歧口凹陷海水基鉆井液條件下測井綜合評價方法

劉俊東,李進,竇如勝,袁雪花,卓坤,朱偉峰

(1.中國石油集團測井有限公司天津分公司,天津300280;2.大港油田公司勘探開發研究院,天津300280)

0 引 言

鉆井過程中,當鉆井液柱壓力大于地層流體壓力,鉆井液濾液在滲透壓差的作用下,驅替近井筒地層中的原生流體,改變地層流體徑向分布,造成地層電阻率的變化[1]。大港油田近海及灘海地區長期大規模使用海水基鉆井液鉆井,導致油層在復雜井況下轉變為低電阻率或超低電阻率油層,從而成為儲層評價的難題之一,多年來一直嚴重影響測井解釋成功率[2]。常規測井評價方法著重于響應特征的變化,在早期勘探過程中取得過一定的成效,但隨著鉆井液鹽分含量逐年升高,侵入問題愈加突顯,應用效果受到了較大的局限。該文通過對歧口凹陷儲層侵入電阻率變化特征進行分析,結合侵入實驗以及測井、錄井、試油等相關資料,從侵入規律、控制因素、油氣恢復等方面進行研究,提出了不同鉆井液侵入環境下的儲層評價方法,形成一套完善的海水基鉆井液條件下儲層測井綜合評價技術。

1 鉆井液侵入后電阻率變化規律

鉆井液侵入儲層是一個復雜的物理過程。為了準確研究鉆井液侵入對電阻率造成的影響,優選了歧口凹陷約20余口井進行了陣列感應的現場時間推移測井,鉆井液與地層水電阻率比值(Rmf/Rw)為0.17～4.65,浸泡時間為2～68 d。圖1為鉆井液浸泡時間大于15 d、孔隙度15%～25%的油層,在不同鉆井液電阻率測量環境下儲層電性變化關系圖。圖1中Ra為視原狀地層電阻率,Rt為原狀地層電阻率,采用及時測井的高分辨率陣列感應120 in(1)非法定計量單位,1 in=25.4 mm,下同電阻率測量值。由圖1可見,鉆井液濾液電阻率與地層水礦化度共同影響儲層電性特征。鉆井液侵入儲層達到穩定狀態以后,儲層電阻率的變化主要受Rmf/Rw控制。當Rmf/Rw>3.2時,鉆井液侵入會使油層電性增高,測井電阻率會出現低阻環帶甚至油層負差異的現象;當Rmf/Rw≤3.2時,鉆井液侵入使油層電性降低,測井電阻率曲線呈現正差異現象。沉積環境不同,儲層特征不同,該變化的分界值也會有所不同[1]。圖1中,M2R1、M2R2、M2R3、M2R6、M2R9分別為10、20、30、60、90 in陣列感應徑向探測深度電阻率值,M2RX為120 in陣列感應徑向探測深度電阻率值。

圖1 鉆井液濾液電阻率與儲層電性變化關系圖

圖2為不同鉆井液侵入情況下,儲層隨浸泡時間的變化在不同徑向深度處電性變化的特征。采用礦化度較高的海水基鉆井液鉆井時,當浸泡時間超過20 d,徑向探測深度最深的120 in陣列感應測井電阻率曲線也無法代表原狀地層電阻率。對于相同浸泡時間,電阻率的降低程度受Rmf/Rw值控制,Rmf/Rw在0.18～0.31(鹽水鉆井液侵入)時,其油層電阻率下降幅度約是Rmf/Rw在1.5～2.7(淡水鉆井液侵入)的2.0～2.8倍[1]。此外,電阻率下降幅度還與流體性質、儲滲空間等多重因素有關,地層含油飽和度越高、微觀孔隙結構越好,下降幅度越明顯。由此可見,在海水基鉆井液的測量環境中,侵入可能會導致儲層電阻率數值大幅度降低,進而直接影響儲層評價的準確性。

圖2 淡水鉆井液、鹽水鉆井液條件下浸泡時間與儲層電性變化關系圖

2 測井解釋評價方法

針對此現狀,在海水基鉆井液測井條件下,對大港油田歧口凹陷近海和灘海地區侵入后電阻率特征進行分析,結合實際測井技術,提出了集成電阻率校正、縱向模式判別、測錄井跨學科協作以及套后曲線對比技術為一體的完整的海水基鉆井液測井綜合評價體系,為大港油田海水基鉆井液侵入儲層的測井綜合評價提供了可靠依據。

