渤海A油田馆陶组低阻油层成因机理研究及流体性质识别新方法

许赛男, 时新磊, 郑炀, 杨旺旺, 张占松, 张冲*

(1.中海石油(中国)有限公司天津分公司, 天津 300459; 2.中国石油新疆油田公司勘探开发研究院, 克拉玛依 834000;3.长江大学地球物理与石油资源学院, 武汉 430100)

近年来,渤海油田勘探开发领域和勘探开发程度不断加深,越来越多的非常规、隐蔽性强的油气藏得到开发,尤其是低阻油层已成为渤海油田勘探开发的重点[1-4]。陆上低阻油层评价技术已经较为成熟,而海上低阻油层受作业风险高,难度大,成本昂贵等因素制约,导致岩心、测井、录井等资料的采集相对较少,进而给海上低阻油层的成因机理研究及定量评价工作带来了极大的挑战。目前,中外学者普遍认为,低阻油层指在同一油水系统内,其电阻率与邻近水层电阻率比值小于2的油层[5]。渤海A油田低阻油层成因机理复杂,成因类型多样,多种因素共同加剧了油层电阻率的下降,导致测井资料在低阻油层和水层上的对比度变低。研究区低阻油层成因机理缺乏系统的梳理与认识,弄清其低阻成因机理是开展低阻油层定量识别的关键。在低阻油层的识别中,传统的基于储层电性差异特征来识别流体性质的技术方法已不再适用。蓝茜茜等[6]针对复杂储层的测井识别,将深度学习算法运用到流体性质识别中来,提出了一种混合采样技术,构建了深层神经网络,有效地提升了研究区流体识别准确率。黎瑶等[7]通过对测井资料和岩心分析资料进行分析,得出高阻水层的主控因素,提出随机森林判别模型有效地识别出高阻水层。核磁共振测井成本昂贵且解释工作难度大[8-9]。在录井技术中,基于Flair技术、地化录井技术和三维定量荧光技术成本较高且不适合全井段处理。常规气测录井资料包括气全量(TG)、甲烷(C1)、乙烷(C2)、丙烷(C3)、异丁烷(iC4)、正丁烷(nC4)、异戊烷(iC5)以及正戊烷(nC5)。这几类烃组分对油气比较敏感,在油气聚集的地方会呈现高值,气测录井是一种比较直观且实用的流体识别技术。传统的气测录井技术是通过计算某几种衍生参数从而构建解释图版来定性判别储层流体性质,存在一定的局限性。张鹏浩等[10]针对轻质油识别的诸多问题,使用实际其次组分数据,优化烃比值计算方法,提出了测录井综合识别图版,能够有效识别轻质油层,但仍然存在识别效率较低的问题。严伟丽等[11]综合分析不同储层流体的气测录井响应特征,引入气测派生参数,并通过最优化理论定量计算汽油比,常规油层识别效果较好。张建斌等[12]通过建立各烃组分含量与储层含油气丰度的数学关系定量识别低阻油层,但该方法主要针对受生物降解程度较小的储层。本次研究的目地层段属于渤海海域的新近系储层,受生物降解程度较大,许多重烃组分呈现低值甚至不全。鉴于此,对渤海A油田进行成因机理分析,系统梳理造成油层电阻率变低的主要因素,在张建斌等[12]的基础上改进含油气丰度的计算方法,以适用于研究区块。最后,通过多口生产井进行验证,以期为渤海海域低阻油层定量评价提供借鉴。

1 研究区概况

渤海A油田位于渤中凹陷的西北部,目的油组为馆陶组,馆陶组是以厚层含砾砂岩为主的辫状河沉积,其埋深范围为1 550～1 620 m。馆陶组成岩作用较弱,主要发育一套疏松砂岩储层,储层物性较好,为中高孔渗储层,其孔隙类型多为原生孔隙。渤海A油田正处于滚动开发阶段,目前测井采集资料主要以随钻自然伽马、电阻率以及核磁共振测井为主,录井采集资料主要以气测录井为主。在开发初期,受资料限制,解释人员对低阻油层成因机理认识不够深入,在进行低阻油层识别过程中往往会遗漏部分有利储层,低阻油层作为老井挖潜和增储上产的目标之一,有效识别这类低阻油层变得至关重要。

