徐錦繡,趙書錚,陳紅兵,熊鐳,朱猛

(中海石油(中國(guó))有限公司天津分公司渤海石油研究院,天津 300459)

0 引 言

SZ油田位于渤海灣北部海域,是在湖相三角洲沉積背景下形成的一個(gè)大型重質(zhì)稠油油藏。經(jīng)過(guò)一期、二期十幾年注水開發(fā),各區(qū)塊陸續(xù)進(jìn)入中、高含水階段,因此,需進(jìn)行綜合加密調(diào)整。關(guān)鍵在于摸清油田注水開發(fā)中油層巖性、物性、電性和含油性的變化,這對(duì)于油田綜合調(diào)整、剩余油挖潛的開發(fā)效果至關(guān)重要。常規(guī)的做法是在加密井中進(jìn)行系統(tǒng)的油基泥漿密閉取心[1-2],或者監(jiān)測(cè)周邊老開發(fā)井的飽和度變化[3-5],分析水淹及剩余油分布情況,從而制定開發(fā)方案。但是海上油田由于成本高的原因,取心資料嚴(yán)重不足,也缺乏時(shí)間推移飽和度測(cè)井資料,因此,利用常規(guī)測(cè)井資料進(jìn)行水淹層評(píng)價(jià)迫切成為重要的研究課題。本文以已進(jìn)入中、高含水期的一期開發(fā)井和其中的密閉取心井B19井作為研究對(duì)象,研究探討了基于常規(guī)測(cè)井資料的水淹層定量評(píng)價(jià)思路和方法,并形成1套技術(shù)體系,在整個(gè)油田綜合調(diào)整中實(shí)際應(yīng)用效果良好。

1 水淹層測(cè)井響應(yīng)特征及機(jī)理分析

油田注水開發(fā)后,一方面注入水驅(qū)替了油層孔隙中的油使含油飽和度降低,而且水淹層長(zhǎng)期受注入水沖刷造成孔喉略有增大[6];另一方面注入水與原狀地層水混合,改變了原始地層水礦化度[7-8],從而水淹層的巖性、物性、電性和含油性都有一定程度的變化[9]。通過(guò)分析這些變化規(guī)律,并與測(cè)井曲線相結(jié)合,建立二者之間的量化關(guān)系,是測(cè)井定量評(píng)價(jià)水淹層的核心思想。

1.1 水淹層物性特征

研究的目的層是下第三系東營(yíng)組下段,儲(chǔ)層巖性為長(zhǎng)石石英砂巖,具有高孔隙度、高滲透率的特點(diǎn),較疏松。B19井巖心分析資料表明,水淹前后油層平均孔隙度、滲透率分別為32.1%和2 889.7 mD*非法定計(jì)量單位,1 mD=9.87×10-4 μm2,下同,而鄰井未水淹同層平均孔隙度和滲透率分別為31.2%和1 967.9 mD;儲(chǔ)層泥質(zhì)含量均值略有下降,大約從10%下降到6%。表明水淹對(duì)高孔隙度高滲透率油層的物性未造成明顯影響。

1.2 水淹層機(jī)理分析

SZ油田十幾年注水歷史,主要是東營(yíng)組地層生產(chǎn)污水回注,目前產(chǎn)出水的礦化度主要分布范圍在6 000～8 000 mg/L,與東營(yíng)組原始地層水礦化度為6 071～6 540 mg/L相差不大,地層水電阻率為0.4 Ω·m,遠(yuǎn)遠(yuǎn)低于油層電阻率。

從B19井實(shí)測(cè)驅(qū)替實(shí)驗(yàn)來(lái)看,Rt—Sw交會(huì)圖表現(xiàn)為典型的L型[10]。這是由于SZ油田長(zhǎng)期注入比原始油層電阻率低的地層水,故隨著注水持續(xù)進(jìn)行,原狀地層電阻率將持續(xù)降低,油層的深側(cè)向電阻率隨水淹程度的增加而呈單調(diào)下降的趨勢(shì)。

