基于J函数建模的M油藏水淹层测井评价

张菡, 刘博彪, 王俊杰, 谭成仟*, 王淑琴

(1.西安石油大学地球科学与工程学院,陕西省油气成藏地质学重点实验室, 西安 710065;2.中国石油天然气股份有限公司勘探开发研究院, 北京 100083)

油藏的原始含油饱和度是油藏表征的一项重要参数。目前确定含油饱和度的方法主要有：一是通过封闭取芯获得的数据,可以直接进行岩心含油饱和度的测定,该方法是后两种方法计算结果依据。但封闭取芯的费用较高,限制了其大规模应用;二是由测井曲线和适合的饱和度模型计算含油饱和度,常用的方法是阿尔奇公式法;三是结合毛管压力曲线确定含油饱和度,在生产中一般将后两种求取饱和度的方法相结合[1],这种用毛管压力曲线计算饱和度的思想已成为常用的思路[2],包括含油高度法、Purcell法和J函数法等。J函数概念于1941年首次被提出,以上方法均以求取J函数作为基础,相比较而言,J函数法优于其他的两种方法[2],J函数法是从油藏中取真实岩心样品并测量其毛管压力数据,这种方法的优点是将油藏中不同点的孔隙度、渗透率等对所得曲线的影响进行去除。目前J函数建模应用主要有：①在孔隙度和渗透率复杂的油田,对其储层进行分类以及进行油田水淹的储层定量评价;②利用J函数(幂函数)建模分析地层的不同润湿程度对水驱油的影响,推断油藏(包括井点少的海上油气田)的油气水垂向的分布情况,求取含油饱和度。这种利用毛管压力曲线确定原始含水饱和度、含油饱和度的方法在油田实际应用中效果较好[2-3]。现尝试利用J函数建模法识别疏松砂岩稠油油藏水淹层,该方法对于同类型油藏的生产具有重要的指导意义。

本次研究数据来源为中国石油勘探开发研究院。滨里海盆地的M油藏开发潜力大,属于常规储层开发。M油藏主要采用蒸气吞吐以及热蒸汽方式开采,在开采过程中,热水的冷凝及水窜容易造成油藏的水淹,影响油藏的测井评价和高效开发,稠油油藏由于开发方式与常规稀油油藏不同,主要是自注自采的方式,而常规油藏水淹层评价中利用注采对应关系识别水淹层的方法在稠油油藏中不再适用。鉴于此,从油藏充注的角度,利用对比研究的方法,提出利用J函数法计算得到理论上的原始含油饱和度与测井计算的目前油藏含油饱和度对油藏是否受到了水淹进行判断。该方法在对于特殊油藏的水淹层识别中应用效果较好,对于同类型油藏的水淹层评价具有重要的参考价值。

1 区域地质概况

滨里海盆地位于俄罗斯和哈萨克斯坦两国境内[图1(a)]。盆地延伸方向为东西方向,长度约为1 000 km,宽度约为650 km,面积约为5.849105km2,其既是世界上盆地沉降最深的其中之一,也是一个典型的负向构造。M油藏位于滨里海盆地东部的延别克-扎尔卡梅斯隆起带上,其为短背斜构造,研究区内主要发育四条断层,地质断裂较为复杂,将工区整体分为西部、中部和东部三部分。在M盐丘和断层的影响下,主要研究目的层整体呈中部埋藏较深,东部和西部埋藏较浅的特征[4]。

滨里海盆地在构造变动及海平面升降等因素综合作用下,经历海-陆-海-陆-海-陆的复杂沉积环境变化过程。滨里海盆地在早二叠世开始持续抬升,演化成局限的深水盆地,受气候影响,潮上带蒸发环境发育,该时期主要为盐岩沉积,形成巨厚的含盐层系,并形成许多大小不等的盐丘构造;盆地经历海侵在二叠世-三叠纪,海平面上升,盆地主要为浅海陆棚的沉积环境,在东部和西部等部分地区发育有较小规模的三角洲环境;三叠纪末期,盆地开始构造抬升,造成盆地在侏罗系开始发生强烈的沉降作用,以陆相沉积为主[4]。M油藏研究目的层为矿Ⅱ层(K1ap1、K1ap2、K1br、K1h),M油藏为边底水油藏,以河流三角洲沉积为主,岩性变化快,砂岩储层分布不稳定,形成了多种类型的岩性油气藏,主要表现为上倾尖灭岩性油气藏、岩性-构造油气藏和透镜状岩性油气藏[图1(b)、图1(c)]。