2 低阻油层成因机理分析

2.1 宏观成因

2.1.1 沉积作用

沉积环境通常体现在岩性粗细方面,渤海A油田岩性自下而上逐渐变细,呈明显的正旋回沉积层序,为典型的辫状河沉积。图1为渤海A油田馆陶组两段典型的低阻油层的C-M分布图,其中,C为粒度累积曲线上颗粒含量达到1%时对应的粒径,M为累积曲线上颗粒含量为50%时所对应的粒径。从馆陶组C-M分析图(图1)可以看出,低阻油层1的样本主要落在了QR段(递变悬浮沉积),递变悬浮沉积主要是指流体中悬浮物质自下而上粒度逐渐变细,其密度是逐渐变低的。低阻油层2的样本主要落在RS段(均匀悬浮沉积),是粒径和密度不随深度变化的完全悬浮,一般为递变悬浮之上的水流搬运方式。概括来讲,低阻油层1和低阻油层2都处在弱水动力的沉积环境,而弱的水动力环境是形成低阻油层的有利地质条件。

图1 渤海A油田馆陶组C-M图

2.1.2 成岩作用

成岩作用指沉积物沉积后,在一定的地层环境下,由疏松沉积物变成固结岩石的作用。成岩作用主要包括压实作用、胶结作用以及重结晶作用,这3种作用机制都能够对储层的孔隙进行改造。图2为B井馆陶组填隙物含量变化。可以看出,在2 095.44～2 103.45 m段,经过生产证实该段为低阻油层,其填隙物含量中杂基占主要含量,有少许胶结物存在,而2 132.43～2 136.42 m段为一段标准水层段,其填隙物含量中胶结物含量与填隙物含量相当。由此可知,低阻油层的杂基含量要比水层高出一倍。杂基含量与孔隙演化有着紧密的联系,杂基含量越高的砂岩其机械压实作用就会越强[13],而沉积物的压实作用会使孔喉联通性变差,进而导致储层物性变差,束缚水含量增高,电阻率下降,形成低阻油层。

图2 B井馆陶组填隙物含量变化

2.2 微观成因

2.2.1 高束缚水饱和度

高束缚水饱和度是低阻油层形成的主控因素,前文已经概述,渤海A油田受沉积作用和成岩作用影响,储层的微小孔隙发育,在成藏过程中,成藏动力不足以驱替微小孔隙中的束缚水,进而导致油层束缚水饱和度变高。在岩心实验中,半渗透隔板资料显示低阻油层平均束缚水饱和度为43.5%,而水层平均束缚水饱和度为22.3%。图3为B井岩心孔渗交会图,可以看出,低阻油层的物性整体要比水层差。图4为B离心前核磁共振T2分布曲线,低阻油层T2谱谱峰整体靠左,孔隙度分量主要分布在快弛豫组分,说明低阻油层的小孔隙更加发育,束缚空间较大。水层T2谱分布整体靠右,大孔隙组分较多,说明水层大孔隙发育,可动空间较大。概括来讲,低阻油层孔隙结构差导致束缚水含量增高,而高束缚水饱和度使油层内形成良好的导电网络,从而使电阻率大幅度降低,形成低阻油层。

图3 A井岩心孔渗交会图

图4 A井离心前核磁共振T2分布

2.2.2 地层水矿化度差异

一般来讲,低阻油层电阻率增大系数都介于1～2,但研究区的有些低阻油层电阻率增大系数小于1,也就说明研究区部分低阻油层的电阻率甚至小于邻近水层的电阻率。往往这类油层的不仅仅由高束缚饱和度造成,地层水矿化度差异可能是另一主控因素。地层水矿化度越高,则表明电解质溶液浓度越高,造成电阻率降低,形成低阻。通过对研究区地层水资料进行统计分析(表1),低阻油层地层水矿化度在31 000～100 000 mg/L,水型为NaCl,属于高矿化度地层水。平均地层水矿化度为50 000 mg/L,通过地层水电阻率转换关系,可计算得出地层水电阻率为0.04 Ω·m。