1.3 水淹層電性特征及水淹規(guī)律

根據(jù)上述水淹機(jī)理,隨著注入水逐漸驅(qū)替地層中的油,導(dǎo)致地層電阻率不斷降低。根據(jù)Archie公式(G.E.Archie,1942),經(jīng)驗(yàn)系數(shù)取a=b=1,m=n=2,得到

(1)

式中,Rt為地層真電阻率,Ω·m;Rwz為地層水混合液電阻率,Ω·m;φe為有效孔隙度,小數(shù);Sw為含水飽和度,小數(shù)。

當(dāng)?shù)貙铀耆蛔⑷胨畯?qiáng)水淹時(shí),假設(shè)被水淹砂層孔隙度為0.35,地層水混合液電阻率為0.4 Ω·m,根據(jù)巖心壓汞、相對(duì)滲透率等資料可知井區(qū)殘余油飽和度大約為0.30,代入式(1)可得強(qiáng)水淹層電阻率為7 Ω·m左右。要判定純砂巖油層是否完全被水淹,則其電阻率可降至極限值7 Ω·m甚至更低(見(jiàn)圖1)。K4井強(qiáng)水淹處的電阻率曲線與鄰近老井相比下降很多,而且隨著水淹程度的增加,電阻率逐漸下降,強(qiáng)水淹處電阻率為7 Ω·m以下。

油層水淹后,由于砂體沉積韻律復(fù)雜,平面上、縱向上非均質(zhì)性較強(qiáng),水淹規(guī)律受沉積韻律和重力作用的影響,導(dǎo)致水驅(qū)開發(fā)過(guò)程中油層水驅(qū)效果有較大的差異[21]。

對(duì)于水淹規(guī)律的認(rèn)識(shí),在測(cè)井評(píng)價(jià)水淹層的合理性中起到了一個(gè)框架的作用。總體來(lái)說(shuō),層內(nèi)水淹特征符合規(guī)律認(rèn)識(shí),正韻律下部水淹,反韻律上部水淹韻律;厚油層主要表現(xiàn)為底部水淹,頂部水淹較少,主要出現(xiàn)在反韻律沉積且滲透率級(jí)差大于5的砂體中;層內(nèi)物性?shī)A層控制縱向水淹,層內(nèi)單韻律符合底部水淹特征(見(jiàn)圖2)。

1.4 水淹層定性判別

圖1 SZ油田K4井水淹層電測(cè)曲線與鄰井對(duì)比圖

通過(guò)統(tǒng)計(jì)不同水淹級(jí)別的電阻率分布范圍,可以定性地判斷水淹級(jí)別。如果直接用測(cè)量得到的電阻率進(jìn)行統(tǒng)計(jì)的話,水淹程度和泥質(zhì)含量都會(huì)對(duì)電阻率造成降低[11]。

圖2 SZ油田水淹規(guī)律認(rèn)識(shí)圖

考慮到泥質(zhì)附加導(dǎo)電,對(duì)電阻率進(jìn)行簡(jiǎn)單的泥質(zhì)校正后再進(jìn)行統(tǒng)計(jì),可將泥質(zhì)造成電阻率下降的因素排除在外,水淹級(jí)別之間的電阻率界限會(huì)更清楚一些。電阻率泥質(zhì)校正公式為

Rdc=Rd/(1-ΔGR)

(2)

(3)

式中,Rdc為泥質(zhì)校正后地層電阻率,Ω·m;Rd為深側(cè)向地層電阻率,Ω·m;GR為自然伽馬測(cè)井值,API;GRmin為自然伽馬最小值;GRmax為自然伽馬最大值。

電阻率經(jīng)泥質(zhì)校正后,通過(guò)對(duì)不同水淹級(jí)別地層電阻率的統(tǒng)計(jì),發(fā)現(xiàn)電阻率能較好地區(qū)分水淹級(jí)別:未水淹層電阻率主要在40 Ω·m以上;弱水淹層電阻率主要在30～60 Ω·m之間;中水淹層電阻率主要在20～40 Ω·m之間;強(qiáng)水淹層電阻率主要在5～20 Ω·m之間。這為后續(xù)定量解釋水淹層時(shí),根據(jù)水淹程度選取合適的解釋參數(shù)打下基礎(chǔ)。

