基于J函數建模的M油藏水淹層測井評價

張菡, 劉博彪, 王俊杰, 譚成仟*, 王淑琴

(1.西安石油大學地球科學與工程學院,陜西省油氣成藏地質學重點實驗室, 西安 710065;2.中國石油天然氣股份有限公司勘探開發研究院, 北京 100083)

油藏的原始含油飽和度是油藏表征的一項重要參數。目前確定含油飽和度的方法主要有：一是通過封閉取芯獲得的數據,可以直接進行巖心含油飽和度的測定,該方法是后兩種方法計算結果依據。但封閉取芯的費用較高,限制了其大規模應用;二是由測井曲線和適合的飽和度模型計算含油飽和度,常用的方法是阿爾奇公式法;三是結合毛管壓力曲線確定含油飽和度,在生產中一般將后兩種求取飽和度的方法相結合[1],這種用毛管壓力曲線計算飽和度的思想已成為常用的思路[2],包括含油高度法、Purcell法和J函數法等。J函數概念于1941年首次被提出,以上方法均以求取J函數作為基礎,相比較而言,J函數法優于其他的兩種方法[2],J函數法是從油藏中取真實巖心樣品并測量其毛管壓力數據,這種方法的優點是將油藏中不同點的孔隙度、滲透率等對所得曲線的影響進行去除。目前J函數建模應用主要有：①在孔隙度和滲透率復雜的油田,對其儲層進行分類以及進行油田水淹的儲層定量評價;②利用J函數(冪函數)建模分析地層的不同潤濕程度對水驅油的影響,推斷油藏(包括井點少的海上油氣田)的油氣水垂向的分布情況,求取含油飽和度。這種利用毛管壓力曲線確定原始含水飽和度、含油飽和度的方法在油田實際應用中效果較好[2-3]?，F嘗試利用J函數建模法識別疏松砂巖稠油油藏水淹層,該方法對于同類型油藏的生產具有重要的指導意義。

本次研究數據來源為中國石油勘探開發研究院。濱里海盆地的M油藏開發潛力大,屬于常規儲層開發。M油藏主要采用蒸氣吞吐以及熱蒸汽方式開采,在開采過程中,熱水的冷凝及水竄容易造成油藏的水淹,影響油藏的測井評價和高效開發,稠油油藏由于開發方式與常規稀油油藏不同,主要是自注自采的方式,而常規油藏水淹層評價中利用注采對應關系識別水淹層的方法在稠油油藏中不再適用。鑒于此,從油藏充注的角度,利用對比研究的方法,提出利用J函數法計算得到理論上的原始含油飽和度與測井計算的目前油藏含油飽和度對油藏是否受到了水淹進行判斷。該方法在對于特殊油藏的水淹層識別中應用效果較好,對于同類型油藏的水淹層評價具有重要的參考價值。

1 區域地質概況

濱里海盆地位于俄羅斯和哈薩克斯坦兩國境內[圖1(a)]。盆地延伸方向為東西方向,長度約為1 000 km,寬度約為650 km,面積約為5.849105km2,其既是世界上盆地沉降最深的其中之一,也是一個典型的負向構造。M油藏位于濱里海盆地東部的延別克-扎爾卡梅斯隆起帶上,其為短背斜構造,研究區內主要發育四條斷層,地質斷裂較為復雜,將工區整體分為西部、中部和東部三部分。在M鹽丘和斷層的影響下,主要研究目的層整體呈中部埋藏較深,東部和西部埋藏較淺的特征[4]。

濱里海盆地在構造變動及海平面升降等因素綜合作用下,經歷海-陸-海-陸-海-陸的復雜沉積環境變化過程。濱里海盆地在早二疊世開始持續抬升,演化成局限的深水盆地,受氣候影響,潮上帶蒸發環境發育,該時期主要為鹽巖沉積,形成巨厚的含鹽層系,并形成許多大小不等的鹽丘構造;盆地經歷海侵在二疊世-三疊紀,海平面上升,盆地主要為淺海陸棚的沉積環境,在東部和西部等部分地區發育有較小規模的三角洲環境;三疊紀末期,盆地開始構造抬升,造成盆地在侏羅系開始發生強烈的沉降作用,以陸相沉積為主[4]。M油藏研究目的層為礦Ⅱ層(K1ap1、K1ap2、K1br、K1h),M油藏為邊底水油藏,以河流三角洲沉積為主,巖性變化快,砂巖儲層分布不穩定,形成了多種類型的巖性油氣藏,主要表現為上傾尖滅巖性油氣藏、巖性-構造油氣藏和透鏡狀巖性油氣藏[圖1(b)、圖1(c)]。

