SZ油田基于常规测井资料的水淹层定量评价

徐锦绣,赵书铮,陈红兵,熊镭,朱猛

(中海石油(中国)有限公司天津分公司渤海石油研究院,天津 300459)

0 引 言

SZ油田位于渤海湾北部海域,是在湖相三角洲沉积背景下形成的一个大型重质稠油油藏。经过一期、二期十几年注水开发,各区块陆续进入中、高含水阶段,因此,需进行综合加密调整。关键在于摸清油田注水开发中油层岩性、物性、电性和含油性的变化,这对于油田综合调整、剩余油挖潜的开发效果至关重要。常规的做法是在加密井中进行系统的油基泥浆密闭取心[1-2],或者监测周边老开发井的饱和度变化[3-5],分析水淹及剩余油分布情况,从而制定开发方案。但是海上油田由于成本高的原因,取心资料严重不足,也缺乏时间推移饱和度测井资料,因此,利用常规测井资料进行水淹层评价迫切成为重要的研究课题。本文以已进入中、高含水期的一期开发井和其中的密闭取心井B19井作为研究对象,研究探讨了基于常规测井资料的水淹层定量评价思路和方法,并形成1套技术体系,在整个油田综合调整中实际应用效果良好。

1 水淹层测井响应特征及机理分析

油田注水开发后,一方面注入水驱替了油层孔隙中的油使含油饱和度降低,而且水淹层长期受注入水冲刷造成孔喉略有增大[6];另一方面注入水与原状地层水混合,改变了原始地层水矿化度[7-8],从而水淹层的岩性、物性、电性和含油性都有一定程度的变化[9]。通过分析这些变化规律,并与测井曲线相结合,建立二者之间的量化关系,是测井定量评价水淹层的核心思想。

1.1 水淹层物性特征

研究的目的层是下第三系东营组下段,储层岩性为长石石英砂岩,具有高孔隙度、高渗透率的特点,较疏松。B19井岩心分析资料表明,水淹前后油层平均孔隙度、渗透率分别为32.1%和2 889.7 mD*非法定计量单位,1 mD=9.87×10-4 μm2,下同,而邻井未水淹同层平均孔隙度和渗透率分别为31.2%和1 967.9 mD;储层泥质含量均值略有下降,大约从10%下降到6%。表明水淹对高孔隙度高渗透率油层的物性未造成明显影响。

1.2 水淹层机理分析

SZ油田十几年注水历史,主要是东营组地层生产污水回注,目前产出水的矿化度主要分布范围在6 000～8 000 mg/L,与东营组原始地层水矿化度为6 071～6 540 mg/L相差不大,地层水电阻率为0.4 Ω·m,远远低于油层电阻率。

从B19井实测驱替实验来看,Rt—Sw交会图表现为典型的L型[10]。这是由于SZ油田长期注入比原始油层电阻率低的地层水,故随着注水持续进行,原状地层电阻率将持续降低,油层的深侧向电阻率随水淹程度的增加而呈单调下降的趋势。

1.3 水淹层电性特征及水淹规律

根据上述水淹机理,随着注入水逐渐驱替地层中的油,导致地层电阻率不断降低。根据Archie公式(G.E.Archie,1942),经验系数取a=b=1,m=n=2,得到

(1)

式中,Rt为地层真电阻率,Ω·m;Rwz为地层水混合液电阻率,Ω·m;φe为有效孔隙度,小数;Sw为含水饱和度,小数。

当地层水完全被注入水强水淹时,假设被水淹砂层孔隙度为0.35,地层水混合液电阻率为0.4 Ω·m,根据岩心压汞、相对渗透率等资料可知井区残余油饱和度大约为0.30,代入式(1)可得强水淹层电阻率为7 Ω·m左右。要判定纯砂岩油层是否完全被水淹,则其电阻率可降至极限值7 Ω·m甚至更低(见图1)。K4井强水淹处的电阻率曲线与邻近老井相比下降很多,而且随着水淹程度的增加,电阻率逐渐下降,强水淹处电阻率为7 Ω·m以下。

油层水淹后,由于砂体沉积韵律复杂,平面上、纵向上非均质性较强,水淹规律受沉积韵律和重力作用的影响,导致水驱开发过程中油层水驱效果有较大的差异[21]。

对于水淹规律的认识,在测井评价水淹层的合理性中起到了一个框架的作用。总体来说,层内水淹特征符合规律认识,正韵律下部水淹,反韵律上部水淹韵律;厚油层主要表现为底部水淹,顶部水淹较少,主要出现在反韵律沉积且渗透率级差大于5的砂体中;层内物性夹层控制纵向水淹,层内单韵律符合底部水淹特征(见图2)。