2.1 電阻率校正法

為準確模擬儲層鉆井液侵入規律,研究了“5巖心”鉆井液侵入動態聯測實驗裝置和數字巖心分析結合技術。利用“5巖心”實驗裝置進行閉合地層系統仿真模擬,可同時測量5塊巖心、5種不同徑向深度處電阻率動態變化剖面,并將實驗侵入規律作為初始條件,通過數字巖心圖像形態學技術開展鉆井液侵入規律理論模擬,可得到鉆井液侵入過程中地層電性剖面變化模型,為探索儲層鉆井液侵入機理研究提供關鍵支撐[3]。

電阻率校正法基于實驗分析和數字巖心鉆井液侵入模擬技術,從微尺度放大到宏尺度模擬實際地層侵入變化規律,針對高分辨率陣列感應測井,建立了包括沖洗帶電阻率Rxo、侵入帶電阻率Ri、原狀地層電阻率Rt、沖洗帶半徑Dxo、侵入帶半徑Di的5參數臺階式侵入剖面和相應的測井響應方程。

(1)

式中,Jxo、Ji為沖洗帶半徑Dxo、侵入帶半徑Di對應的橫向積分幾何因子。

陣列感應電阻率測井曲線通過數值分析即可得到Rxo、Ri、Ra。橫向積分幾何因子通過與侵入半徑相關關系確定[4-5]。侵入半徑的確定是基于實際儲層鉆井液侵入數值模擬的結果與陣列感應測井響應關系,采用差比法進行計算。

(2)

式中,M2Ri分別為20、30、60、90 in的陣列感應徑向探測深度電阻率值,Ω·m;φ為孔隙度,%;K為滲透率,mD(2)非法定計量單位,1 mD=9.87×10-4μm2;1 b/eV=6.241 46×10-10 m2/J,下同。

如圖3所示,濱海X井為濱海探區的一口重點探井,18 ℃鉆井液條件下電阻率為0.24 Ω·m,其沙一段測井時已浸泡38 d。189號層從原始測井曲線上看,巖性純、物性好,自然電位異常幅度大,120 in電阻率為5～6 Ω·m,應用校正法連續反演處理后,電阻率有所增加,但變化較小,為典型水層。175、176號層120 in電阻率為7～12 Ω·m,巖性越純、物性越好時電阻率呈明顯的下凹趨勢,且不同探測深度電阻率幅度差更加顯著,計算橫向積分幾何因子較大,校正后電阻率上升幅度明顯,基本達15～20 Ω·m,含油飽和度提高15%～20%。據此成果將173～176號層解釋為油層,并建議試油驗證。對173～175號層4 172.5～4 187.0 m層段合試,泵排日產油85.95 t,日產氣24 291 m3,累計產油219.47 t,累計產氣129 262 m3。該井的實施成功驗證了應用該技術可有效避免油層的漏失。

圖3 濱海X井電阻率校正法連續反演處理成果圖

2.2 縱向模式判別法

鉆井液侵入地層的過程不僅受儲層特征的影響,鉆進中鉆時、鉆速的變化,起下鉆、鉆井液循環等諸多工程措施也是不可忽略的重要因素。當地層侵入深度超出實驗模擬范圍或者鉆井過程較為波折,如需頻繁起下鉆使得工程因素對侵入產生嚴重影響,電阻率校正法的應用效果就會受到局限[6]。在這種情況下,考慮到實際地層的孔隙性和滲透性都有不同程度的非均質特征,導致鉆井液侵入地層并不是以同樣的途徑、方式和速度均勻推進。鉆開地層初期,鉆井液沖擊和噴射井壁將大孔隙中的油以較快速度沿滲透性好的地層推進,而低孔隙度滲透率地層則相對較大程度保留了比較多原始油藏的信息。因此,在不同孔隙度滲透率條件下地層電阻率將呈現波狀或微齒化的特征。當油藏類型和儲層特征明確時,利用該特征提出的縱向模式判別法可有效指導測井評價。

縱向模式判別法是在利用核磁共振測井資料形成孔隙結構綜合評價指數聚類分析基礎上,結合巖性校正形成判別因子、定量描述地層流體特征、突出縱向矛盾性的1種模式識別方法。綜合核磁共振和壓汞實驗的對比分析,實現利用現場核磁共振獲得連續的偽毛細管壓力曲線和孔隙結構特征參數曲線,并優選其中6個參數,通過加權組合構建表征儲層孔隙結構的綜合評價指數。

(3)

式中,TT為孔隙結構綜合評價指數;φe為有效孔隙度,%;p為分選系數;Smax為最大進汞飽和度,%;DM為孔隙喉道均值,μm;pd為排驅壓力,MPa。

為降低沉積環境對電阻率特征影響,提出了利用自然伽馬曲線對電阻率進行沉積環境校正的方法,擴大油、水層電阻率之間的差異,有效區分油、水層。具體校正公式為

Rtc=(RD/Rsh)/(1-ΔGR)

