雙河油田Ⅷ-Ⅸ油組強水淹層細分評價方法研究

李 翔,淡申磊,李大妮,周 代

(1.河南油田開發事業部,河南南陽473132;2.河南油田采油一廠地質研究所,河南南陽473132; 3.河南油田測井公司,河南南陽473132)

0 引 言

雙河油田是一個構造+巖性油藏,自1977年投入開發以來,經過30年的長期注水開發,Ⅷ-Ⅸ油組目前綜合含水已達97%以上,面臨著以水帶油、水中找油的艱難階段。目前厚油層基本上都處于中強水淹階段,在中厚強水淹層內找到潛力層和段,精、細、準搞清剩余油富集區、層和段是測井評價的難題。本文通過對儲層強水淹后,其電性、巖性和孔隙結構的變化特征分析研究,建立了強水淹層細分評價標準。

1 油藏地質特征

雙河油田位于泌陽凹陷西南部,構造面貌比較簡單且較完整,構造形態為一幅度平緩由西北向東南傾伏的不對稱鼻狀構造,西北抬起為單斜,構造面積約50 km2,疊加含油面積33.8 km2,閉合高度約450 m。含油氣層段主要為下第三系核桃園組第3段的Ⅰ-Ⅸ油組。其中Ⅷ-Ⅸ油組共有22個含油小層54個含油砂體,含油井段長約245 m。油氣聚集主要靠鼻狀構造、斷鼻和砂巖上傾尖滅復合圈閉。

1.1 巖性、物性特征

雙河油田儲層巖性粗,以礫狀砂巖、含礫粗-細砂巖和粉砂巖為主;分選差、厚度大、變化大、油藏韻律復雜、層間內非均質嚴重;儲集孔隙度變化范圍在1%～23%之間,峰值在13%左右;滲透率變化范圍在0.01～1 741 mD＊＊非法定計量單位,1 mD=9.87×10-4μm2,下同之間,平均值500 mD。雙河油田Ⅷ-Ⅸ油組屬于中低孔隙度低滲透率儲層。

1.2 流體性質

Ⅷ-Ⅸ油組地面原油密度0.84～0.85 g/cm3,70℃時原油黏度4.4～5.3 MPa·s,含蠟量26%,含硫量0.07%～0.08%,膠質瀝青含量為6%～8%,凝固點28～31℃。油層飽和壓力4.3～5.3 MPa,原始地層壓力20.3 MPa,油層條件下原油黏度2.3 MPa·s,油氣比為35～37 m3/t。地層水總礦化度6 000～18 800 mg/L,氯離子含量 2 000～9 500 mg/L。

2 基礎參數解釋圖版

孔隙度、滲透率圖版

相關系數為0.927,相對誤差為9.7%,絕對誤差為1.35%。

相關系數為0.932,相對誤差為28.9%。式中,A C為聲波時差,μs/m;φ為孔隙度,%;K為滲透率,× 10-3μm2。

粒度中值解釋模型

式中,Vsh為儲層的泥質含量,%;MD為粒度中值, μm。

油、水相對滲透率解釋圖版

式中,Kro為油的相對滲透率;Krw為水的相對滲透率;Swi為束縛水飽和度,小數;Sw為含水飽和度,小數;Sor為殘余油飽和度,小數。

含油飽和度圖版

Archie參數模型

飽和度指數(n)的確定

結合油田注水開發的實際情況及油田地層水礦化度的變化范圍,選用4種不同礦化度下的模擬油田注水開發實驗,建立了動態變化的n值,其方程為

孔隙度指數(m)的確定

利用4種飽和溶液礦化度實測的 m值與該溶液電阻率建立關系,經擬合計算其關系為

式中,RWZ為地層水電阻率,Ω·m。

3 強水淹層精細解釋評價

雙河油田注水開發經歷了2個階段:開發初期的淡水注入階段和目前污水回注階段。油田原始地層水總礦化度在6 000～18 800 mg/L之間變化;而目前注入水礦化度在10 000～15 000 mg/L之間變化。通過對巖心在12 000 mg/L和15 000 mg/L礦化度水驅實驗證明,這種高礦化度的污水回注必然導致強水淹層電阻率(Rt)的降低。

3.1 水淹機理實驗研究

圖1是雙觀×井的2塊巖心(用10 000 mg/L礦化度的水進行飽和)分別注入 12000、15 000 mg/L礦化度的水進行模擬儲層水驅油實驗時得到的Rt-Sw關系圖。

圖1 水驅油實驗Rt-Sw關系圖

(1)在注入水礦化度為原始地層水礦化度1.2倍的情況下,巖石電阻率的變化較為復雜,二者關系成“∽”型,巖心電阻率開始下降,然后出現回升,且回升后的電阻率低于原始巖心電阻率,回升到某一個值后巖心電阻率又開始下降。