2 储层特征

2.1 储层岩性特征

油藏现有5口井的岩心分析数据, 目的层岩性主要为浅灰色为主, 胶结弱,柱面较粗糙,块状断口,对岩样进行粒度分析可知,矿II层储层主要为细砂岩和粉砂岩,少数中细-中-中粗砂岩,胶结疏松到中等。矿II层砂岩粒度主要为细砂和粉砂,分别占13.2%和49%,中砂含量较低,为7.8%,粗砂和砾石含量极低(图2)。矿II层矿物石英含量较高,占比大于70%,钾长石含量相对较高,占比大于18%,云母含量较低,占比小于或等于0.2%,并发育黄铁矿,反映水下还原环境,其他矿物均为痕量。

图2 矿II层粒度统计图

2.2 储层物性特征

通过统计研究区内取芯井的岩心物性分析数据,M油藏矿II层孔隙度集中分布在35%～39%,平均孔隙度为35.63%,渗透率集中分布在400～1 600 mD,平均渗透率为1 209.546 mD,是典型的高孔、高渗储层(图3、图4)。

图3 矿II层岩心孔隙度分布直方图

图4 矿II层岩心渗透率分布直方图

2.3 储层孔隙结构

孔隙结构反映储层中各类孔隙发育特征及其之间连通性的参数,是孔隙与喉道发育的综合特征。M油藏矿II层发育细粒砂质结构的细砂岩,镜下颗粒分选性较好,磨圆度较差,为孔隙-基底型的胶结类型,颗粒支撑的支撑类型,接触方式为点接触,含微量的泥质杂基。其发育受岩石组构控制的原生孔隙-粒间孔和微量的粒间溶孔,粒径范围主要在0.125～0.25 mm,面孔率为20%,平均孔喉比6.22,平均比表面为0.74,储层的孔隙结构较好。

2.4 压汞曲线特征

压汞实验是分析储层微观孔喉结构的重要方法之一[5],对FN井矿II层的岩心进行压汞测定,毛管压力曲线如图5所示。其整体分选特征参数：分选系数较小,变异系数小,均值系数小,偏态较大,根据压汞实验数据(表1)可以看出,孔喉分布比较均匀。平均排驱压力较小为0.02 MPa,进汞饱和度较大,分布在89.37%～94.12%,平均饱和度中值压力0.12 MPa,退汞曲线呈直线下降,退汞效率为4.31%,汞饱和度增量集中于毛管半径为9～18 μm(图6),最大孔喉半径为69.88 μm,中值半径最大为19.4 μm。综合以上数据,目的层孔隙度和渗透率较大,物性较好,是良好的储层。

表1 FN井压汞实验数据Table 1 FN well mercury injection experiment data

图5 8个样品的毛管压力曲线

图6 8个样品的孔喉分布曲线

3 储层参数计算模型

3.1 储层四性关系

根据岩石物理实验可以获得反映储层特征的主要参数渗透率、孔隙度、饱和度等。从图7可以看出,归位前与归位后的深度差值范围在0.8～2.1 m,归位后的曲线与岩心分析数据匹配性较好。

TVDSS为补心海拔;TOPS为分层;GR为自然伽马曲线;SP为自然电位曲线;CALX为井径曲线 ;RHOB为密度测井曲线;DT为声波测井曲线;NPHI为补偿中子曲线;LLD为深侧向电阻率测井曲线;LLS为浅侧向电阻率测井曲线;MSFL为微球聚焦电阻率测井曲线;VSH为泥质含量;Coal为煤层;WIRE.DT_1为声波测井曲线;CORE.PHIE_1为岩心孔隙度曲线;CORE_DS.PHIE_1为归位后岩心孔隙度曲线;Result为解释结论

对储层四性关系研究表明,砂岩的自然伽马较低,中子为中低值,密度为中高值,电阻率高。泥岩的自然伽马较高,电阻率低,密度为低值,中子为高值。M油藏油层测井曲线的特征如下：泥质含量小于35%,孔隙度大于22%,含水饱和度小于或等于50%,密度为低值,声波时差为中-低值,电阻率曲线显示为高值,且大于等于10 Ω·m;水层测井曲线的特征：泥质含量小于35%,孔隙度大于22%,含水饱和度大于50%,密度为低值,声波时差较高,电阻率低,且小于6 Ω·m;油水同层测井曲线的特征：泥质含量小于35%,孔隙度大于22%,含水饱和度在50%左右浮动,密度为低值,声波时差为高值,电阻率曲线值比油层低,比水层高,介于6～10 Ω·m。