(4)

式中,Rtc為沉積環境校正后的電阻率曲線值,Ω·m;RD為沉積環境校正前儲層深電阻率曲線值,Ω·m;Rsh為泥巖電阻率曲線值,Ω·m;ΔGR為自然伽馬相對值。

在核磁共振孔隙結構劃分基礎上,通過對區塊試油資料進行分析,建立不同儲層類型的油、水層電性下限。對電阻率校正曲線的離散數據進行二階求導,f″(Rtc)<0代表曲線呈現凸起狀態;f″(Rtc)>0代表曲線呈現凹狀態。利用二階導數的正負特征將儲層分段,并根據電性標準逐段按水層—油水同層—油氣層的順序定義為-1—0—1。在明確油藏狀態的前提下,結合油藏縱向分布規律,定義隨深度增加的正韻律為油模式,通過尋找最大值,將油水關系轉變為數學關系,實現地層流體性質的自動判別。

圖4為埕海X井縱向模式判別法評價成果圖。該井在18 ℃鉆井液條件下電阻率為0.27 Ω·m,測井時已浸泡17 d?？紫抖惹€反映各層均具有不同程度的非均質性,電阻率呈現微齒化特征。其中83號層120 in電阻率在5～6 Ω·m,核磁共振標準T2譜幅度高、展布窄、無拖尾,差譜信號弱。利用二階導數逐段解釋,計算電阻校正指數在2～3,且隨深度增加表現為反韻律,反映該層以水為主,殘余少量過路油,解釋為含油水層。73號層120 in電阻率為10 Ω·m,標準T2譜分布寬、拖尾長,差譜信號強,為典型油層。74～77號層120 in電阻率在8～10 Ω·m,巖性愈純、物性愈好時電阻率呈下凹趨勢。T2譜譜峰與83號層接近,拖尾現象不明顯,差譜信號弱。利用縱向模式判別法進行評價,電阻校正指數在5～10,縱向上表現為逐漸增加的油模式,解釋為油層。分析認為該段核磁共振含油特征不明顯的假象是由于探測深度淺、地層受侵入沖刷作用嚴重造成的。對73～77號層(3 792.1～3 812.1 m層段)進行壓裂試油,8 mm油嘴放噴,日產油53.12 t,日產氣6 467 m3。

圖4 埕海X井縱向模式判別法評價成果圖

縱向模式判別法是以核磁共振譜微觀孔隙結構識別為基礎,進行快速流體性質劃分的1種有效的技術手段。針對由于井況等因素而沒有錄取核磁共振測井資料的情況,也可以通過試油分析,建立不同儲層類型的孔隙度與電阻率巖性校正指數的相關指標,實現地層的縱向自動判別。

2.3 多參數融合法

歧口凹陷是渤海灣盆地中典型的箕狀凹陷,它經歷了多期構造演化和沉積旋回?；钴S的后期構造運動不斷對前期油藏圈閉的封閉性進行改造與破壞,造成油氣發生重新運移。相同的地質條件下,高孔隙度滲透率儲層中輕質油氣最易發生運移,而在低孔隙度滲透率儲層處則會殘留較多的大分子量、高黏度的烴類。這部分滯留烴雖然在開采過程中不做貢獻,但對儲層電性特征卻有很大影響,造成儲層電阻率較高,使測井解釋偏向樂觀。針對這種情況,考慮到錄井資料包含了豐富的烴類信息,利用氣測錄井組分信息,結合油田錄井評價規律,建立地層平衡比與濕度比的交會圖版,反應地層流體的賦存狀態,形成了多參數融合的跨學科協作綜合評價技術[7]。

Bh=(VC1+VC2)/(VC3+VC4+VC5)×100

(5)

Wh=(VC2+VC3+VC4+VC5)/(VC1+VC2+

VC3+VC4+VC5)×100

(6)