(2)在注入水礦化度為原始地層水礦化度1.5倍的情況下,巖心電阻率與含水飽和度之間的關系基本上是隨著含水飽和度的增大,巖心電阻率成單調的遞減變化。

3.2 水淹層定量識別方法研究

3.2.1 重建油層原始電阻率法判斷水淹層

該區儲層內非均質比較嚴重,儲層原始含油狀況差異主要受儲層巖性、物性和含油性影響較大,而飽和度和產水率的計算受測井資料質量、解釋參數誤差的影響,單一利用產水率評價水淹層容易受到一些隨機、偶然誤差的影響。因此,結合油田巖心水淹機理實驗結論,在水淹后,如果恢復出儲層原始含油狀況下的電阻率(Rtc),利用 Rtc與目前水淹后電阻率的差異幅度,可以更準確地對水淹層進行解釋和判斷。

在研究工區內,選取了原始油層207個層的聲波(A C)、侵入帶電阻率(淺側向)2條受儲層含油性變化影響最小的曲線,建立了油層原始電阻率響應方程

相關系數 0.877。式中,Rtc為原始儲層電阻率, Ω·m。

圖2是××井的電阻率恢復對比圖。在井段2 290～2 310 m,共解釋1個油層(109號層)、3個弱水淹層(104、107、108號層)和2個強水淹層(105、106號層)。從圖2中可以看出油層和弱水淹層(104、107、108、109號層),計算的電阻率幾乎和原始油層的電阻率相同;2個強水淹層(105、106號層)計算的電阻率比目前測量的電阻率高,其中105號層大約高出45%左右;而106號層的強水淹電阻率下降幅度在70%左右(有重疊的面積可以看出),這說明解釋的2個強水淹是合理的,且105號層比106號層水淹程度稍低一些,剩余油相對較多一些,是下一步油田開發的主要層段。

圖2 ××井強水淹層電阻率恢復法對比圖

電阻率恢復法即利用計算的原始電阻率和目前的電阻率曲線進行重疊比對和計算二者的幅度差半定量地判斷水淹層。如果測井電阻率低于計算的原始電阻率20%以上,一般都是明顯的水淹特征。

3.2.2 水淹級別劃分

5級水淹層的劃分標準見表1。表1中ΔRt為電阻率相對幅度。

表1 水淹層分級評價標準

3.3 強水淹層細分標準

3.3.1 巖性和產水率標準

注水開發,注入水首先波及到大孔隙、巖性較粗的層段,電阻率普遍降低,這些層段強水淹后,描述儲層的巖性、物性和電性都發生了變化。因此,利用儲層巖性和電性的交會圖可以對強水淹層段進行細分,劃分出有潛力的層段,指導后期油田開發。

(1)電阻率之差(計算的電阻率與測量電阻率之差)在-0.5～0.7Ω·m之間變化,并且隨著儲層巖性變粗,這種差異由負差異變為正差異,當到粒度中值大于0.18 mm時,二者差異隨著粒度中值的增大而增大,此時儲層的產水率將達到94%以上,這樣的1級水淹儲層幾乎沒有什么潛力,即沒有開采的價值(見圖3)。

(2)當粒度中值大于0.18 mm后,產水率一般都大于94%。同時從實際資料(投產或試油)可以看出產水率在95%以上,產油量一般在0～0.4 t之間,并且當產水率大于98%后,儲層的產油量基本為0。因此,強水淹層的產水率變化范圍在80%～98%之間;當產水率大于98%,此時儲層幾乎為水層,沒有開采價值(見圖4)。巖性和產水率標準如下。

Ⅰ、Ⅱ類(優、良)有潛力層:粒度中值 MD≤0.18 mm,產水率(Fw)≤94%;

Ⅲ類(中)潛力較差層:粒度中值 MD>0.18 mm,98%>產水率(Fw)≥94%;

Ⅳ類(差)無潛力層:粒度中值MD>0.18 mm,產水率(Fw)≥98%。

圖3 儲層強水淹細分-粒度中值與電阻率關系圖

圖4 儲層強水淹產水率與巖性關系圖

3.3.2 孔隙結構標準

圖5是利用測井處理的孔隙結構參數(FZI)和電阻率差與計算電阻率之比[(ΔRt=(Rtc-Rt)/ Rtc)]的交會圖。圖5中強水淹層共分2個區域:潛力區和無潛力區。

