渤海海域常压油藏实测地层压力与流体性质关系

钱赓,穆鹏飞,杨海风,黄振,郑彧

(中海石油(中国)有限公司天津分公司渤海石油研究院,天津 300450)

0 引 言

依据水静力学基本原理,重力场中常压油藏地层压力—深度线性关系常作为分析流体性质的重要依据并得到广泛应用[1-5]。大量的常压油藏连续测压数据研究发现,油层顶部电缆测压数据往往出现增压,表现为实测地层压力随深度变浅逐渐高于其等深折算压力。区别于钻井液侵入引发的增压及超压(指在特低渗透率储层,一般小于0.5 mD*非法定计量单位,1 mD=9.87×10-4 μm2,下同,由于钻井液侵入,实测地层压力偏高且为超压的现象)[1],本文所述增压数据特征为正常地层压力数据、存在于单相流体顶部、受储层物性影响较小。增压数据偏离常压油藏地层压力—深度线性趋势,导致实测地层压力与深度数据拟合方案存在不确定性,给常压油藏流体性质与分布规律的精细研究带来一定困难。因此,充分认识实测地层压力与流体性质关系是解决上述问题的关键。

本文以渤海海域诸多常压油藏为研究对象,首先利用水静力学理论建立实测地层压力与流体密度数学关系;再结合原油物性分析数据,探讨流体性质变化如何影响实测地层压力测量结果与变化趋势。利用常压油藏连续测压数据精细预测单相流体性质特征与分布规律,以期加强实测地层压力与流体性质关系的研究深度,增强流体物性分析的时效性与全面性,减少对流体性质与油藏模式的误判,提高油藏描述精度与油藏勘探开发方案的合理性。

1 压深解释方案的不确定性

电缆测压作业以其对常压油藏流体性质、流体界面、储层连通性等判断的时效、准确、便捷特点得以广泛应用。在东部渤海湾盆地渤海油田,常压油藏勘探阶段、开发初期,几乎所有探井与开发井均要进行测压作业以建立地层压力—深度线性关系分析常压油藏流体物性与分布规律特征。分析常压油藏连续测压数据过程中发现,单相流体顶部增压现象明显而普遍(见图1),且不同程度地干扰地层压力—深度线性解释方案、流体性质以及油藏模式判断。

图1 常压油藏单相流体顶部实测地层压力增压*非法定计量单位,1 psi=6 894.76 Pa,下同

图2 渤海湾盆地N-1井测井成果与MDT增压现象[6-7]

以渤海湾盆地N-1井在某常压油藏钻遇的2段水层为例,水层顶部实测地层压力高于折算压力,为增压数据。导致压力—深度线性解释方案有2个:①整体数据拟合,水层全部测压数据与深度拟合得地层流体密度为0.88 g/cm3,与测井解释及试油结论(水层)不符;②排除增压数据拟合,如果排除水层顶部增压数据,拟合地层流体密度值为1.00 g/cm3,与结论相符(见图2)[6-7];但根据同一压力系统地层压力的一致性,2套水层不属于同一压力系统,即不属于同一个常压油藏,该结论与开发现状不符。常压油藏单相流体顶部增压数据的成因研究是合理利用连续测压数据、解释地层压力—深度方案、分析流体物性与分布规律特征的关键[8-9]。

2 常压油藏增压数据成因分析

2.1 “U型水银测压计”物理模型

水静力学是研究液体在静止或相对静止状态下的力学规律及其应用,作用在液体上的质量力只有重力,均质性液体内部压力等值传递即存在等压面,且流体界面为等压面,适用于常压油藏地层压力分布规律研究。常压背景下,地层压力为渗透性地层中的流体压力,地层压力全部由流体本身所承担[10-11]。

“U形水银测压计”,一端连接到所要测量的压力点,另一端与大气相通,U形管右侧水银柱的高度反映左侧测压点压力大小;常压油藏同为一个半封闭式的流体系统,圈闭内为岩性或断层遮挡,其下部地层水通过渗透层或断层与地表水沟通(见图3)。因此,借用U型水银测压计原理研究常压油藏物理模型,将水静力学基本原理、等压面概念拓展到常压油藏“U形水银测压计”物理模型,并建立地层压力—原油密度函数关系。

图3 常压油藏“U形水银测压计”物理模型

常压油藏物理模型中,油水界面为等压面,界面深度位置油层与水层的地层压力相等。

对于纯油区部分

p1=p+ρogh

(1)

