GS油田中淺層水淹層測井解釋方法

宋祖勇,王謙,王愛明,柴新,郭華粘,崔海棟

(1.中國石油青海油田分公司, 甘肅 敦煌 841000;2.中國石油集團測井有限公司, 陜西 西安 710077)

0 引 言

GS油田中淺層N1-N21油藏地層飽壓差小,溶解氣量少,油藏綜合彈性壓縮系數較小,邊水驅動能量弱,因此,采取了早期注水保持地層能量的開發方式。采用井距250～300 m的反九點法注采井網,經過20多年的開發后油藏水淹嚴重,含水率較高,剩余油分布復雜,水淹層解釋符合率較低,制約了油藏開發方案編制與精細治理措施制定。研究區水淹層解釋評價工作主要依據測井資料進行定性識別[1-4],結合生產動態與地層水化驗分析資料,依據阿爾奇公式求取含水飽和度評價水淹程度。由于地層水化驗分析覆蓋范圍小,導致計算含水飽和度與實際地層情況差異較大。已有的水淹層解釋評價技術體系不能滿足目前生產開發的需求,急需在巖石物理實驗的基礎上開展針對性研究,明確儲層水淹特征與機理,形成一套水淹層定性、定量解釋評價技術體系,為油田開發提供測井技術支持。

1 GS油田儲層特征

GS油田N1-N21油藏是在區域湖退背景下沉積的辮狀河三角洲-淺湖沉積體系。儲層巖石中碎屑以石英、長石為主,其次為沉積巖和變質巖巖塊,巖石類型以長石砂巖、巖屑砂巖為主,巖屑長石砂巖、長石巖屑砂巖為次。儲集空間以粒間孔隙為主,縱向上隨埋深增加物性變差,孔隙度主要分布在12.2%～22.9%,滲透率主要分布在8.6～196.8 mD[注]非法定計量單位,1 mD=9.87×10-4 μm2,下同,總體上屬中孔隙度、中滲透率儲層。N1-N21油藏主要受構造控制,同時也受巖性影響,油藏油水分布的主要特點是:高部位含油,低部位含水,主要含油區的上傾部位均為斷層遮擋控制,且各斷塊的含油層位、油水界面及油層富集程度相差較大,GS油田N1-N21油藏為典型的巖性構造油藏。

2 油藏水淹特征與機理分析

2.1 水淹后儲層特征變化

為系統評價GS油田的水淹機理與油藏當前水淹狀況,GS油田新鉆評價井X865X(見圖1)。該井開展了目的層系統取心,完成了相關配套巖石物理實驗,為從巖石物理基礎實驗分析水淹層變化特征及規律提供了基礎資料。從圖1可見,該井1660～1679m為典型油層,1776～1786m為典型水淹層,油層段的密閉取心分析含油飽和度大于50%,水淹層段的密閉取心分析含油飽和度基本小于30%。

圖2為油層與水淹層的壓汞特征曲線對比圖,在X865X井的1660.85、1661.48、1677.32、1780.37、1781.54m和1784.04m處分別開展了壓汞實驗分析(見表1):儲層水淹后,排驅壓力將低,最大孔喉半徑及中值半徑變大,最大進汞飽和度升高,同時退汞率變低,表現為儲層水淹后微觀孔隙結構變好的特征,沖刷孔隙表面的膠結物被注入水帶走,改善了孔喉分布及孔隙的連通性[5-6]。

表1 壓汞實驗分析數據

圖3為油層與水淹層的相滲特征曲線對比圖,X865X井的1 660.40、1 777.78 m處分別開展了相滲實驗分析(見表2):儲層經受長期水驅后,相對滲透率曲線發生顯著的變化,主要表現為束縛水飽和度和殘余油飽和度降低,油水共滲范圍增加,儲層親水性加強,水相相對滲透率增大,反應出儲層微觀孔隙結構變好的特征。通過水淹前后相滲實驗巖心的物性數據可知,水淹后巖心的滲透率會變好,容易出現低孔隙度高滲透率的情況。

圖3 水淹前后相滲特征曲線對比圖

表2 油水相滲實驗分析數據

圖4為油層與水淹層的巖石薄片分析對比圖,在X865X井的1 661.35～1 661.85 m、1 661.89～1 662.39 m、1 780.70～1 781.3 m、1 783.43～1 784.03 m處分別開展了巖石薄片實驗分析。巖石鑄體薄片是一種直觀觀測孔隙微觀結構的實驗方法,未水淹段的儲層[見圖4(a)、(b)]孔隙空間以粒間孔為主,孔隙較大但顆粒間的喉道較窄,孔喉直徑比較大;水淹段的儲層[見圖4(c)、(d)],孔隙屬于大孔粗喉,孔喉直徑比變小,具有較高滲透能力,表現為受注入水沖刷孔隙連通性變好的特征。

