井樓油田稠油水淹層常規(guī)測井響應特征研究

2015-07-02 01:40:20郭歡歡戴家才趙宏梅欒慶芝劉桂林

石油地質與工程 2015年2期

郭歡歡，戴家才，趙宏梅，欒慶芝，劉桂林

(1.長江大學研究生院，湖北武漢 430100；2.中國石化河南石油工程公司測井公司；3.中國石化河南油田分公司石油物探技術研究院)

郭歡歡1, 2，戴家才1，趙宏梅2，欒慶芝2，劉桂林3

(1.長江大學研究生院，湖北武漢 430100；2.中國石化河南石油工程公司測井公司；3.中國石化河南油田分公司石油物探技術研究院)

以石油地質學和測井學作為理論基礎，從巖心、巖電實驗、測井資料入手，對井樓油田稠油水淹層常規(guī)測井曲線的響應特征進行了深入細致的研究，得出了在稠油水淹層中電阻率呈不對稱“U”型、聲波時差增大、自然電位有異常(水淹初期異常幅度降低、中后期異常幅度正差異、邊水淹異常幅度增大)的測井響應特征，為下一步稠油水淹層測井解釋方法和標準的建立奠定了基礎。

井樓油田；測井特征；稠油；水淹層；巖電實驗；電阻率；自然電位

井樓油田是河南油田稠油開發(fā)的主力油田，經(jīng)過十幾年的開發(fā)，探明儲量動用程度已高達76%。1995年熱采區(qū)塊吞吐井已累積吞吐2573井次，平均單井吞吐6.4個周期。6周期以上的生產(chǎn)井231口，占吞吐井數(shù)的68%。

稠油區(qū)加密井測井儲層評價由于受蒸汽吞吐和邊水水淹的影響，油層存水范圍及分布狀況較難確定，稠油熱采水淹導致測井曲線響應特征異常，給測井精細解釋帶來諸多困難。為了弄清稠油油藏水淹后測井變化規(guī)律、滿足稠油水淹層測井評價需要、提高油田經(jīng)濟效益、延長油田經(jīng)濟有效開發(fā)期，開展了井樓油田稠油水淹機理與常規(guī)測井水淹層響應特征研究。

1 井樓油田地質概況

井樓油田地處河南省唐河縣古城鄉(xiāng)境內,構造上位于南襄盆地泌陽凹陷西斜坡,面積約50 km2。井樓區(qū)塊內部斷層不發(fā)育，但在其北部和南部主控斷層發(fā)育，并對油氣運移和聚集起著重要控制作用。其南部以背斜油藏為主，北部有斷鼻、地層不整合和巖性等多種類型油藏，油層具有埋藏淺、厚度薄、原油粘度稠、分布散的特點[1]。

井樓油田巖性主要為灰綠色及淺灰色礫巖、含礫砂巖、細砂巖、粉砂巖。儲集層以細砂巖為主，樣品占巖心取樣總數(shù)的64.7%；粒度中值范圍0.01～9.93 mm，平均值0.25 mm左右，粒度分布直方圖有明顯的峰值，表明儲層粒度分選性較好，顆粒較細，以細砂巖、粉砂巖為主。

油藏儲層膠結疏松，物性好，含油飽和度高。深度450 m以上井段取心觀察，油層似沙糖狀，原油瀝青質膠結。非油層或450 m以下油層，膠結相對較好。

2 稠油水淹機理實驗研究

本研究利用不成形稠油巖心巖樣，根據(jù)視顆粒密度大小構造三塊人工巖樣6-2、10-4、13-2，由于巖心直徑和長度較小，注蒸汽得不到較好的實驗效果，因此在實驗過程中直接利用蒸餾水對飽含油的巖心進行驅替，觀測巖心淡水驅替過程中的電阻率變化趨勢[2]。

2.1 稠油水淹電性特征變化規(guī)律

井樓油田稠油油藏存在兩種水淹形式，即蒸汽吞吐形成的淡水水淹和邊水水淹。利用鉆井取心分析資料和室內巖電實驗分析，對稠油層蒸汽吞吐的水淹后電性特征進行了深入的研究。實驗巖樣性質如表1所示，三塊巖樣蒸餾水驅替電阻率與含水飽和度關系如圖1所示。

從圖1中可以看到，巖心電阻率的變化形態(tài)呈現(xiàn)不對稱“U”型變化曲線特征，在含水飽和度小于0.5時，電阻率呈現(xiàn)快速下降的趨勢；在含水飽和度處于0.5～0.6時，電阻率幾乎沒有變化；在含水飽和度高于0.6時，電阻率呈小幅度的上升趨勢。這種現(xiàn)象主要是兩種因素在起作用：一是開始階段隨著注入水的增多，注入水與巖心中的束縛水混合，使巖心中導電通路不斷增多造成巖心整體電阻率下降；二是當巖心中飽含的油被不斷驅替出以后，由于巖心中的束縛水礦化度不斷被淡化，從而表現(xiàn)出巖心整體電阻率的上升[3]。

表1 巖樣實驗參數(shù)