使用西门度公式对研究区B井进行饱和度模拟,除Rw改变外,其他条件均不变(a=0.987,b=1,m=1.893,n=1.817,Rsh=2 Ω·m),其中,a为与岩性有关的岩性系数,b为与岩性有关的常数,m为胶结指数,n为饱和度指数,Rsh为泥岩电阻率。图5为不同地层水电阻率下西门度公式模拟结果,可以看出,当低阻油层段地层水电阻率取0.04 Ω·m时,其计算含水饱和度区间为40%～50%,与岩心半渗透隔板法得到束缚水饱和度相符,说明低阻油层段地层水电阻率取0.04 Ω·m是合理的。当水层段地层水电阻率取0.04 Ω·m时,其计算含水饱和度区间仍然为40%～50%,并未达到100%。将模拟条件改变,地层水矿化度为5 000 mg/L时对应的地层电阻率为0.35 Ω·m,其水层模拟结果可以看出,含水饱和度数据点均落在了100%含水饱和度线上,符合实际情况,由此可说明,地层水矿化度差异是导致低阻油层的另一主控因素。

图5 西门度公式模拟结果图

矿化度差异是低阻油层形成的主控因素之一。为进一步分析造成地层水矿化度差异的原因,通过调研周边油田的一些类似案例,并结合实际地质资料分析,认为天然淡水水淹成藏模式是导致地层水矿化度差异的主要原因。这种天然水淹油藏模式在辽河断陷西斜坡边部的千12井区、冀东的柳102井区、延长油矿的周5等井区均有存在。对以上地区的相关资料进行分析,可以得到这种低阻油层天然水淹的典型特征[14-15]：①油藏经过次生改造,地表浅层淡水通过断层或不整合面注入油藏,受储层非均质性影响,物性越好、厚度越大,水侵越容易发生;②低对比度油藏一般发育在构造运动活跃区,发生在特定的构造、沉积背景下,比如断层附近或不整合面之下;③天然水淹部位的选择性以及水淹后残余油受到氧化和生物降解作用,使油藏中流体性质非均质性加重,造成各个单砂层地层水性质不同,原油性质也存在较大差别。

以渤海A油田4口开发井为例,对A油田区域内测井资料和地质资料进行分析,图6为研究区低阻油层天然淡水水淹成藏模式示意图,该区域内垂直深度1 620～1 740 m范围内普遍发育一套低阻油层(2～5 Ω·m)与邻近水层电阻率(2～6 Ω·m)相当。在该段低阻油藏上部,即馆陶组地层的上部位置,广泛发育一套水层,其电阻率在3～11 Ω·m范围内。根据测井多井剖面图显示,自西向东,该段水层的电阻率存在较明显的降低趋势,但依然大于下覆的低阻油层电阻率,由此,根据低阻油层天然淡水水淹成藏模式原理进行分析后认为,该区域内低阻油层上下临近的水层在成藏过程中被自西向东侵入的淡水水淹导致的原地层水矿化度降低,电阻率增大,甚至出现水淹后的水层电阻率大于邻近低阻油层电阻率的现象。

图6 渤海A油田天然水淹示意图

3 低阻油层定量识别

3.1 气测录井识别技术

常规测井资料受低对比度影响,无法有效识别储层流体性质。研究区采集了大量气测录井数据,能够在一定程度上指示储层的含油性质,因此开展气测录井识别技术研究是有效识别低阻油层的关键。通过对研究区30余口井烃组分数据进行数据校正以及标准化处理,将已处理的数据导入目前比较常规的流体性质识别模板中,并将识别结果与已有的结论进行对比分析,总结了目前现有的气测录井解释模板的适用性(表2[16-18])。

表2 基于气测录井资料的储层流体性质识别模板[16-18]Table 2 Template for reservoir fluid property identification based on gas logging data[16-18]

表2[16-18]中,3H比值法、三角形图版法以及皮克斯勒法这3种解释模板只能定性判别油、水层,且需要使用的图版比较复杂,不适合全井段处理。而含油气丰度法通过建立录井烃组分参数与储层含油气丰度的数学关系定量表征储层的含油气程度,达到定量识别低阻油层的目的,但研究区块原油受生物降解作用较强,重烃组分极小甚至负数,导致最后计算出的含油气丰度为负值,与实际物理意义相悖。