1.4 水淹层定性判别

图1 SZ油田K4井水淹层电测曲线与邻井对比图

通过统计不同水淹级别的电阻率分布范围,可以定性地判断水淹级别。如果直接用测量得到的电阻率进行统计的话,水淹程度和泥质含量都会对电阻率造成降低[11]。

图2 SZ油田水淹规律认识图

考虑到泥质附加导电,对电阻率进行简单的泥质校正后再进行统计,可将泥质造成电阻率下降的因素排除在外,水淹级别之间的电阻率界限会更清楚一些。电阻率泥质校正公式为

Rdc=Rd/(1-ΔGR)

(2)

(3)

式中,Rdc为泥质校正后地层电阻率,Ω·m;Rd为深侧向地层电阻率,Ω·m;GR为自然伽马测井值,API;GRmin为自然伽马最小值;GRmax为自然伽马最大值。

电阻率经泥质校正后,通过对不同水淹级别地层电阻率的统计,发现电阻率能较好地区分水淹级别:未水淹层电阻率主要在40 Ω·m以上;弱水淹层电阻率主要在30～60 Ω·m之间;中水淹层电阻率主要在20～40 Ω·m之间;强水淹层电阻率主要在5～20 Ω·m之间。这为后续定量解释水淹层时,根据水淹程度选取合适的解释参数打下基础。

2 水淹层定量评价技术

2.1 技术路线

基于以上分析,在调整井中可以用实测水淹层电阻率计算当前含水饱和度,用油田已有资料计算水淹层原始含水饱和度,再利用两者之间的差异计算驱油效率,然后结合油田水淹级别判别表,建立水淹级别定量解释方法。

驱油效率定义为

(4)

式中,η为驱油效率,小数;Sw为目前含水饱和度,小数;Swi为束缚水饱和度,小数;So,OIP为原始含油饱和度,小数;So为目前含油饱和度,小数。

以驱油效率为核心,建立了技术路线(见图3)。

图3 水淹层定量解释技术路线

2.2 含油饱和度计算

水淹前后测井饱和度计算皆采用印尼公式

(5)

式中,Rt为地层真电阻率,Ω·m;Rclay为泥岩电阻率,Ω·m;Rw为地层水电阻率(水淹后为地层水混合液电阻率),Ω·m;Vcl为泥质含量,%;φ为有效孔隙度,小数;Sw为含水饱和度,小数;a为岩性系数;m为胶结指数;n为饱和度指数。

水淹层定量评价技术的关键就是准确计算当前含油饱和度与原始含油饱和度[12]。针对不同计算对象,选取合适的参数值及输入曲线,即可完成饱和度计算[13]。

2.2.1 胶结指数m和饱和度指数n

通常根据Archie公式结合岩心分析统计结果来确定岩电参数[14]a、b、m、n等的数值。水淹前(即OIP时期)东二下段a、b、m、n分别取值为a=1.0,b=1.0,m=2.17,n=2.0。

水淹后,根据B19井19块岩心的岩电实验得出东二下段a、b、m、n分别取值为a=1.0,b=1.0,m=2.0,n=1.7。

前面研究提到水淹对高孔隙度高渗透率油层的物性未造成明显影响,但是物性略有好转,这一点从m、n值变小也可以看出。因此,在利用泥质校正电阻率进行定性判别水淹级别基础上,未水淹及弱水淹处采用OIP时期的岩电参数,中、强水淹处采用B19井研究得出的岩电参数。

2.2.2 地层水电阻率Rw

OIP阶段地层水电阻率研究结果为Rw=0.4 Ω·m。而近年来调整井产出水分析电阻率平均值为0.3 Ω·m。在实际解释过程中,地层水电阻率应是原状地层水与注入水混合后的值,根据导电并联理论,地层水混合液电阻率简单计算为

(6)

2.2.3 驱油效率计算

驱油效率的关键参数是求取原始含油饱和度与当前含油饱和度,2个饱和度的差值与原始含油饱和度的比值即为驱油效率,称之为“双饱和度法”。本文将论述2种方法求取原始含油饱和度:①通过求取原始电阻率,再计算原始含油饱和度;②通过求取束缚水饱和度来得到原始含油饱和度。

(1)原始电阻率反演法。含油饱和度能反映储层物性,即油层电阻率与物性之间存在一定相关性[15-17]。统计发现,SZ油田ODP开发井中(即未动用时)油层段深侧向电阻率与物性曲线(GR、DEN等)关系对应良好,基本上有镜像关系,即物性好处对应电阻率高,物性差处对应电阻率低,电阻率与有效孔隙度相关系数较高(见图4),这是实现在调整井中反演原始地层电阻率的关键所在。