2 儲層特征

2.1 儲層巖性特征

油藏現有5口井的巖心分析數據, 目的層巖性主要為淺灰色為主, 膠結弱,柱面較粗糙,塊狀斷口,對巖樣進行粒度分析可知,礦II層儲層主要為細砂巖和粉砂巖,少數中細-中-中粗砂巖,膠結疏松到中等。礦II層砂巖粒度主要為細砂和粉砂,分別占13.2%和49%,中砂含量較低,為7.8%,粗砂和礫石含量極低(圖2)。礦II層礦物石英含量較高,占比大于70%,鉀長石含量相對較高,占比大于18%,云母含量較低,占比小于或等于0.2%,并發育黃鐵礦,反映水下還原環境,其他礦物均為痕量。

圖2 礦II層粒度統計圖

2.2 儲層物性特征

通過統計研究區內取芯井的巖心物性分析數據,M油藏礦II層孔隙度集中分布在35%～39%,平均孔隙度為35.63%,滲透率集中分布在400～1 600 mD,平均滲透率為1 209.546 mD,是典型的高孔、高滲儲層(圖3、圖4)。

圖3 礦II層巖心孔隙度分布直方圖

圖4 礦II層巖心滲透率分布直方圖

2.3 儲層孔隙結構

孔隙結構反映儲層中各類孔隙發育特征及其之間連通性的參數,是孔隙與喉道發育的綜合特征。M油藏礦II層發育細粒砂質結構的細砂巖,鏡下顆粒分選性較好,磨圓度較差,為孔隙-基底型的膠結類型,顆粒支撐的支撐類型,接觸方式為點接觸,含微量的泥質雜基。其發育受巖石組構控制的原生孔隙-粒間孔和微量的粒間溶孔,粒徑范圍主要在0.125～0.25 mm,面孔率為20%,平均孔喉比6.22,平均比表面為0.74,儲層的孔隙結構較好。

2.4 壓汞曲線特征

壓汞實驗是分析儲層微觀孔喉結構的重要方法之一[5],對FN井礦II層的巖心進行壓汞測定,毛管壓力曲線如圖5所示。其整體分選特征參數：分選系數較小,變異系數小,均值系數小,偏態較大,根據壓汞實驗數據(表1)可以看出,孔喉分布比較均勻。平均排驅壓力較小為0.02 MPa,進汞飽和度較大,分布在89.37%～94.12%,平均飽和度中值壓力0.12 MPa,退汞曲線呈直線下降,退汞效率為4.31%,汞飽和度增量集中于毛管半徑為9～18 μm(圖6),最大孔喉半徑為69.88 μm,中值半徑最大為19.4 μm。綜合以上數據,目的層孔隙度和滲透率較大,物性較好,是良好的儲層。

表1 FN井壓汞實驗數據Table 1 FN well mercury injection experiment data

圖5 8個樣品的毛管壓力曲線

圖6 8個樣品的孔喉分布曲線

3 儲層參數計算模型

3.1 儲層四性關系

根據巖石物理實驗可以獲得反映儲層特征的主要參數滲透率、孔隙度、飽和度等。從圖7可以看出,歸位前與歸位后的深度差值范圍在0.8～2.1 m,歸位后的曲線與巖心分析數據匹配性較好。

TVDSS為補心海拔;TOPS為分層;GR為自然伽馬曲線;SP為自然電位曲線;CALX為井徑曲線 ;RHOB為密度測井曲線;DT為聲波測井曲線;NPHI為補償中子曲線;LLD為深側向電阻率測井曲線;LLS為淺側向電阻率測井曲線;MSFL為微球聚焦電阻率測井曲線;VSH為泥質含量;Coal為煤層;WIRE.DT_1為聲波測井曲線;CORE.PHIE_1為巖心孔隙度曲線;CORE_DS.PHIE_1為歸位后巖心孔隙度曲線;Result為解釋結論

對儲層四性關系研究表明,砂巖的自然伽馬較低,中子為中低值,密度為中高值,電阻率高。泥巖的自然伽馬較高,電阻率低,密度為低值,中子為高值。M油藏油層測井曲線的特征如下：泥質含量小于35%,孔隙度大于22%,含水飽和度小于或等于50%,密度為低值,聲波時差為中-低值,電阻率曲線顯示為高值,且大于等于10 Ω·m;水層測井曲線的特征：泥質含量小于35%,孔隙度大于22%,含水飽和度大于50%,密度為低值,聲波時差較高,電阻率低,且小于6 Ω·m;油水同層測井曲線的特征：泥質含量小于35%,孔隙度大于22%,含水飽和度在50%左右浮動,密度為低值,聲波時差為高值,電阻率曲線值比油層低,比水層高,介于6～10 Ω·m。