2 水淹層定量評(píng)價(jià)技術(shù)

2.1 技術(shù)路線

基于以上分析,在調(diào)整井中可以用實(shí)測(cè)水淹層電阻率計(jì)算當(dāng)前含水飽和度,用油田已有資料計(jì)算水淹層原始含水飽和度,再利用兩者之間的差異計(jì)算驅(qū)油效率,然后結(jié)合油田水淹級(jí)別判別表,建立水淹級(jí)別定量解釋方法。

驅(qū)油效率定義為

(4)

式中,η為驅(qū)油效率,小數(shù);Sw為目前含水飽和度,小數(shù);Swi為束縛水飽和度,小數(shù);So,OIP為原始含油飽和度,小數(shù);So為目前含油飽和度,小數(shù)。

以驅(qū)油效率為核心,建立了技術(shù)路線(見(jiàn)圖3)。

圖3 水淹層定量解釋技術(shù)路線

2.2 含油飽和度計(jì)算

水淹前后測(cè)井飽和度計(jì)算皆采用印尼公式

(5)

式中,Rt為地層真電阻率,Ω·m;Rclay為泥巖電阻率,Ω·m;Rw為地層水電阻率(水淹后為地層水混合液電阻率),Ω·m;Vcl為泥質(zhì)含量,%;φ為有效孔隙度,小數(shù);Sw為含水飽和度,小數(shù);a為巖性系數(shù);m為膠結(jié)指數(shù);n為飽和度指數(shù)。

水淹層定量評(píng)價(jià)技術(shù)的關(guān)鍵就是準(zhǔn)確計(jì)算當(dāng)前含油飽和度與原始含油飽和度[12]。針對(duì)不同計(jì)算對(duì)象,選取合適的參數(shù)值及輸入曲線,即可完成飽和度計(jì)算[13]。

2.2.1 膠結(jié)指數(shù)m和飽和度指數(shù)n

通常根據(jù)Archie公式結(jié)合巖心分析統(tǒng)計(jì)結(jié)果來(lái)確定巖電參數(shù)[14]a、b、m、n等的數(shù)值。水淹前(即OIP時(shí)期)東二下段a、b、m、n分別取值為a=1.0,b=1.0,m=2.17,n=2.0。

水淹后,根據(jù)B19井19塊巖心的巖電實(shí)驗(yàn)得出東二下段a、b、m、n分別取值為a=1.0,b=1.0,m=2.0,n=1.7。

前面研究提到水淹對(duì)高孔隙度高滲透率油層的物性未造成明顯影響,但是物性略有好轉(zhuǎn),這一點(diǎn)從m、n值變小也可以看出。因此,在利用泥質(zhì)校正電阻率進(jìn)行定性判別水淹級(jí)別基礎(chǔ)上,未水淹及弱水淹處采用OIP時(shí)期的巖電參數(shù),中、強(qiáng)水淹處采用B19井研究得出的巖電參數(shù)。

2.2.2 地層水電阻率Rw

OIP階段地層水電阻率研究結(jié)果為Rw=0.4 Ω·m。而近年來(lái)調(diào)整井產(chǎn)出水分析電阻率平均值為0.3 Ω·m。在實(shí)際解釋過(guò)程中,地層水電阻率應(yīng)是原狀地層水與注入水混合后的值,根據(jù)導(dǎo)電并聯(lián)理論,地層水混合液電阻率簡(jiǎn)單計(jì)算為

(6)

2.2.3 驅(qū)油效率計(jì)算

驅(qū)油效率的關(guān)鍵參數(shù)是求取原始含油飽和度與當(dāng)前含油飽和度,2個(gè)飽和度的差值與原始含油飽和度的比值即為驅(qū)油效率,稱之為“雙飽和度法”。本文將論述2種方法求取原始含油飽和度:①通過(guò)求取原始電阻率,再計(jì)算原始含油飽和度;②通過(guò)求取束縛水飽和度來(lái)得到原始含油飽和度。

