李 翔,淡申磊,李大妮,周 代

(1.河南油田開發(fā)事業(yè)部,河南南陽473132;2.河南油田采油一廠地質(zhì)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(gòu)造+巖性油藏,自1977年投入開發(fā)以來,經(jīng)過30年的長期注水開發(fā),Ⅷ-Ⅸ油組目前綜合含水已達(dá)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(nèi)找到潛力層和段,精、細(xì)、準(zhǔn)搞清剩余油富集區(qū)、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(jié)構(gòu)的變化特征分析研究,建立了強水淹層細(xì)分評價標(biāo)準(zhǔn)。

1 油藏地質(zhì)特征

雙河油田位于泌陽凹陷西南部,構(gòu)造面貌比較簡單且較完整,構(gòu)造形態(tài)為一幅度平緩由西北向東南傾伏的不對稱鼻狀構(gòu)造,西北抬起為單斜,構(gòu)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(gòu)造、斷鼻和砂巖上傾尖滅復(fù)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(xì)砂巖和粉砂巖為主;分選差、厚度大、變化大、油藏韻律復(fù)雜、層間內(nèi)非均質(zhì)嚴(yán)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(zhì)

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(zhì)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(chǔ)參數(shù)解釋圖版

孔隙度、滲透率圖版

相關(guān)系數(shù)為0.927,相對誤差為9.7%,絕對誤差為1.35%。

相關(guān)系數(shù)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(zhì)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(shù);Sw為含水飽和度,小數(shù);Sor為殘余油飽和度,小數(shù)。

含油飽和度圖版

Archie參數(shù)模型

飽和度指數(shù)(n)的確定

結(jié)合油田注水開發(fā)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(fā)實驗,建立了動態(tài)變化的n值,其方程為

孔隙度指數(shù)(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(guān)系,經(jīng)擬合計算其關(guān)系為

式中,RWZ為地層水電阻率,Ω·m。

3 強水淹層精細(xì)解釋評價

雙河油田注水開發(fā)經(jīng)歷了2個階段:開發(fā)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(qū)實驗證明,這種高礦化度的污水回注必然導(dǎo)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(jìn)行飽和)分別注入 12000、15 000 mg/L礦化度的水進(jìn)行模擬儲層水驅(qū)油實驗時得到的Rt-Sw關(guān)系圖。

圖1 水驅(qū)油實驗Rt-Sw關(guān)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(fù)雜,二者關(guān)系成“∽”型,巖心電阻率開始下降,然后出現(xiàn)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(guān)系基本上是隨著含水飽和度的增大,巖心電阻率成單調(diào)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(qū)儲層內(nèi)非均質(zhì)比較嚴(yán)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(chǎn)水率的計算受測井資料質(zhì)量、解釋參數(shù)誤差的影響,單一利用產(chǎn)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(jié)合油田巖心水淹機理實驗結(jié)論,在水淹后,如果恢復(fù)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(zhǔn)確地對水淹層進(jìn)行解釋和判斷。

在研究工區(qū)內(nèi),選取了原始油層207個層的聲波(A C)、侵入帶電阻率(淺側(cè)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(yīng)方程

相關(guān)系數(shù) 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(fù)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(fā)的主要層段。

圖2 ××井強水淹層電阻率恢復(fù)法對比圖

電阻率恢復(fù)法即利用計算的原始電阻率和目前的電阻率曲線進(jìn)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(biāo)準(zhǔn)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(biāo)準(zhǔn)

3.3 強水淹層細(xì)分標(biāo)準(zhǔn)

3.3.1 巖性和產(chǎn)水率標(biāo)準(zhǔn)

注水開發(fā),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(fā)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(jìn)行細(xì)分,劃分出有潛力的層段,指導(dǎo)后期油田開發(fā)。

(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(fù)差異變?yōu)檎町?當(dāng)?shù)搅６戎兄荡笥?.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(chǎn)水率將達(dá)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(dāng)粒度中值大于0.18 mm后,產(chǎn)水率一般都大于94%。同時從實際資料(投產(chǎn)或試油)可以看出產(chǎn)水率在95%以上,產(chǎn)油量一般在0～0.4 t之間,并且當(dāng)產(chǎn)水率大于98%后,儲層的產(chǎn)油量基本為0。因此,強水淹層的產(chǎn)水率變化范圍在80%～98%之間;當(dāng)產(chǎn)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(chǎn)水率標(biāo)準(zhǔn)如下。