圖1 巖樣蒸餾水驅替電阻率與含水飽和度關系

總之，對于淡水水淹的地層，相對于原始油層電阻率變化而言都是呈下降趨勢，注入淡水后期其電阻率并未高于油層。

2.2 稠油層水淹前后孔隙度、滲透率的變化

稠油層進行蒸汽吞吐和注氣開采，在采油層內形成的高溫、高壓環(huán)境，以及周期性吞吐開采對儲層孔隙度、滲透率以及孔隙結構都具有一定的改造作用。

弱水洗區(qū)，黏土受注入水浸泡發(fā)生膨脹，孔喉變窄，孔徑縮小，孔隙度和滲透率都會降低；強水洗區(qū)，由于注入水的沖刷，巖石孔壁上粘附的黏土被剝落帶走，泥質含量降低，孔喉增大，連通性變好，孔隙度和滲透率都將增大。

油層水淹之后，孔隙度和滲透率參數(shù)均有所增大，其增大率與巖性、礦物成分及其含量、以及水淹程度等因素有關。表2、表3為水驅前以及水驅10倍、20倍、50倍實驗巖心孔隙度、滲透率的變化數(shù)據(jù)[4]。

表2 不同驅替倍數(shù)水驅前后巖心孔隙度變化數(shù)據(jù)

注：Δφ表示孔隙度的增大值，δφ表示巖心孔隙度的相對增大率。

表3 不同驅替倍數(shù)水驅前后巖心滲透率變化數(shù)據(jù)

注：ΔK表示巖心滲透率的增大值，δK表示巖心滲透率的相對增大率。

從巖心水驅實驗可知，水淹倍數(shù)越大，巖心孔隙度和滲透率增大率就越大。其中孔隙度增大的最大絕對值為0.99%，而最大相對增大率為8.12%。滲透率增大的最大絕對值為167.8×10-3μm2，而最大相對增大率為121.4%。

巖心孔隙度小、滲透率低的儲層，水淹之后，雖然其孔隙度、滲透率相對增大率大，但是其絕對增大值變化不大。

巖心孔隙度、滲透率高的儲層，注入水很容易沖刷并帶走巖石孔隙表面的泥質和膠結物顆粒，極易形成連通性較好的孔隙通道，孔隙度、滲透率變化明顯。

3 稠油水淹層后測井響應特征分析

井樓油田稠油層開發(fā)主要是采用注蒸汽吞吐的方式，注采周期結束后，水蒸汽波及到井周圍油層。利用測井資料確定稠油水淹層位，應首先在水淹層和原始地層測井響應特征進行對比分析，根據(jù)對比分析結果，找出水淹層測井響應特征，為下一步水淹層的定性和定量解釋奠定基礎。

3.1 電阻率曲線整體呈降低趨勢

稠油水淹機理實驗已經(jīng)表明，淡水淹儲層電阻率整體呈降低趨勢。圖2是井樓油田不同時期鉆的兩口井，圖2A是一口老井(油層未水淹)，圖2B是一口新井(油層已水淹)，從圖中第三道可以看出，油層水淹前，電阻率值在200 Ω·m以上，油層水淹后，電阻率只有90 Ω·m，油層電阻率是水淹層電阻率的2倍左右，電阻率明顯降低。

3.2 聲波時差增大

圖2 油層與水淹層電阻率曲線對比

稠油水淹機理實驗已經(jīng)表明，淡水淹儲層孔隙度呈增大趨勢。圖3是井樓油田不同時期鉆的兩口井，圖3A是一口老井(油層未水淹)，圖3B是一口新井(油層已水淹)，從圖中第二道可以看出，樓XX井是該區(qū)油層水淹前打的一口采油井，該井聲波時差為340 μs/m，樓XY為樓XX井的鄰井，是油層水淹后打的一口評價井，油層水淹后，聲波時差增大為520 μs/m，主要是因為稠油層進行蒸汽吞吐開采后，導致地層中的原油或瀝青受溫度影響?zhàn)ざ冉档汀?/p>

3.3 井徑曲線和自然伽馬曲線在水淹層響應特征

井徑曲線對于水淹層和未水淹層沒有明顯的規(guī)律可循，但是在部分井中井徑曲線可以反映水淹部位和測井時地層壓力情況。

自然伽馬曲線對于水淹層反應的規(guī)律不明顯，根據(jù)目前總結的資料表明，自然伽馬值在部分水淹層變化不明顯，部分水淹層由于放射性礦物的堆積，造成局部自然伽馬增大的現(xiàn)象，但總體上沒有明顯的規(guī)律性[5]。

3.4 自然電位曲線

自然電位曲線幅度差變化與地層的滲透性、泥漿性能、地層水性質，以及鉆井泥漿與地層壓力之間的壓力差有關系，在原始稠油層，自然電位的幅度一般為負差異。在水淹初期，自然電位幅度差減小；在地層水淹情況較強的情況下，地層水礦化度被較大程度地淡化，自然電位幅度差則減小或出現(xiàn)正差異；在邊水水淹時，由于注入水礦化度與地層水礦化度相似，自然電位幅度差增大或這一特征不明顯，所以自然電位只能作為稠油水淹層判別的一條參考曲線。