圖5 電阻率相對幅度與孔隙結構關系圖

(1)強水淹層中具有開采經濟價值的儲層主要分布在電阻率相對幅度小于0.03,孔隙結構參數在0.6～1.6之間所包圍的區域內(圖5中的Ⅰ、Ⅱ類潛力層)。因為一方面這類儲層由于孔隙結構變差,存在一些細和比較彎曲的的喉道,物性比較差;另一方面注入水都沿著大孔隙和大喉道流走,這類孔隙喉道,即使被注入水強洗,也不能把喉道里的剩余油帶走。因此,儲層內的喉道里還存在著大量的剩余油,這類儲層是油田下一步在強水淹層內尋找潛力的方向和目標。

(2)圖5中另外一個無潛力分布區域中,儲層的孔隙結構比較好,儲層中由于存在大孔隙和大孔隙喉道。因此,注入水會波及到儲層的整個孔隙喉道,喉道內的原油幾乎全部被驅替。因此,這類儲層幾乎沒有什么剩余油可言,不具有開采價值,儲層的產水率一般都大于95%,孔隙結構參數一般都大于1.4。

強水淹層細分的孔隙結構標準如下。

Ⅰ、Ⅱ類有潛力儲層(優、良):0.6<孔隙結構(FZI)≤1.6,ΔRt≤0.03,80%≤Fw≤94%;

Ⅲ類潛力較差儲層(中):孔隙結構(FZI)> 1.4,ΔRt≥0.03,98%>Fw≥94%;

Ⅳ類無潛力儲層(差):孔隙結構(FZI)>1.4, ΔRt≥0.03,Fw≥98%。

3.3.3 電性標準

圖6是強水淹層的電阻率與孔隙度的交會圖。從圖6中可以看出Ⅰ類(優)潛力層主要分布在 Rt>-1.75φ+76.75以上的區域;Ⅱ類(良)潛力區主要分布在-1.7143φ+60≤Rt≤-1.75φ+76.75的區域內,并且Ⅰ類潛力區與Ⅲ、Ⅳ類(中、差層)無潛力區的差別明顯,因此在儲層識別上應非常容易。而Ⅰ類(優)潛力區和Ⅱ類(良)潛力區之間的差別小,在油田后期的開發中對Ⅰ、Ⅱ類潛力區的開發應謹慎。

圖6 電阻率與孔隙度交會圖

強水淹層細分的電性標準如下。

Ⅰ類(優)有潛力儲層:Rt>-1.75φ+76.75, 80%≤Fw≤94%;

Ⅱ類(良)有潛力儲層:-1.75φ+76.75>Rt≥-1.7143×φ+60,80%

表2 雙河油田Ⅷ-Ⅸ油組強水淹層細分標準統計表

Ⅲ類(中)潛力較差儲層:Rt≤-1.7143φ+60, φ≤11%,98%>Fw≥94%;

Ⅳ類(差)無潛力儲層:Rt≤-1.7143φ+60, φ>11%,Fw≥98%。

綜合上述4種強水淹細分標準,結合雙河油田Ⅷ-Ⅸ油組投產試油情況,建立雙河油田Ⅷ-Ⅸ油組強水淹層細分標準(見表2)。

4 應用效果評價

利用建立的各種數學地質模型,對研究工區的70口井進行了數字處理,對水淹層細分標準和水淹級別劃分標準的準確性進行了檢驗,結果各種地質參數符合油田地質規律,精度在80%以上。

精細解釋后,從中篩選出了13口井,44個優、良、中的層段,建議投產。措施后產油量由原來的日產5.2 t,到措施后的日產13.7 t,實現了日增油8.5 t。平均含水率也由原來的94.6%下降到86.8%,平均產水率下降了7.8%,現場驗證符合率達85%。

5 結論與建議

(1)利用電阻率恢復法判斷水淹層,在目前油田水淹后期是一種行之有效的手段。

(2)建立的強水淹層細分標準,指出了強水淹層中有潛力的部位,為油田下一步開發尋找剩余油指出了方向。

(3)建議在以后的開發調整井中,應加強水淹層定量解釋和厚油層細分解釋,為開發方案的設計實施提供技術依據。

[1] 俞 軍,王偉男,耿 昕,等.淡水驅替過程中巖石電性實驗研究[J].大慶石油地質與開發,2008,27(6): 140-142.

[2] 張審琴.水淹層測井解釋技術狀況與發展趨勢[J].青海石油,2000,18(2):29-33.

[3] 孫德明,褚人杰,王紹民,等.儲層條件下水淹油層測井響應機理實驗研究[J].國外測井技術,1997,12(2): 52-57.

[4] 夏朝暉,徐仁起,王朝霞,等.衛城油田高含水期水淹層巖電試驗與應用[J].江漢石油學報,2001,23(2): 87-88.

[5] 李 楨,駱 淼,楊 曦,等.水淹層測井解釋方法綜述[J].工程地球物理學報,2006,3(4):288-294.