油藏注水開發過程中,由于水流沖洗作用造成巖石中黏土顆粒脫落、運移等現象發生,造成巖石膠結物下降、顆粒接觸變差,改變了儲層的孔隙結構及連通性,甚至會形成空洞狀的水流通道等情況,一般測井資料均會有一定的響應。同時,隨著儲層水淹程度的不同,測井曲線的形態、幅度值、相互之間的匹配性等都發生著不同程度的變化[7],為定性識別水淹層提供了豐富的測井信息。

圖4 水淹前后巖石薄片分析對比圖

2.2 油藏水淹機理分析

水驅油巖電是模擬水淹過程中巖石電性特征隨含水飽和度變化的實驗,對認識油藏水淹后電阻率變化規律具有重要的指導意義[8-10],圖5為不同物性下的水驅油巖電實驗。通過巖電實驗的分析得到4點認識:①在含水飽和度小于60%的時候,隨著含水飽和度的增加電阻率降低,受注入水礦化度影響較小;②物性越差電阻率越高,隨含水飽和度增加電阻率升高的拐點越靠前;③注入水總礦在80 000 mg/L以上時,高水淹后(含水飽和度大于65%)儲層電阻率降低,注入水總礦為40 000 mg/L儲層高水淹后與原始電阻率差異較小;④注入水總礦在20 000 mg/L以下時,有效儲層強水洗后(含水飽和度大于70%)電阻率才能超過20 Ω·m。

圖5 水驅油巖電實驗分析圖

油水相滲實驗可以分析儲層在水淹過程中油水滲流特性及含水飽和度與產水率的關系,圖6為GS油田油水相滲實驗分析圖。研究區相滲實驗分析的束縛水飽和度在20%～40%之間,殘余油飽和度在30%左右,其等滲點飽和度大于50%,表明儲層巖石以親水為主;物性越差,油水兩相流動范圍窄,無水采油期越短,含水率曲線斜率越大,注水一旦突破,含水快速上升;儲層物性越好,含油飽和度為殘余油時所對應的水相相對滲透率越大,此類儲層水淹通道一旦形成,對物性差的射孔層壓制性較強。

相滲實驗表明當含水飽和度達到60%時,產水率在90%以上儲層為高水淹。結合巖電實驗分析結果,對于物性較好的儲層含水飽和度達到60%前隨含水飽和度的增加電阻率降低,受驅替水礦化度影響較小,所以對于物性較好的儲層高水淹初期電阻率仍以降低為主,只有淡水強水洗后電阻率才逐漸升高。

圖6 油水相滲實驗分析圖

3 水淹層測井解釋方法與標準

3.1 水線法與流體替換法

為了更有效地定性識別水淹層,基于巖石物理實驗與測井資料建立了油藏視水層電阻率(儲層100%含水)與視油層電阻率反演計算方法,分別為水線法與流體替換法,其理論依據為阿爾奇公式[11-12]。

由阿爾奇公式可知,巖電實驗中100%含水巖心電阻率滿足

(1)

式中,F為地層因素,無量綱;RW為巖心飽含水樣電阻率,Ω·m;R0為100%含水時巖心電阻率,Ω·m;a為巖性系數;φ為孔隙度,小數;m為膠結指數。所以,由巖電實驗可以得到視純水層電阻率計算公式為

(2)

圖7 純水層電阻率分段建模

由GS地區地層水化驗分析資料可知,該地區原始油藏地層水電阻率為0.038Ω·m,通過巖電實驗數據分孔隙度建立視水層電阻率計算模型(見圖7)

(3)

對于油層來說,當儲層未受鉆井液侵入影響時,其原始油層僅由巖石骨架、油氣和束縛水3部分組成,其電阻率為

(4)

當鉆井液侵入后,沖洗帶范圍內儲層結構由巖石骨架、殘余油氣、鉆井液濾液與油層水的混合液組成。根據阿爾奇公式,沖洗帶電阻率可表示為

(5)

考慮到鉆井液濾液完全驅替掉沖洗帶儲層可動油氣及自由水后,地層孔隙中僅含殘余油氣和束縛水與鉆井液濾液的混合液

Sxo=1-Sor

(6)

由此可推出視油層電阻率為

(7)

式中,Rti為視油層電阻率,Ω·m;Rxo為測量沖洗帶電阻率,Ω·m;Rw油藏原始地層水電阻率,Ω·m;Rmfz為鉆井液濾液電阻率,Ω·m;φ為孔隙度,小數;m為膠結指數;n為飽和度指數;a、b為巖性系數;Swi為束縛水飽和度,%;Sor為殘余油飽和度,%。