对于纯水区部分

p2=p0+ρwgHowc

(2)

纯油区地层压力

p=p0+ρwgHowc-ρogh=

p0+ρwgHowc-ρog(Howc-H)

(3)

式中,p1为纯油区地层压力,psi;p2为纯水区地层压力,psi;p为实测地层压力,psi;p0为大气压力,psi;ρo为地层原油密度,g/cm3;ρw为地层水密度,g/cm3;h为测压点与油水界面高差,m;Howc为油水界面深度,m;H为测压点深度,m;g为重力加速度,m/s2。

针对某一常压油藏,油水界面Howc、地层水密度ρw、大气压力p0和重力加速度g为常量,p1=p2,影响纯油区实测地层压力的因素除测点深度H外,还有地层原油密度ρo。式(3)中,地层原油密度越小,某深度实测地层压力越大,且高于该深度折算压力,地层原油密度变化是油层顶部增压的关键参数。

2.2 常压油藏地层压力增压规律

折算压力是依据实测地层压力计算的某深度压力,其理论基础为假设常压油藏原油密度基本恒定,而实际上在重力分异作用下原油密度在纵向上存在变化。由式(4),实测地层压力与其折算压力的差值与地层原油密度变化有关,实际原油密度与理论相差越大,地层压力与其折算压力差越大,反之亦然。

地层压力与其折算压力差

Δp=p-p′=Δρog(Howc-H)

(4)

式中,Δp为实测地层压力与其折算压力差,psi;p′为折算压力,psi;Δρo为实际与理论地层原油密度差,g/cm3。

分析渤海海域诸多常压油藏实测地层压力—深度关系,纯油区顶部实测地层压力增压现象普遍:纯油区中—深部,实测地层压力与其折算地层压力接近,即非增压段;向纯油区顶部,实测地层压力逐渐高于其等深折算地层压力,即增压段,地层原油密度的变化是油层顶部增压的关键(见图1)。

3 实测地层压力与流体物性关系分析

受重力或密度差异控制,纯油区原油性质按密度分异,包括原油物理性质与化学组成的分异,原油成分浓度梯度与原油物性密度梯度的不均一性[12-16]。以渤海海域50余中-高渗透率常压油藏为研究对象,结合连续测压与原油PVT数据,证实原油密度分异是常压油藏油层顶部增压的关键;印证连续测压数据能够反映常压油藏单相流体密度分异特征[17-22]。

3.1 利用原油物性分析地层压力变化

以渤海北部海域LD油田古近系东二上段常压油藏为例,LD-X井进行3次PVT化验分析(见图4),油藏深部2 445 m、顶部2 414 m与2 410 m原油饱和压力分别为15.3、17.7、21.0 MPa,气油比分别为82、136、141 m3/m3,地层原油密度分别0.806、0.720、0.692 g/cm3,地层原油黏度分别为5.75、0.72、0.70 mPa·s(见表1)。原油物性参数与深度关系上,油藏顶部2 414 m以上饱和压力迅速升高、气油比也远高于油藏中—深部(见图5)。油藏顶部高饱和压力、高溶解气量,导致地层原油密度、黏度减小,原油密度分异特征明显。

图4 LD-X井东二上段测井成果与测压取样图

该井段有效实测压力数据6个,油藏顶部实测地层压力出现增压现象(见表2)。地层压力—深度关系中,整体拟合:全部测压点拟合地层原油密度0.784 g/cm3,与油藏顶部原油密度偏低不符,且不足以全面表征流体性质分布规律;分段拟合:油藏中—深部(非增压段)拟合地层原油密度0.787 g/cm3,顶部(增压段)拟合地层原油密度0.692 g/cm3(见图6),分段拟合结果与PVT化验分析、原油物性分布规律一致。

常压油藏原油PVT分析数据证实:①原油非均质性特征表现为原油物性按密度分异,在纯油区顶部(增压段)原油密度迅速减小,油藏中—深部(非增压段)原油密度基本稳定;②常压油藏物理模型建立的地层压力与地层原油密度关系,匹配常压油藏实测地层压力分析,合理地解释并证实了原油密度减小是常压油藏顶部实测地层压力增压的关键;③地层压力—深度关系中,识别油藏顶部增压数据,分段拟合的地层原油密度与PVT化验分析、原油物性非均质性规律一致。

