环江油田侏罗系油层低阻成因及识别技术研究

2016-06-15宁定华罗天相

地下水 2016年1期

王　丹，宁定华，李　伟，罗天相

(1.西安石油大学，陕西西安 710054；2.长庆油田分公司第七采油厂地质研究所，陕西西安 710200)

王丹1,2，宁定华1,2，李伟2，罗天相2

(1.西安石油大学，陕西西安 710054；2.长庆油田分公司第七采油厂地质研究所，陕西西安 710200)

[摘要]为解决环江油田侏罗系低阻油层测井解释难度大，油水层判别困难等问题，通过对地质、测井、钻井资料以及岩石微观等方面研究分析了油层低阻成因，研究认为该地区油层低阻主要是受空隙结构差异大、地层水矿化度偏高、束缚水含量高、储层岩石亲水和泥浆侵入五方面原因影响结果，并总结出电阻率-声波时差交汇图版法和视地层水电阻率-自然伽马交层图版法两种油水油识别方法。总结出了两种油水层识别技术：(1)电阻率-声波时差交汇图版法；(2)视地层水电阻率-自然伽马交会图版法。

[关键词]环江油田；侏罗系油藏；低阻成因；油水层识别

1油田概况

1.1地质概况

环江油田位于鄂尔多斯盆地的西南部，横跨西缘逆冲带及天环坳陷两个构造单元，天环向斜轴部以东的东斜坡为一西倾单斜，由西向东构造抬高，前侏罗系古地貌位于姬塬高地西部，南临甘陕古河，区内发育两条分支古河道，形成了高地、河间丘、分支古河的古地貌景观，成为油气的有利指向，发育延6、延7、延8、延9、延10等五套含油层系。

石油勘探始于70年代初期，主要以长81为目的层进行勘探、评价，2004年以来，随着勘探程度的不断深入，在三叠系取得突破的同时，也发现多个侏罗系油藏，展示了环江油田侏罗系良好开发前景。截止目前开发侏罗系油藏16个，累计动用含油面积49.6 km2，地质储量2 478×104t。

1.2储层特征

1.2.1沉积特征

晚三叠世末期，延长组顶部遭受侵蚀，形成沟谷纵横的古地貌特征，在此背景上，发育了一套河流～湖沼相煤系地层。本区侏罗系延安组延6～延9层属于三角洲平原相沉积，延10及富县层属于辨状河流相沉积。

1.2.2岩性特征

根据已有矿物鉴定资料，研究区侏罗系储层岩石类型主要为岩屑石英砂岩、长石岩屑砂岩。储层砂岩填隙物以高岭石、水云母为主；化学沉积物主要有铁白云石、硅质等。孔隙类型主要有粒间孔、溶蚀孔和自生矿物晶间孔隙等。延10储集层孔隙半径变化较大，一般在20～200 μm，平均92.07 μm ；延9孔径一般在20～100 μm，平均81.6 μm。整体看来研究区延安组以中孔中喉为主。

1.2.3物性特征

环江地区延安组岩性较纯、物性较好，属低-中孔隙度，低渗透率储层，平均渗透率为16.3×10-3μm2，平均孔隙度为12.98%，随埋藏深度增加，孔隙度呈现降低趋势。

1.2.4储层渗流物理特征

润湿性实验结果表明，侏罗系油层为亲水油层(表2)。

表1　环江油田侏罗系储层物性数据表

表2　环江油田侏罗系储层润湿性试验结果表

从相对渗透率曲线(图1)上看，侏罗系油藏束缚水饱和度32.8%，等渗点的含水饱和度53.10%、相对渗透率0.17，残余油时含水饱和度71.5%、水相相对渗透率0.43。随着水相饱和度的升高，油相渗透率的下降幅度很快，交叉点后，水相渗透率的上升速度越来越快，油相渗透率下降的速度也越来越快。

图1　环江油田侏罗系油藏相渗曲线图

1.2.5流体性质

延安组储层原油性质较好，具有三低特征，即：低密度、低粘度、低凝固点，地面原油密度为0.82 g/cm3、粘度3.6 Mpa·s、凝固点14.0℃、均不含硫。

地层水性质平均总矿化度为61.47 g/L，均为CaCl2水型(表3)。

1.3油层特征

油层电阻率较低，平均电阻率值9.6 Ω·m，试油出油电阻率最低仅3.5 Ω·m，属典型低阻油藏(表4)；油层电阻率测井曲线平直，表现为增阻侵入的特点；底水不发育，含油饱和度低(38%～55%)，试油油水同出，油水分异差。