3.2 儲層參數計算

3.2.1 泥質含量計算

泥質含量的計算,是測井解釋中最基礎也是最重要的第一步。巖石中的泥質與其放射性成正比關系。結合測井數據,選取自然伽馬計算泥質含量的方法[6-8]。

一般常用的經驗方程為

(1)

(2)

式中：ΔGR為自然伽馬相對值,API;GR為自然伽馬測井值,API;C為地區經驗參數,研究區取2(老地層);GRmin為純砂巖的自然伽馬,API;GRmax為純泥巖的自然伽馬,API;Vsh為泥質含量,小數。

3.2.2 孔隙度計算

孔隙度是表示油藏的儲層物性的重要參數,對于油藏來說,孔隙度的大小決定儲層的采油率[9-11]。根據對研究區測井資料的處理,選取密度與巖心分析數據建立經驗模型計算孔隙度(圖8)。建立的計算模型如式(3)所示。

圖8 密度與巖心孔隙度交會圖

POR=-37.193DEN+98.454

(3)

式(3)中：POR為巖心孔隙度;DEN為密度。

3.2.3 滲透率計算

滲透率參數最準確的方法是實驗測量,但是由于多種因素并不能對所有的層段都進行取芯測量。理論方法計算的滲透率并不是在所有地區都適用,且存在較大的誤差,因此滲透率計算的方法主要是依據巖石測試結果進行標定,建立適合于研究區的解釋模型[12-14]。

通常情況下,當孔隙度增加時,滲透率也會增加,當束縛水飽和度增加時,滲透率反而會減小。通過對巖心資料和測井資料進行處理(圖9),得出經驗公式為

圖9 巖心滲透率與孔隙度關系圖

PERM=0.425e21.535POR

(4)

式(4)中：PERM為巖心滲透率;POR為巖心孔隙度。

3.2.4 含水飽和度計算

含水飽和度反映了油藏的某個位置的含油和含水的情況,也是油藏中流體性質的重要參數。一般利用阿爾奇公式[式(5)]確定含水飽和度Sw。

(5)

式(5)中：M油藏巖電實驗參數a=0.87、b=1、m=2.16、n=1.88[15];Rw為地層水電阻率,Ω·m;Rt為地層電阻率,Ω·m;φ為孔隙度,%。

根據純水層反算礦II層地層水電阻率為0.5 Ω·m。在實際情況下,式(5)是連接孔隙度測井和電阻率測井具有綜合性質的方法[16]。

4 J函數模型與原始含油飽和度

油藏的形成受油、水-孔隙系統、構造高度的影響,在油藏中,含油飽和度越大的地層與自由水界面的距離越大。受到儲層物性等因素的影響,油藏內不同高度的飽和度不同。因而,可用毛管壓力的方法來研究油藏中飽和度的分布規律。然而,實驗室獲得的毛管壓力曲線是用鉆井取心或井壁取心的很小尺寸巖樣測量得到的,這些巖樣取自不同儲層,受儲層巖性、物性等因素影響,巖樣的毛管壓力曲線有較大差別。在實際應用中,平均毛管壓力曲線的獲取是一個需要解決的問題[17]。J函數將巖石滲透率、孔隙度等影響因素綜合在一起來處理毛管壓力曲線,這也是一種求取平均毛管壓力方法[18-21]。

4.1 J函數與含水飽和度的關系

首先采用 Leverett 建立的J函數法,J函數對毛管壓力的表達式為

(6)

式(6)中：J為J函數;σ為界面張力,在汞-空氣的環境中σ=480 mN/m;Pc為毛管壓力;θ為潤濕接觸角,在汞-空氣的環境中θ=140°;Sw為巖心的標準化飽和度;K為空氣滲透率;φ為孔隙度。

可得到J函數的簡化模型為

(7)

根據對FN井的礦II層分析其毛管壓力曲線的實驗數據,由此可以得出J函數與標準化含水飽和度的交會圖(圖10),將其擬合可以得出 FN井的礦II層位J函數與標準化含水飽和度的關系,通過對比,冪函數比指數函數的相關性好,因此采用冪函數關系式[式(18)],其相關系數為0.956 5。

(8)

圖10 礦II層J函數與標準化含水飽和度交會圖

4.2 平均毛管壓力曲線

利用J函數過渡計算該油藏的平均毛管壓力,平均孔隙度0.381,平均滲透率2 621.6 mD。其曲線公式為

(9)

代入式(8)中,可得

(10)

在不同系統中σ和θ是不同的。當在實驗室時要將壓力轉變成地層條件下的壓力(表2),可以建立含油高度與地層壓力的關系式為[21]