(1)原始電阻率反演法。含油飽和度能反映儲(chǔ)層物性,即油層電阻率與物性之間存在一定相關(guān)性[15-17]。統(tǒng)計(jì)發(fā)現(xiàn),SZ油田ODP開發(fā)井中(即未動(dòng)用時(shí))油層段深側(cè)向電阻率與物性曲線(GR、DEN等)關(guān)系對(duì)應(yīng)良好,基本上有鏡像關(guān)系,即物性好處對(duì)應(yīng)電阻率高,物性差處對(duì)應(yīng)電阻率低,電阻率與有效孔隙度相關(guān)系數(shù)較高(見(jiàn)圖4),這是實(shí)現(xiàn)在調(diào)整井中反演原始地層電阻率的關(guān)鍵所在。

圖4 SZ油田某小層深電阻率—有效孔隙度關(guān)系圖

由圖5可見(jiàn),在未水淹油層段反演原始電阻率(Rt反演)基本上與深側(cè)向電阻率(Rt實(shí)測(cè))重合,而在水淹層段,“Rt反演”比“Rt實(shí)測(cè)”較高,且水淹程度越強(qiáng),幅度差越大。

圖5 K7井電阻率反演結(jié)果示意圖*非法定計(jì)量單位,1 ft=12 in=0.304 8 m,下同

當(dāng)新鉆調(diào)整井時(shí),根據(jù)新井周邊老開發(fā)井的電性與物性統(tǒng)計(jì)規(guī)律,在新井上反演出原始油層電阻率,并根據(jù)OIP階段的測(cè)井解釋方法計(jì)算原始含油飽和度,然后利用新井實(shí)測(cè)的常規(guī)曲線和當(dāng)前飽和度參數(shù)計(jì)算目前含油飽和度,最后根據(jù)2種含油氣飽和度的差值(即雙飽和度法”計(jì)算驅(qū)油效率,就可以實(shí)現(xiàn)水淹層定量解釋。

值得注意的是,該油田有11個(gè)小層,各小層之間的沉積環(huán)境有所不同,物性和泥質(zhì)含量等參數(shù)也有所不同,本區(qū)物性在平面上、縱向上變化較大,非均質(zhì)性較強(qiáng)。為了使電阻率反演結(jié)果更加合理、可靠,必須進(jìn)行井內(nèi)、井間立體對(duì)比的模式,即在老井中縱向上合理分層、平面上根據(jù)沉積相、測(cè)井相合理選擇鄰井[18],建立各自的電阻率—孔隙度回歸公式。在新鉆調(diào)整井中,按層位選取合適的鄰層、按井位選取合適的鄰井,再選取相應(yīng)的公式實(shí)現(xiàn)新井水淹層原始電阻率反演,稱之為井內(nèi)與井間立體約束式原始電阻率反演。

(2)束縛水飽和度法。根據(jù)毛細(xì)管壓力分析資料,用孔隙度、泥質(zhì)含量和潤(rùn)濕性建立Sw,b經(jīng)驗(yàn)關(guān)系

(7)

式中,a、b、c為與巖性有關(guān)的經(jīng)驗(yàn)系數(shù)。

一個(gè)典型的表達(dá)式為

(8)

式中,當(dāng)φ/Vsh<0.26時(shí),取φ/Vsh=0.26,如果計(jì)算的Sw,b≤15%,取Sw,b=15%。

該經(jīng)驗(yàn)公式能很好地反映取心井束縛水飽和度的變化率。根據(jù)計(jì)算得到的束縛水飽和度,然后用1-Sw,b來(lái)得到原始含油飽和度。

3 水淹級(jí)別判斷

3.1 判斷標(biāo)準(zhǔn)

在前期研究階段中采用固定原油黏度進(jìn)行水淹級(jí)別判斷[19],但是在后期的隨鉆過(guò)程中發(fā)現(xiàn),由于SZ油田含油面積大,地下原油黏度由構(gòu)造高部位往低部位逐漸變大,且存在較大跨度,致使水淹層解釋效果欠佳。研究表明,隨著原油黏度增加,油相相對(duì)滲透率降低,水相相對(duì)滲透率升高,水驅(qū)油效率及最終采收率降低[20]。受此啟發(fā),分別運(yùn)用不同原油黏度進(jìn)行巖心相滲實(shí)驗(yàn),得到不同原油黏度下的水淹級(jí)別判別標(biāo)準(zhǔn)(見(jiàn)表1)。