3.2 储层参数计算

3.2.1 泥质含量计算

泥质含量的计算,是测井解释中最基础也是最重要的第一步。岩石中的泥质与其放射性成正比关系。结合测井数据,选取自然伽马计算泥质含量的方法[6-8]。

一般常用的经验方程为

(1)

(2)

式中：ΔGR为自然伽马相对值,API;GR为自然伽马测井值,API;C为地区经验参数,研究区取2(老地层);GRmin为纯砂岩的自然伽马,API;GRmax为纯泥岩的自然伽马,API;Vsh为泥质含量,小数。

3.2.2 孔隙度计算

孔隙度是表示油藏的储层物性的重要参数,对于油藏来说,孔隙度的大小决定储层的采油率[9-11]。根据对研究区测井资料的处理,选取密度与岩心分析数据建立经验模型计算孔隙度(图8)。建立的计算模型如式(3)所示。

图8 密度与岩心孔隙度交会图

POR=-37.193DEN+98.454

(3)

式(3)中：POR为岩心孔隙度;DEN为密度。

3.2.3 渗透率计算

渗透率参数最准确的方法是实验测量,但是由于多种因素并不能对所有的层段都进行取芯测量。理论方法计算的渗透率并不是在所有地区都适用,且存在较大的误差,因此渗透率计算的方法主要是依据岩石测试结果进行标定,建立适合于研究区的解释模型[12-14]。

通常情况下,当孔隙度增加时,渗透率也会增加,当束缚水饱和度增加时,渗透率反而会减小。通过对岩心资料和测井资料进行处理(图9),得出经验公式为

图9 岩心渗透率与孔隙度关系图

PERM=0.425e21.535POR

(4)

式(4)中：PERM为岩心渗透率;POR为岩心孔隙度。

3.2.4 含水饱和度计算

含水饱和度反映了油藏的某个位置的含油和含水的情况,也是油藏中流体性质的重要参数。一般利用阿尔奇公式[式(5)]确定含水饱和度Sw。

(5)

式(5)中：M油藏岩电实验参数a=0.87、b=1、m=2.16、n=1.88[15];Rw为地层水电阻率,Ω·m;Rt为地层电阻率,Ω·m;φ为孔隙度,%。

根据纯水层反算矿II层地层水电阻率为0.5 Ω·m。在实际情况下,式(5)是连接孔隙度测井和电阻率测井具有综合性质的方法[16]。

4 J函数模型与原始含油饱和度

油藏的形成受油、水-孔隙系统、构造高度的影响,在油藏中,含油饱和度越大的地层与自由水界面的距离越大。受到储层物性等因素的影响,油藏内不同高度的饱和度不同。因而,可用毛管压力的方法来研究油藏中饱和度的分布规律。然而,实验室获得的毛管压力曲线是用钻井取心或井壁取心的很小尺寸岩样测量得到的,这些岩样取自不同储层,受储层岩性、物性等因素影响,岩样的毛管压力曲线有较大差别。在实际应用中,平均毛管压力曲线的获取是一个需要解决的问题[17]。J函数将岩石渗透率、孔隙度等影响因素综合在一起来处理毛管压力曲线,这也是一种求取平均毛管压力方法[18-21]。

4.1 J函数与含水饱和度的关系

首先采用 Leverett 建立的J函数法,J函数对毛管压力的表达式为

(6)

式(6)中：J为J函数;σ为界面张力,在汞-空气的环境中σ=480 mN/m;Pc为毛管压力;θ为润湿接触角,在汞-空气的环境中θ=140°;Sw为岩心的标准化饱和度;K为空气渗透率;φ为孔隙度。

可得到J函数的简化模型为

(7)

根据对FN井的矿II层分析其毛管压力曲线的实验数据,由此可以得出J函数与标准化含水饱和度的交会图(图10),将其拟合可以得出 FN井的矿II层位J函数与标准化含水饱和度的关系,通过对比,幂函数比指数函数的相关性好,因此采用幂函数关系式[式(18)],其相关系数为0.956 5。

(8)

图10 矿II层J函数与标准化含水饱和度交会图

4.2 平均毛管压力曲线

利用J函数过渡计算该油藏的平均毛管压力,平均孔隙度0.381,平均渗透率2 621.6 mD。其曲线公式为

(9)

代入式(8)中,可得

(10)

在不同系统中σ和θ是不同的。当在实验室时要将压力转变成地层条件下的压力(表2),可以建立含油高度与地层压力的关系式为[21]

(11)