(11)

表2 不同系統中的σ、θ取值Table 2 σ and θ values in different systems

式(11)中：PCL為實驗室毛管壓力,Pa;σL為實驗室油水間界面張力;σR為地層油水間界面張力,θL為實驗室油水潤濕角;θR為地層油水潤濕角;ρw為油的密度;ρo為水的密度;H為含油高度,m;g為重力加速度,取值為9.8 m/s2。

根據表2,M油藏地層的原油密度測量得出為0.953 g/cm3,水的密度為1.000 g/cm3,可以得出超過自由水界面的高度與含油飽和度之間的關系式為

PCL=0.006 52H

(12)

4.3 原始含油飽和度計算

壓汞實驗測得的毛管壓力曲線及相關資料證明油藏某點的含油高度與其高度相對應的毛管壓力存在一定的關系。根據測井及錄井資料確定自由水面為 -12 m ,對其建立含油高度和原始含油飽和度之間的關系,聯立式(10)和式(12),得到含油高度和原始含油飽和度之間的關系式為

Sw=e3.68-0.528lnH

(13)

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

(14)

式中：So為含油飽和度,%。

根據式(13)、式(14)對M油藏的礦II層進行J函數模擬,用所得出的值與阿爾奇公式計算得到的數據進行對比,如圖11所示,J函數模擬的含水飽和度曲線為紅色,阿爾奇公式計算的含水飽和度曲線為黑色,由生產資料數據可知,油藏初產礦II層累計產油量845.49 t,累計產水量153.21 m3,是純油層,說明J函數模型計算的原始含油飽和度與式(5)計算的飽和度基本一致。

TOPS為分層;GR為自然伽馬曲線; CALI為井徑曲線 ;GGK為伽馬密度測井曲線;RT_GZ3為地層電阻率測井曲線;OGZ3為陣列電阻率曲線(淺);SW_J為J函數計算含水飽和度曲線;SW_A為阿爾奇公式計算含水飽和度曲線;Result為解釋結論;J函數模擬的含水飽和度曲線為紅色;阿爾奇公式計算的含水飽和度曲線為黑色

5 水淹層解釋

M油藏屬于稠油油藏,原油對溫度變化非常敏感,利用蒸氣吞吐的熱采技術進行開發。在長期熱采過程中,巖石孔隙中會形成很多的蒸氣冷凝水,導致儲層的含油量逐漸降低、水淹層難以解釋[22]。為了解決這一問題,通過J函數模擬法對M油藏進行水淹層評價,如圖12、圖13所示,J函數模擬的含水飽和度曲線為紅色,阿爾奇公式計算的含水飽和度曲線為黑色,根據生產資料顯示在礦II層位的TTE井初產時未出水,累計產油量928.87 t,累計產水量168.72 t,是純油層;而OSS井初產為油水同出,累計產油量383.20 t,累計產水量868.72 t,為水淹層。TTE井礦II層由J函數模擬得到的數值與阿爾奇公式計算得到的值相差不大,證明其為純油層;OSS井礦II層的J函數模擬值與阿爾奇公式計算得到的值相差甚遠,由此可知,OSS井礦II層為水淹層,M油藏受到了水淹。

SP為自然電位曲線; GR為自然伽馬曲線;SURFACE為分層;ZDEN為密度測井曲線;DT為聲波測井曲線;CNC為中子測井曲線;RD為深雙側向電阻率測井曲線;RS為淺雙側向電阻率測井曲線;SW_J為J函數計算含水飽和度曲線;SW_A為阿爾奇公式計算含水飽和度曲線;Result為解釋結論;J函數模擬的含水飽和度曲線為紅色;阿爾奇公式計算的含水飽和度曲線為黑色

6 結論

(1)M油藏礦II層主要以細砂巖和粉砂巖為主,平均孔隙度35.63%,平均滲透率為1 209.546 mD,物性較好,是高孔、高滲的儲層,孔隙結構發育較好,平均中值壓力0.12 MPa,平均排驅壓力0.02 MPa,平均最大孔喉半徑43.78 μm。

(2)結合壓汞實驗數據以及對J函數應用表達式進行了推導,得出J函數為冪函數形式,建立J函數、飽和度和含油高度的關系式,確定含油飽和度。只有當自由水界面真實可靠時,才能進行含油飽和度的計算。

(3)J函數計算的理論最大原始含油飽和度與阿爾奇公式計算的結果基本一致時,可以解釋為純油層,與生產測試結論一致;J函數計算的原始含油飽和度遠遠大于阿爾奇公式計算的值時解釋為水淹層。J函數方法在稠油油藏水淹層評價中具有較好的應用效果。