其與含水層之間儲集層物性變差(見圖14b)。
圖14 研究區(qū)A、B井X層飽和度測井解釋
飽和度定量解釋結(jié)果見圖14中第7道。本文方法解釋的低電阻率油層含油飽和度為 30%~50%,比常規(guī)方法解釋結(jié)果約高 15%,與前述實際生產(chǎn)揭示的束縛水飽和度基本一致[28],考慮到低電阻率油層油柱高度小、儲集層受微孔隙控制,分析認(rèn)為計算結(jié)果較為合理。
Dean Stark數(shù)據(jù)驗證。B井測有Dean Stark飽和度數(shù)據(jù),但因數(shù)據(jù)收集問題缺乏含油飽和度數(shù)據(jù)。從圖14b第7道可以看出,測井計算的含水飽和度與實驗分析的含水飽和度(淺藍(lán)色桿狀圖)變化趨勢一致,但測井計算值明顯偏高,這與實驗數(shù)據(jù)存在一定的測量損失(通常Sw+So<100%)有關(guān)。低電阻率油層段新方法計算的含油飽和度高于常規(guī)方法計算結(jié)果,與實驗數(shù)據(jù)差異縮小到 15%以內(nèi),解釋效果得以改善。
RST數(shù)據(jù)驗證。A井有兩次RST測井,由于受井眼條件和流體影響,兩次測試出現(xiàn)較大差異(見圖14a第7道)。在低電阻率油層上半部,常規(guī)技術(shù)解釋結(jié)果更接近第2次RST,新方法解釋結(jié)果則介于兩次RST之間;在低電阻率油層下半部,兩次RST都顯示較低的含油飽和度,常規(guī)方法解釋結(jié)果與RST相當(dāng),新方法解釋的含油飽和度則顯著高于測試結(jié)果,對比該層上、下段電性特征及油水關(guān)系,認(rèn)為新方法解釋結(jié)果相對更合理。
試油數(shù)據(jù)驗證。A井于2003年4月射開低電阻率油層及下部高滲條帶(見圖14a第10道),用127 mm油嘴自噴試油,井底流體壓力為33.3 MPa,日產(chǎn)原油717 t,不含水,證實該段電阻率較低,僅0.4~0.7 Ω·m,但不是含水層。B井該段未射孔,但根據(jù)油藏、鄰井資料及該井自身縱向油水關(guān)系,證實3 033.4~3 034.0 m和 3 034.9~3 035.6 m 兩段低電阻率儲集層并非含水層。
生產(chǎn)數(shù)據(jù)驗證。A井生產(chǎn)曲線如圖15所示,該井2006年投產(chǎn)后日產(chǎn)原油272 t,不產(chǎn)水,2008年開始產(chǎn)水。分析認(rèn)為原油高產(chǎn)及后期產(chǎn)水都與高滲條帶有關(guān),因此 2012年封掉高滲條帶并射開下部 3 004.0~3 007.5 m井段(見圖14a第12道),測試初期日產(chǎn)液180 m3,含水率10%,穩(wěn)定生產(chǎn)至2013年,含水率上升到40%~50%,原油產(chǎn)量降至68 t/d,進(jìn)一步證實下部射孔段為含水層,上部射孔段為低電阻率油層。
新方法在研究區(qū)推廣應(yīng)用,經(jīng)過15口井試油測試和生產(chǎn)驗證,符合率超過 90%,進(jìn)一步驗證了該方法的可行性,研究成果為研究區(qū)低電阻率油層定量評價和規(guī)模有效開發(fā)奠定了基礎(chǔ)。
圖15 研究區(qū)A井生產(chǎn)曲線
與砂泥巖低電阻率油層不同,中東地區(qū)白堊系碳酸鹽巖低電阻率油層發(fā)育于中—低能沉積環(huán)境,儲集空間受微細(xì)孔喉控制,導(dǎo)電路徑受束縛水膜影響,導(dǎo)電路徑迂曲度低于中—大孔型儲集層,相同飽和度條件下電阻率低,屬于典型的微孔型低電阻率油層。
研究區(qū)低電阻率油層電阻率為0.4~0.7 Ω·m,僅為常規(guī)油層的1/3~1/2,與水層相當(dāng)甚至略低,測井對比度低。其形成條件及識別標(biāo)準(zhǔn)包括高孔隙度(大于15%)、低滲透率(小于 4×10-3μm2)、低孔喉半徑(小于0.7 μm)、儲集層水濕、地層水高礦化度。
中東海相碳酸鹽巖微孔型低電阻率油層飽和度解釋適用阿爾奇公式,但其m、n值整體小于常規(guī)儲集層。研究區(qū)低電阻率油層m值范圍為 1.77~1.93,受孔隙結(jié)構(gòu)及導(dǎo)電路徑迂曲度控制,開采過程中變化?。籲值范圍為1.82~2.03,受油水分布影響,開采過程中變化大。與低電阻率油層相比,常規(guī)儲集層在原油開采過程中受油水分布影響更大,特別是油濕儲集層。因此,實際操作中,低電阻率油層的m、n分別取平均值1.85,1.90,其他儲集層則根據(jù)PGs分類取平均值,計算誤差最高約4%,合理可控。
新方法計算的研究區(qū)低電阻率油層含油飽和度為30%~50%,比常規(guī)方法高約15%,經(jīng)Dean Stark、RST、試油和生產(chǎn)驗證合理。在研究區(qū)全區(qū)推廣應(yīng)用,15口井解釋符合率超過90%。
符號注釋:
a——與巖性有關(guān)的巖性系數(shù),無因次;b——與巖性有關(guān)的常數(shù),無因次;F——地層因素,無因次;GR——自然伽馬,API;m——膠結(jié)指數(shù),無因次;n——飽和度指數(shù),無因次;R——相關(guān)系數(shù),無因次;RLLD——深側(cè)向電阻率,Ω·m;RLLS——淺側(cè)向電阻率,Ω·m;Ro——飽含水狀態(tài)巖石電阻率,Ω·m;Rt——含油巖石電阻率,Ω·m;Rw——地層水電阻率,Ω·m;So——含油飽和度,%;Sw——含水飽和度,%;SwLRP——考慮低電阻率油層計算的含水飽和度,%;SwRST1——第1次RST計算的含水飽和度,%;SwRST2——第2次RST計算的含水飽和度,%;φ——孔隙度,%;φCNL——中子孔隙度,%;ρ——密度,g/cm3;τ——導(dǎo)電路徑迂曲度,無因次。