表1 LD-X油田东二上段地层原油高压物性分析数据表

图5 LD-X井东二上段原油PVT数据与原油非均质性规律

表2 LD-X井东二上段MDT测压数据

*非法定计量单位,1 cP=1 mPa·s

图6 LD-X井东二上段地层压力剖面与增压现象

3.2 利用连续测压印证单相流体密度分异

图8 BZ-X井增压现象与地层压力—深度解释剖面

渤海南部海域BZ-X井在古近系东三段钻遇辫状河三角洲砂体,为中孔隙度、高渗透率储层,测井解释为水层。2 318～2 345 m、2 345～2 372 m井段进行2次连续取心作业。后者岩心描述为浅灰色-暗灰色中粗砂岩,无荧光显示,符合水层测井解释结论;前者岩心描述为含砾砂岩、砂砾岩,岩心顶部20 cm位置(黄框)出现油浸级别油气显示,其中顶部5 cm位置粗砂岩油浸显示明显(见图7)。水层顶部溶解部分流体密度更低的原油,整体流体密度变低,水层顶部是否存在增压是验证能否利用连续测压资料精细研究流体物性与变化规律的关键。

图7 渤海南部海域BZ-X井测井与岩心荧光扫描柱状图

该井段进行8次测压作业,其中1号、2号测压点的实测地层压力增压现象明显,压力—深度剖面中实测地层压力高于其折算压力(见图8、表3)。地层压力—深度拟合方案:①整体拟合,地层流体密度为0.960 g/cm3,与水层测井解释结论、取心结论存在差异;②分段拟合,水层中深部(非增压段),实测地层压力与深度拟合关系较好,地层流体密度为0.982 g/cm3,与水层测井解释结论、取心结论存在更为接近;水层顶部(增压段),地层流体密度为0.769 g/cm3,印证了取心段顶部油浸显示、证实水层顶部存在流体密度分异。

表3 渤海南部海域BZ-X井东三段MDT测压数据

分析渤海海域50余个常压油藏实测地层压力—深度关系,纯油区顶部实测地层压力增压现象普遍:①非增压段(纯油区中-低部),实测地层压力与其折算地层压力接近,地层原油密度基本稳定;②增压段(向纯油区顶部),实测地层压力逐渐高于其折算地层压力,地层原油密度偏低。

原油密度分异是常压油藏油层顶部增压的关键,利用连续测压数据能够反映常压油藏单相流体密度分异特征。明确了常压油藏实测地层压力与流体性质关系,利于建立更加合理的压力—深度关系,提供更加精细流体性质与分布规律研究。如图2渤海湾盆地N-1井,2套压力—深度解释方案与测井(试油)结论、油藏模式矛盾,明确了实测地层压力与流体性质关系:①非增压段流体性质稳定,为水层,与测井(试油)结论不矛盾;②水层顶部流体密度偏低可能是产生增压的关键,与渤海南部海域BZ-X井阐述情况类似,属于统一常压油藏单相流体密度分异的结果。

由于钻井液侵入引起的增压现象往往发生在特低渗储层(一般小于0.5 mD),且为超压。而本文研究内容是常压背景下由于原油非均质性引起的增压,研究目标为渤海海域50余中-高渗透率常压油藏实测地层压力与原油物性特征,研究内容与目标均区别于前者。

利用实测地层压力分析地层流体性质应排除储层非均质性干扰,保证同一油藏、储层连通前提下分析实测地层压力与地层流体性质关系[5]。

4 结 论

(1) 利用水静力学理论建立实测地层压力与流体密度数学关系,解释了原油密度分异是常压油藏油层顶部增压的关键;结合原油物性分析数据,证实常压油藏单相流体密度分异影响实测地层压力测量结果与变化规律,反之利用常压油藏连续测压数据能够精细预测单相流体性质特征与分布规律。

(2) 以渤海海域50余个常压油藏为研究对象,顶部实测地层压力增压现象普遍,地层压力与流体密度关系:非增压段(纯油区中—深部),实测地层压力与其折算地层压力接近,地层原油密度基本稳定;增压段(向纯油区顶部),实测地层压力逐渐高于其折算地层压力,地层原油密度减小。

(3) 利用连续测压数据分析常压油藏单相流体性质,应充分地认识到实测地层压力与流体性质关系、考虑到流体密度分异对实测地层压力数据的影响,特别是油藏顶部增压数据产生的原因以及对压力—深度解释方案的干扰,以减少对流体性质、油藏模式的误判,提高油藏描述精度与油藏勘探开发方案的合理性。