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

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

Ⅳ類(差)無潛力層:粒度中值MD>0.18 mm,產(chǎn)水率(Fw)≥98%。

圖3 儲層強水淹細(xì)分-粒度中值與電阻率關(guān)系圖

圖4 儲層強水淹產(chǎn)水率與巖性關(guān)系圖

3.3.2 孔隙結(jié)構(gòu)標(biāo)準(zhǔn)

圖5是利用測井處理的孔隙結(jié)構(gòu)參數(shù)(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(qū)域:潛力區(qū)和無潛力區(qū)。

圖5 電阻率相對幅度與孔隙結(jié)構(gòu)關(guān)系圖

(1)強水淹層中具有開采經(jīng)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(jié)構(gòu)參數(shù)在0.6～1.6之間所包圍的區(qū)域內(nèi)(圖5中的Ⅰ、Ⅱ類潛力層)。因為一方面這類儲層由于孔隙結(jié)構(gòu)變差,存在一些細(xì)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(nèi)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(nèi)尋找潛力的方向和目標(biāo)。

(2)圖5中另外一個無潛力分布區(qū)域中,儲層的孔隙結(jié)構(gòu)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(nèi)的原油幾乎全部被驅(qū)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(chǎn)水率一般都大于95%,孔隙結(jié)構(gòu)參數(shù)一般都大于1.4。

強水淹層細(xì)分的孔隙結(jié)構(gòu)標(biāo)準(zhǔn)如下。

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

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

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

3.3.3 電性標(biāo)準(zhǔn)

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(yōu))潛力層主要分布在 Rt>-1.75φ+76.75以上的區(qū)域;Ⅱ類(良)潛力區(qū)主要分布在-1.7143φ+60≤Rt≤-1.75φ+76.75的區(qū)域內(nèi),并且Ⅰ類潛力區(qū)與Ⅲ、Ⅳ類(中、差層)無潛力區(qū)的差別明顯,因此在儲層識別上應(yīng)非常容易。而Ⅰ類(優(yōu))潛力區(qū)和Ⅱ類(良)潛力區(qū)之間的差別小,在油田后期的開發(fā)中對Ⅰ、Ⅱ類潛力區(qū)的開發(fā)應(yīng)謹(jǐn)慎。

圖6 電阻率與孔隙度交會圖

強水淹層細(xì)分的電性標(biāo)準(zhǔn)如下。

Ⅰ類(優(yōu))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(xì)分標(biāo)準(zhǔn)統(tǒng)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(xì)分標(biāo)準(zhǔn),結(jié)合雙河油田Ⅷ-Ⅸ油組投產(chǎn)試油情況,建立雙河油田Ⅷ-Ⅸ油組強水淹層細(xì)分標(biāo)準(zhǔn)(見表2)。

4 應(yīng)用效果評價

利用建立的各種數(shù)學(xué)地質(zhì)模型,對研究工區(qū)的70口井進(jìn)行了數(shù)字處理,對水淹層細(xì)分標(biāo)準(zhǔn)和水淹級別劃分標(biāo)準(zhǔn)的準(zhǔn)確性進(jìn)行了檢驗,結(jié)果各種地質(zhì)參數(shù)符合油田地質(zhì)規(guī)律,精度在80%以上。

精細(xì)解釋后,從中篩選出了13口井,44個優(yōu)、良、中的層段,建議投產(chǎn)。措施后產(chǎn)油量由原來的日產(chǎn)5.2 t,到措施后的日產(chǎn)13.7 t,實現(xiàn)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(chǎn)水率下降了7.8%,現(xiàn)場驗證符合率達(dá)85%。

5 結(jié)論與建議

(1)利用電阻率恢復(fù)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(xì)分標(biāo)準(zhǔn),指出了強水淹層中有潛力的部位,為油田下一步開發(fā)尋找剩余油指出了方向。

(3)建議在以后的開發(fā)調(diào)整井中,應(yīng)加強水淹層定量解釋和厚油層細(xì)分解釋,為開發(fā)方案的設(shè)計實施提供技術(shù)依據(jù)。

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