3.2 改进含油气丰度法

在含油气丰度法上进行改进,使之更适用于本次研究区块,已有的含油气丰度法中首先定义了两个对油气比较敏感的油气指数Y和Z,Y、Z分别从宏观和微观两方面反映了重烃组分在钻遇气油界面时出现抬升现象,S1～S4表示重烃组分分别与Y、Z交会程度,气测重烃组分与油气指数之间的交会程度可以定量反映储层油气聚集程度。由于研究区绝大多数井普遍存在重烃组分极小现象,所以导致最后重烃组分与两个油气指数都无法交会,也就是4个交会指数(即S1、S2、S3、S4)都小于0,为了解决这一问题,研究区中的重烃组分虽小不能交会,但仍然在油气聚集的地方更加贴近油气指数。故根据这一特点,考虑反向交会的思想,重新定义4个反向交会指数(X1、X2、X3、X4),进而计算新含油气丰度XH。

(1)

(2)

(3)

(4)

(5)

式中：C5为戊烷的体积分数;X1～X4为4个反向交会指数,反映重烃响应的不同气测曲线组合;XH为含油气丰度。

原始的含有油气丰度SH充分考虑了重烃组分在钻遇气油界面时会有明显的抬升现象,但是针对受生物降解作用影响的储层,其重烃组分值过小,抬升程度相对较小无法由于与油气指数交会,导致其表征储层含有油气性的能力减弱。针对这一问题,使用反向交会的思想,重新建立了改进含有油气丰度参数XH,消除了重烃组分在气测响应中的影响,放大了轻烃组分在气测响应特征,更加适用于原油性质以轻烃为主的油层识别。

3.3 应用效果

以渤海A油田A14H井为例,A14H井目前只采集了随钻电磁波电阻率测井,随钻自然伽马测井曲线以及气测录井数据。图7为A14H井低阻油层识别效果图,1 583～1 636 m深度段自然伽马较小,电阻率曲线整体变化平缓,平均值为2.9 Ω·m。气测录井显示主要以甲烷为主,油气指数Y、Z较小,为典型的水层特征,倒数第三道为含油气丰度法计算的含油气丰度曲线SH,可以看到基本小于0,倒数第二道为改进含油气丰度法计算的含油气丰度XH,XH基本大于0且较小,说明该段含油气丰度较低,油气聚集程度较小,可解释为水层,通过录井资料和生产动态资料分析,证实了该段为水层。1 661～1 675 m和1 713～1 742 m两段储层经过生产证实为两段低阻油层,其自然伽马略高于上覆水层,电阻率有小幅度上升,电阻率平均值分别为4.1 Ω·m和4.5 Ω·m,气测烃组分均有上升趋势,主要以轻烃组分为主,含油气丰度法计算得到的含油气丰度均小于0且变化幅度较小,而改进含油气丰度法计算的含油气丰度XH在这两段储层有明显的上升趋势,在泥岩段迅速下降,根据XH曲线变化范围可将上述两段储层解释为低阻油层,符合生产动态资料的解释结论。

GRCFM为自然伽马曲线;RPCELM为随钻相移低频电阻率曲线;RPCEHM为随钻相移高频电阻率曲线;RACELM为随钻衰减低频电阻率曲线;RACEHM为随钻衰减高频电阻率曲线;C1为甲烷体积分数;C2为乙烷体积分数;C3为丙烷体积分数;iC4为异丁烷体积分数;nC4为正丁烷体积分数;iC5为异戊烷体积分数;nC5为正戊烷体积分数;SH为含油气丰度法计算所得含油气丰度;XH为改进含油气丰度法计算含油气丰度

4 结论

(1)渤海A油田馆陶组低阻油层成因机理复杂,成因类型多样。在宏观上,认为低阻油层受沉积作用,均发育在水动力条件相对较弱的辫状河三角洲沉积前缘,同时低阻油层又受成岩作用影响,低阻油层杂基含量相较于邻近水层更高,机械压实作用增强,孔喉联通性变差。在微观上,认为低阻油层高束缚水饱和度是造成电阻率降低的主要因素之一,而造成高束缚水饱和度的原因主要是低阻油层孔隙结构复杂,微空隙发育。地层水矿化度差异是导致低阻油层形成的另一因素,造成低阻油层与水层矿化度差异的原因是天然淡水水淹成藏模式,馆陶组水层受外来淡水侵入,造成地层水矿化度降低,水层电阻率增高。

(2)气测录井资料能够在一定程度上反映储层油气聚集程度,改进含油气丰度法基于研究区块气测烃组分特点,使用反向交会思想,能够对储层的含油气程度进行定量评价,是渤海A油田低阻油层识别的有效方法。