表2 不同系统中的σ、θ取值Table 2 σ and θ values in different systems

式(11)中：PCL为实验室毛管压力,Pa;σL为实验室油水间界面张力;σR为地层油水间界面张力,θL为实验室油水润湿角;θR为地层油水润湿角;ρw为油的密度;ρo为水的密度;H为含油高度,m;g为重力加速度,取值为9.8 m/s2。

根据表2,M油藏地层的原油密度测量得出为0.953 g/cm3,水的密度为1.000 g/cm3,可以得出超过自由水界面的高度与含油饱和度之间的关系式为

PCL=0.006 52H

(12)

4.3 原始含油饱和度计算

压汞实验测得的毛管压力曲线及相关资料证明油藏某点的含油高度与其高度相对应的毛管压力存在一定的关系。根据测井及录井资料确定自由水面为 -12 m ,对其建立含油高度和原始含油饱和度之间的关系,联立式(10)和式(12),得到含油高度和原始含油饱和度之间的关系式为

Sw=e3.68-0.528lnH

(13)

So=100-e3.68-0.528ln(H)

(14)

式中：So为含油饱和度,%。

根据式(13)、式(14)对M油藏的矿II层进行J函数模拟,用所得出的值与阿尔奇公式计算得到的数据进行对比,如图11所示,J函数模拟的含水饱和度曲线为红色,阿尔奇公式计算的含水饱和度曲线为黑色,由生产资料数据可知,油藏初产矿II层累计产油量845.49 t,累计产水量153.21 m3,是纯油层,说明J函数模型计算的原始含油饱和度与式(5)计算的饱和度基本一致。

TOPS为分层;GR为自然伽马曲线; CALI为井径曲线 ;GGK为伽马密度测井曲线;RT_GZ3为地层电阻率测井曲线;OGZ3为阵列电阻率曲线(浅);SW_J为J函数计算含水饱和度曲线;SW_A为阿尔奇公式计算含水饱和度曲线;Result为解释结论;J函数模拟的含水饱和度曲线为红色;阿尔奇公式计算的含水饱和度曲线为黑色

5 水淹层解释

M油藏属于稠油油藏,原油对温度变化非常敏感,利用蒸气吞吐的热采技术进行开发。在长期热采过程中,岩石孔隙中会形成很多的蒸气冷凝水,导致储层的含油量逐渐降低、水淹层难以解释[22]。为了解决这一问题,通过J函数模拟法对M油藏进行水淹层评价,如图12、图13所示,J函数模拟的含水饱和度曲线为红色,阿尔奇公式计算的含水饱和度曲线为黑色,根据生产资料显示在矿II层位的TTE井初产时未出水,累计产油量928.87 t,累计产水量168.72 t,是纯油层;而OSS井初产为油水同出,累计产油量383.20 t,累计产水量868.72 t,为水淹层。TTE井矿II层由J函数模拟得到的数值与阿尔奇公式计算得到的值相差不大,证明其为纯油层;OSS井矿II层的J函数模拟值与阿尔奇公式计算得到的值相差甚远,由此可知,OSS井矿II层为水淹层,M油藏受到了水淹。

SP为自然电位曲线; GR为自然伽马曲线;SURFACE为分层;ZDEN为密度测井曲线;DT为声波测井曲线;CNC为中子测井曲线;RD为深双侧向电阻率测井曲线;RS为浅双侧向电阻率测井曲线;SW_J为J函数计算含水饱和度曲线;SW_A为阿尔奇公式计算含水饱和度曲线;Result为解释结论;J函数模拟的含水饱和度曲线为红色;阿尔奇公式计算的含水饱和度曲线为黑色

6 结论

(1)M油藏矿II层主要以细砂岩和粉砂岩为主,平均孔隙度35.63%,平均渗透率为1 209.546 mD,物性较好,是高孔、高渗的储层,孔隙结构发育较好,平均中值压力0.12 MPa,平均排驱压力0.02 MPa,平均最大孔喉半径43.78 μm。

(2)结合压汞实验数据以及对J函数应用表达式进行了推导,得出J函数为幂函数形式,建立J函数、饱和度和含油高度的关系式,确定含油饱和度。只有当自由水界面真实可靠时,才能进行含油饱和度的计算。

(3)J函数计算的理论最大原始含油饱和度与阿尔奇公式计算的结果基本一致时,可以解释为纯油层,与生产测试结论一致;J函数计算的原始含油饱和度远远大于阿尔奇公式计算的值时解释为水淹层。J函数方法在稠油油藏水淹层评价中具有较好的应用效果。