式中,VC1、VC2、VC3、VC4、VC5為氣測測量各烴類組分,%;Bh為平衡比;Wh為濕度比。

圖5為大港油田濱海斷鼻沙以下平衡比與濕度比交會圖版。由圖5可見,當Wh≤5.0,Bh≥30.0,地層含有輕質烴類,但幾乎無開采價值,評價結論為含氣水層、氣水同層;當5.017.5,Bh≤20.0,地層以不具開發價值的殘余烴類或水區為主,評價結論為含油水層或水層。圖6為港X井的測井曲線成果圖。港X井位于唐南構造港深X井斷塊高部位,其中濱1油組的120、124、125號層井壁取心達到了油斑甚至油浸的級別,電阻率曲線呈現一定的微齒特征,絕對值均在10 Ω·m以上,利用縱向模式判別法解釋為油層,而利用錄井全烴派生參數進行分析時發現,120、124、125號層均落于不具開發價值的殘余烴類與水區內。對120、124、125號層試油,日產氣132 m3,日產水37.1 m3,累計產油0.085 t,累計產氣212 m3,累計產水458 m3。試油結果為含油水層,與平衡比—濕度比交會法評價結果一致,說明測錄井多參數融合技術可以為測井解釋提供輔證,減少綜合評價的多解性,是評價油氣層方面的有效手段。

圖5 平衡化與濕度比交會識別圖版

圖6 港X井多參數融合法評價成果圖

2.4 套后測井曲線對比法

套后測井曲線對比法是依據固井前后同一井段不同時期油氣在井筒附近聚集狀態不同,對比兩次測井曲線識別地層流體性質的方法。大港油田歧口凹陷地區主要為輕質油氣藏,鉆井液的侵入作用導致在近井筒地層中流體以濾液和少量地層水占主導地位。裸眼補償中子測井僅能探測到井筒附近30 cm左右,受烴類的影響較小,挖掘效應不明顯。固井后,在地層流動壓力的作用下流體徑向侵入狀態得到了一定程度的恢復,此時測量套管補償中子以及中子伽馬受烴類的影響程度較大,挖掘效應明顯。

套后補償中子測井響應與地層烴類的恢復程度和受測量環境的影響有關,為了便于對比,突出儲層烴類信息,針對大港油田甲方需求,按照套管尺寸進行分類,從套管和水泥環這2個方面對套管補償中子進行環境校正,重新構建了裸眼補償中子曲線[見式(7)、(8)],通過與實際裸眼測井資料進行對比,形成烴類恢復差值指標直觀識別油氣層[8]。

CNN=0.912CNT+0.032D-5.170

(139.7 mm套管)

(7)

CNN=0.786CNT-0.527D+0.40

(177.8 mm套管)

(8)

C=φ(CN-CNN)

(9)

式中,CN為補償中子測井值,%;CNT為套管補償中子測井值,%;CNN為環境校正后構建的新補償中子測井值,%;D為水泥環厚度,cm;C為表征烴類恢復的差值指標,%。

濱X井是部署于濱海斷鼻北翼斷塊的評價井(見圖7),18 ℃鉆井液條件下電阻率為0.15 Ω·m,評價過程中67、69號層測井曲線形態飽滿,電阻率可以達10 Ω·m以上,為典型的油氣層;而68、72、73號層電阻率受海水基鉆井液侵入影響嚴重,呈明顯凹兜形,反應出一定的含水特征。利用該方法對該井進行評價,鑒于68、72、73號層烴類差值指標反應明顯,說明固井后儲層烴類得以逐步恢復,故解釋為油氣同層。對66～73號層試油,8 mm油嘴自噴,日產油10.9 t,日產氣8 500 m3,驗證了套后曲線對比法的準確性。

圖7 濱X井套后測井曲線對比法識別油氣層成果圖

3 結論與認識

(1)電阻率校正法在浸泡時間較短,鉆井液侵入深度較淺的地層中取得了較好的應用效果。

(2)當儲層受鉆井液污染較深,非均值性較強時,依據鉆井液侵入地層途徑、方式和速度的差異導致儲層電性曲線呈現微齒化特征,從而形成的縱向模式判別法是進行測井快速流體性質劃分的一種有效技術手段。

(3)在后期構造運動活躍,原始油藏賦存狀態遭到破壞,油氣發生了重新運移的情況下,地層油氣主要以殘余油的狀態分布。由于測井只是反映總地層含油信息,而無法識別油氣產狀,需綜合錄井資料,形成基于儲層平衡比與濕度比交會分析的多參數融合評價技術,為地質分析提供有效的輔證,降低解釋的多解性。

(4)套后測井曲線對比法是依據固井前后同一井段不同時期油氣在井筒附近聚集狀態不同而提出的,其在油氣黏度低、儲集性好且兩次測井時間間隔較長的情況下應用效果較為理想,有助于測井準確判別儲層流體性質。

(5)該技術主要特點是伴隨油藏開發程度、鉆井液侵入深度的變化以及單井作業施工進展逐步、遞進的開展評價,是一套貫穿油氣田生命周期內完整的評價體系。在大港油田歧口凹陷生產評價中取得了良好的應用效果,多口井試油獲得高產,為油田整體開發提供了有效的技術支撐。