利用相滲實驗分析的束縛飽和度、殘余油飽和度分析數據,通過多元回歸擬合得到束縛水飽和度與殘余油飽和度計算模型

Swi=5.1355lg (φ×100)-7.0966lgK+34.7061

(8)

(9)

式中,Swi為束縛水飽和度,%;Sor為殘余油飽和度,%;φ為孔隙度,小數;K為滲透率,mD。

3.2 基于產水率的水淹級別劃分

油層是否產油不僅與含油飽和度有關,而且與巖石的滲透性及潤濕性有關,即使束縛水含量很高的油層,也能產出純油。因此,油水相對滲透率的大小是判別儲層產液性質最直接的參數,同時它也是求取含水率的必要參數。根據X865X井最新相滲實驗分析資料,建立油水相對滲透率與產水率的計算模型,綜合評價儲層水淹后水淹層的水淹級別與產水率。

通過擬合油相相滲、水相相滲計算公式,進而可以確定儲層產水率,為水淹層分級量化評價提供依據。根據巖心實驗分析資料,擬合水相相滲計算模型為

(10)

擬合油相相滲模型為

(11)

產水率計算公式

(12)

式中,Krw為水相相對滲透率;Kro為油相相對滲透率;Sw為儲層含水飽和度,%;Swi為束縛水飽和度,%;Sor為殘余油飽和度,%;Fw為儲層產水率,%;μw為地層水黏度,由化驗分析得到研究區地層水黏度為0.75mPa·s;μo為地層原油黏度,由化驗分析得到研究區原油黏度為3.80mPa·s。

圖8 相滲實驗6級水淹劃分標準

應用相滲實驗分析數據,繪制產水率與可動水飽和度關系圖(見圖8),按照產水率及可動水飽和度劃分水淹級別,確定了水淹層6級水淹解釋標準(見表3)。

表3 水淹層6級水淹解釋評價標準

4 應用效果分析

應用本文水淹層的解釋評級方法對X865X井進行精細處理與解釋(見圖9)。159～163號層感應電阻率與側向電阻率曲線一致性較好,電阻率與巖性匹配性好,遠高于圍巖電阻率,測量感應電阻率與反演視油層電阻率接近,遠高于視水層電阻率,綜合反應儲層含油性較好,測井計算束縛水飽和度與含水飽和度一致,以油相相滲為主,產水率低于10%,因此,測井綜合解釋為油層。178號層(1 932～1 934.4 m),感應電阻率與側向電阻率曲線差異大,側向電阻率對高阻敏感受淡水鉆井液侵入影響較大,感應電阻率對低阻敏感能反應儲層水淹后的真實電阻率。該層感應電阻率為典型高侵特征,同時電阻率值與圍巖接近,測量感應電阻率與反演視水層電阻率接近,遠低于視油層電阻率,綜合反應儲層水淹嚴重。測井計算束縛水飽和度與含水飽和度差異大,表明可動水較多,測井計算產水率大于90%,因此測井定量解釋為4級高水淹,試油后日產液35.02 m3,日產油0.41 m3,儲層測試含水率高達98.8%,測井解釋與試油投產情況基本一致。180號層(1 949.4～1 953.9 m)測井綜合解釋4級高水淹,試油后日產液19.35 m3,日產油0.34 m3,儲層含水率高達98.3%,測井解釋水淹級別與實際測試資料吻合。

圖9 X865X井水淹層測井解釋成果圖

5 認識與結論

(1)GS油田儲層水淹后儲層物性逐漸變好,微觀孔隙結構及孔隙連通性優于水淹前,主要原因是水流沖刷導致儲層內部黏土顆粒發生脫落、運移等現象,造成巖石膠結物下降、顆粒接觸變差,改善了儲層內部孔隙空間的結構。

(2)通過巖電與相滲實驗明確了水淹機理,當儲層含水飽和度達到60%時,儲層已高水淹,產水率在90%以上,物性較好的儲層含水飽和度達到60%前電阻率隨含水飽和度的增加而降低,受注入水礦化度影響較小,所以研究區物性較好的儲層高水淹初期電阻率仍以降低為主,只有淡水強水洗后電阻率才逐漸升高。

(3)通過測井響應特征、水線法與流體替換法可以有效指導水淹層的定性識別,水淹層的分級量化評價需要建立在產水率準確求取的基礎上。本文建立的6級水淹劃分標準與實際試油測試結果基本一致,為GS油田水淹層定量評價提供了有效的技術方法。