表3　环江油田侏罗系储层地层水分析数据表

表4　侏罗系油层分层系电阻率统计表

2低阻成因分析

2.1孔隙结构差异

随着填隙物含量的增加，胶结指数m值降低，使储层内微小毛细管非常发育，形成发达的束缚水网络，储层导电性增强，电阻率下降，形成低阻油层。

根据区内砂岩填隙物分析表明，侏罗系储层填隙物含量最大可达到15.5%(表5)，胶结指数相对较低，易形成低阻油层。

2.2地层水矿化度相对偏高

在高矿化度条件下，地层水溶液中离子的导电性很强，导致了地层水的电阻率偏低，油层电阻率也相对偏低。同时地层水矿化度随着深度的增加而增大，地层电阻率随着矿化度的增大而减小。

区内地层水分析资料表明，侏罗系油藏地层水水型为CaCl2，矿化度61.47 g/L，属于高矿化度型地层水，导致地层电阻率偏低。并且随着油藏埋深增加，地层水含盐上升，油层电阻率下降。

2.3束缚水含量偏高

电阻率测井响应是反映探测半径内地层束缚水饱和度的高低，束缚水含量高，增强导电能力，导致电阻率偏低，从而地层表现为低电阻率。

根据环江侏罗系油藏相渗曲线计算出束缚水含水饱和度平均为32.8%，含量相对较高，是导致地层电阻率偏低的一个重要因素。

表5　环江地区延安组砂岩填隙物成分及含量分析表

2.4储层岩石具有较强亲水性

当岩石表现为亲水时，表面会残余一层水膜，其导电作用增强，导致电阻率变低。根据储层润湿性分析的结果，侏罗系油层无因次吸水9.96%，无因次吸油为0.0%，具有较强的亲水性，易形成低阻。

2.5泥浆侵入

由于泥浆的电阻率小于原油的电阻率，同时油层的物性越好，造成泥浆径向侵入越深，差异越明显，泥浆的侵入使测深较浅的电测井值较高，同时也远比测深较深的电阻率值高的多。

3识别技术研究

3.1声波时差与电阻率交会图版

油水层判别标准的确定是以试油结果作依据，与地质参数统计而得到。在具体应用中需要结合录井、取心等多种资料以及试油资料加以完善。

1)延6油水层识别标准。以试油结果为依据，结合测井参数得到延6储层油层电阻率值大于10 Ω·m，声波时差值大于228 us/m (图2)。

图2　延6层声波时差与电阻率交会图

2)延7、延8油水层识别标准。以试油结果为依据，结合测井参数得到延7和延8储层油层电阻率值大于7 Ω·m，声波时差值大于227 us/m(图3)。

3)延9、延10油水层识别标准

以试油结果为依据，结合测井参数得到延9和延10储层北部油层电阻率值大于4 Ω·m，声波时差值大于230 us/m；南部油层电阻率值大于6 Ω·m，声波时差值大于227 us/m (图4、图5)。

图3　延7、延8层声波时差与电阻率交会图

图4　北部声波时差与电阻率交会图

图5　南部声波时差与电阻率交会图

实例分析：对罗257东部两口骨架井(虎8-40、虎11-34井)延9层二次改造试油分别获19.2 t、13.2 t纯油，扩大了罗257区东部油藏建产规模，新增钻井15口。

虎8-40井解释依据：电阻率曲线呈山字型，结合AC-Rt图版，声波时差233 μs/m，电阻率6.0 Ω.m，解释为油层。

虎11-34井解释依据：电阻率曲线呈台阶型，结合AC-Rt图版，声波时差230 μs/m，电阻率8.1 Ω.m，解释为油层。

3.2视地层水电阻率与自然伽马交会图版

环江地区为淡水泥浆钻井，地层水性质变化小，使用自然伽马相对值△GR与视地层水电阻率作交会图版来识别油水层，视地层水电阻率Rwa(Rt)体现储层含油性的变化；自然伽马相对值△GR标志着储层岩性的变化，具体见公式(1)和公式(2)。

(1)

Rwa(Rt)=Rt·Φm

(2)

式中：GR-目的层自然伽马测量值，API；GR min-目的层所在沉积旋回内“纯砂岩”的自然伽马测量值，API；GR max-目的层所在沉积旋回内“纯泥岩”的自然伽马测量值，API；Rt-地层电阻率(取值为深电阻率测量值)，Ω·m；φ-储层孔隙度(采用声波或者中子-密度交会计算)，f；m-孔隙结构胶结指数，取值为2；Rwa(Rt)-通过电阻率和孔隙度计算的视地层水电阻率，Ω·m；

延6油水层识别标准:以试油结果为依据，结合测井参数得到延6储层油层自然伽马相对值小于0.5，视地层电阻率大于0.21 Ω.m(图6a)。