表1 SZ油田不同地下原油黏度水淹級(jí)別判別標(biāo)準(zhǔn)

3.2 應(yīng)用效果及檢驗(yàn)

利用實(shí)測(cè)電阻率(Rt實(shí)測(cè))與反演得到的電阻率(Rt反演)分別計(jì)算目前含水飽和度Sw和原始含水飽和度Sw,OIP,即雙飽和度法計(jì)算驅(qū)油效率,根據(jù)上述水淹級(jí)別判別標(biāo)準(zhǔn),實(shí)現(xiàn)整個(gè)油田的水淹層定量評(píng)價(jià)。效果(見(jiàn)圖6)。未水淹處Rt實(shí)測(cè)與Rt反演相差無(wú)幾,驅(qū)油效率普遍較小;隨水淹程度增強(qiáng),Rt實(shí)測(cè)與Rt反演相差愈大,對(duì)應(yīng)驅(qū)油效率愈大。

在SZ油田密閉取心井B19井中進(jìn)行了分層測(cè)試,并在先導(dǎo)試驗(yàn)井B17、B18井中測(cè)產(chǎn)出剖面,目的是對(duì)測(cè)井定量解釋水淹層進(jìn)行驗(yàn)證。如果測(cè)井解釋水淹級(jí)別與測(cè)試產(chǎn)水率在一個(gè)級(jí)別范圍內(nèi),即為符合。根據(jù)測(cè)井解釋水淹層與生產(chǎn)測(cè)試對(duì)比符合率統(tǒng)計(jì)可知,二者符合率高達(dá)90%以上。

在SZ油田綜合調(diào)整中進(jìn)行了推廣應(yīng)用了這套水淹層定量評(píng)價(jià)技術(shù)體系。通過(guò)統(tǒng)計(jì)5口井單獨(dú)滑套控制生產(chǎn)驗(yàn)證水淹層定量解釋結(jié)果及在100余口調(diào)整井中實(shí)際應(yīng)用效果來(lái)看,預(yù)測(cè)含水率與實(shí)際生產(chǎn)情況符合率達(dá)到85%以上,為剩余油分布研究、調(diào)整井射孔方案、采取合理避水措施等提供了強(qiáng)有力的技術(shù)支持。

4 結(jié)論及建議

(1) 基于常規(guī)測(cè)井資料的水淹層定量評(píng)價(jià)技術(shù)體系在SZ油田取得了良好的應(yīng)用效果,該評(píng)價(jià)體系已在渤海其他油田成功推廣應(yīng)用,為油田綜合調(diào)整階段剩余油挖潛提供了技術(shù)保障。

圖6 SZ油田水淹層測(cè)井定量解釋成果圖

(2) 用原始電阻率反演法和束縛水飽和度法的雙飽和度法計(jì)算驅(qū)油效率,來(lái)定量評(píng)價(jià)水淹層的方法須建立在水淹對(duì)油層影響特征研究基礎(chǔ)上,包括物性、電性、巖電參數(shù)、地層水電阻率變化等,必要時(shí)對(duì)油層段進(jìn)行測(cè)井相劃分后分別進(jìn)行處理解釋,才能確保雙飽和度法計(jì)算驅(qū)油效率的準(zhǔn)確性。

(3) 當(dāng)油田地下原油黏度變化跨度較大時(shí),用固定的原油黏度做驅(qū)油效率實(shí)驗(yàn)得出的水淹級(jí)別判別標(biāo)準(zhǔn)固然不能代表全油田,采用變黏度水淹級(jí)別判別法更符合驅(qū)油規(guī)律,可以提高水淹層定量解釋的精度。因此,精確研究地下原油黏度分布規(guī)律也是確保水淹層定量解釋精度的關(guān)鍵。