图4 SZ油田某小层深电阻率—有效孔隙度关系图

由图5可见,在未水淹油层段反演原始电阻率(Rt反演)基本上与深侧向电阻率(Rt实测)重合,而在水淹层段,“Rt反演”比“Rt实测”较高,且水淹程度越强,幅度差越大。

图5 K7井电阻率反演结果示意图*非法定计量单位,1 ft=12 in=0.304 8 m,下同

当新钻调整井时,根据新井周边老开发井的电性与物性统计规律,在新井上反演出原始油层电阻率,并根据OIP阶段的测井解释方法计算原始含油饱和度,然后利用新井实测的常规曲线和当前饱和度参数计算目前含油饱和度,最后根据2种含油气饱和度的差值(即双饱和度法”计算驱油效率,就可以实现水淹层定量解释。

值得注意的是,该油田有11个小层,各小层之间的沉积环境有所不同,物性和泥质含量等参数也有所不同,本区物性在平面上、纵向上变化较大,非均质性较强。为了使电阻率反演结果更加合理、可靠,必须进行井内、井间立体对比的模式,即在老井中纵向上合理分层、平面上根据沉积相、测井相合理选择邻井[18],建立各自的电阻率—孔隙度回归公式。在新钻调整井中,按层位选取合适的邻层、按井位选取合适的邻井,再选取相应的公式实现新井水淹层原始电阻率反演,称之为井内与井间立体约束式原始电阻率反演。

(2)束缚水饱和度法。根据毛细管压力分析资料,用孔隙度、泥质含量和润湿性建立Sw,b经验关系

(7)

式中,a、b、c为与岩性有关的经验系数。

一个典型的表达式为

(8)

式中,当φ/Vsh<0.26时,取φ/Vsh=0.26,如果计算的Sw,b≤15%,取Sw,b=15%。

该经验公式能很好地反映取心井束缚水饱和度的变化率。根据计算得到的束缚水饱和度,然后用1-Sw,b来得到原始含油饱和度。

3 水淹级别判断

3.1 判断标准

在前期研究阶段中采用固定原油黏度进行水淹级别判断[19],但是在后期的随钻过程中发现,由于SZ油田含油面积大,地下原油黏度由构造高部位往低部位逐渐变大,且存在较大跨度,致使水淹层解释效果欠佳。研究表明,随着原油黏度增加,油相相对渗透率降低,水相相对渗透率升高,水驱油效率及最终采收率降低[20]。受此启发,分别运用不同原油黏度进行岩心相渗实验,得到不同原油黏度下的水淹级别判别标准(见表1)。

表1 SZ油田不同地下原油黏度水淹级别判别标准

3.2 应用效果及检验

利用实测电阻率(Rt实测)与反演得到的电阻率(Rt反演)分别计算目前含水饱和度Sw和原始含水饱和度Sw,OIP,即双饱和度法计算驱油效率,根据上述水淹级别判别标准,实现整个油田的水淹层定量评价。效果(见图6)。未水淹处Rt实测与Rt反演相差无几,驱油效率普遍较小;随水淹程度增强,Rt实测与Rt反演相差愈大,对应驱油效率愈大。

在SZ油田密闭取心井B19井中进行了分层测试,并在先导试验井B17、B18井中测产出剖面,目的是对测井定量解释水淹层进行验证。如果测井解释水淹级别与测试产水率在一个级别范围内,即为符合。根据测井解释水淹层与生产测试对比符合率统计可知,二者符合率高达90%以上。

在SZ油田综合调整中进行了推广应用了这套水淹层定量评价技术体系。通过统计5口井单独滑套控制生产验证水淹层定量解释结果及在100余口调整井中实际应用效果来看,预测含水率与实际生产情况符合率达到85%以上,为剩余油分布研究、调整井射孔方案、采取合理避水措施等提供了强有力的技术支持。

4 结论及建议

(1) 基于常规测井资料的水淹层定量评价技术体系在SZ油田取得了良好的应用效果,该评价体系已在渤海其他油田成功推广应用,为油田综合调整阶段剩余油挖潜提供了技术保障。

图6 SZ油田水淹层测井定量解释成果图

(2) 用原始电阻率反演法和束缚水饱和度法的双饱和度法计算驱油效率,来定量评价水淹层的方法须建立在水淹对油层影响特征研究基础上,包括物性、电性、岩电参数、地层水电阻率变化等,必要时对油层段进行测井相划分后分别进行处理解释,才能确保双饱和度法计算驱油效率的准确性。

(3) 当油田地下原油黏度变化跨度较大时,用固定的原油黏度做驱油效率实验得出的水淹级别判别标准固然不能代表全油田,采用变黏度水淹级别判别法更符合驱油规律,可以提高水淹层定量解释的精度。因此,精确研究地下原油黏度分布规律也是确保水淹层定量解释精度的关键。