高 媛,吳少波,王 琛,丁湘華

(1.西安石油大學(xué)地球科學(xué)與工程學(xué)院,陜西西安710065;2.新疆油田分公司實(shí)驗(yàn)檢測研究院油田化學(xué)劑質(zhì)量監(jiān)督檢驗(yàn)站,新疆克拉瑪依834000)

我國多數(shù)油田都采用早期注水開發(fā)方式。開發(fā)區(qū)注入水后,儲層經(jīng)過水驅(qū)油,油層的巖石物理化學(xué)性質(zhì)、流體性質(zhì)、油氣水分布規(guī)律以及孔隙結(jié)構(gòu)等都在發(fā)生改變。這些改變在水淹層的自然電位、密度、電阻率、聲波時(shí)差、RFT等測井?dāng)?shù)據(jù)上都有明顯反映。造成測井?dāng)?shù)據(jù)對水淹層的評價(jià)和解釋有顯著影響的原因大致有三方面:一是隨著注水量的持續(xù)增加,注入水對巖石產(chǎn)生沖洗作用,使巖石的化學(xué)、物理性質(zhì)發(fā)生了改變,尤其是清、污混注環(huán)境下的改變更為復(fù)雜;二是隨著互層不斷注水開發(fā),油層含油飽和度不斷降低,但含水飽和度卻持續(xù)增加,使深、中探測電阻率曲線數(shù)值變小;三是多層砂巖的油層壓力不均衡改變,造成生產(chǎn)井產(chǎn)層的壓力系數(shù)差異大[1-5]。本文通過分析BS區(qū)延10油藏從注水開發(fā)到現(xiàn)階段,自然電位、電阻率、聲波時(shí)差、自然伽馬等曲線特征的變化規(guī)律,對BS區(qū)延10油藏水淹層精細(xì)解釋及水驅(qū)規(guī)律進(jìn)行研究,認(rèn)識延10油藏水淹程度,對制定提高采收率技術(shù)對策提供參考依據(jù)。

1 油田概況

BS區(qū)位于馬嶺油田北部木缽河間丘上,為鼻狀隆起,1998年投入開發(fā),開采層系為侏羅系延9、延10油層組,動用含油面積6.5 km2,動用地質(zhì)儲量259.12×104t,動用可采儲量71.83×104t。區(qū)塊開采初期,產(chǎn)量較為穩(wěn)定,但從2000年下半年開始,含水逐漸上升,產(chǎn)油量急劇下降,目前區(qū)塊已進(jìn)入高含水期,綜合含水已接近90%。受儲層非均質(zhì)性、水淹等因素影響,油藏地質(zhì)儲量采出程度低(23.68%),剩余油地質(zhì)儲量大(197.748×104t)、注水開發(fā)效果差,已成為制約提高油藏最終采收率的突出問題。

2010年,在BS區(qū)開展二元驅(qū)試驗(yàn),試驗(yàn)區(qū)面積0.72 km2、地質(zhì)儲量28.8×104t,2011 年完鉆新井23口(其中檢查井3口),目前已完試12口均出水,試油結(jié)果與測井解釋不符。因此,通過對BS區(qū)延10油藏水淹層精細(xì)解釋及水驅(qū)規(guī)律研究,認(rèn)識延10油藏水淹程度及水驅(qū)規(guī)律,對制定提高采收率技術(shù)對策具有重要意義。

2 水淹層測井響應(yīng)特征

2.1 電阻率響應(yīng)特征

根據(jù)阿爾奇公式,對于給定地區(qū)一定孔隙度的地層,地層混合液電阻率與含水飽和度決定水淹層的電阻率[6-7]。儲層水淹后,因?yàn)楹柡投鹊脑黾?未水淹油層電阻率要比水淹層感應(yīng)電阻率或4 m梯度電阻率高,水洗強(qiáng)度越低,4 m梯度電阻率或水淹層感應(yīng)電阻率越高。BS區(qū)延10大部分水淹層具有此種特征。

圖1是木14-10井與木H9-2、木H7-3、木H6-3延10層測井曲線對比,從圖中看出,木H9-2井含水率34.7%,水淹程度相對較弱,而木H6-3井含水率達(dá)到100%,電阻率明顯降低10～40 Ω·m,屬強(qiáng)水淹層。

圖1 木14-10、木H9-2、木H7-3與木H6-3井測井曲線對比Fig.1 Logging curve comparison of Mu14-10、MuH9-2、MuH7-3 and MuH6-3 well

圖2是木11-9井與木H3-1井延10層測井曲線對比,2口井相距120 m左右。從圖2看出,木11-9井延1012-1油層段深感應(yīng)電阻率為30～90 Ω·m,4 m梯度電阻率為50～100 Ω·m,試油結(jié)果為日產(chǎn)油70.03 t,含水率為0。木H3-1井對應(yīng)井段試油結(jié)果為日產(chǎn)油0 t,產(chǎn)水25.8 m3,含水率100%,屬強(qiáng)水淹層,其深感應(yīng)電阻率下降了10～40 Ω·m,4 m梯度電阻率也相應(yīng)下降了10～40 Ω·m。

圖2 木11-9與木H3-1井測井曲線對比Fig.2 Logging curve comparison of Mu11-9 with MuH3-1 well

圖3、圖4分別為相鄰的木14-9井與木H9-2井、木13-8井與木H8-1井的測井曲線對比圖,可以看出,對于未水淹及弱水淹油層,其電阻率的變化不明顯。

圖3 木14-9與木H9-2井測井曲線對比Fig.3 Logging curve comparison of Mu14-9 with MuH9-2 well

圖4 木13-8與木H8-1井測井曲線對比Fig.4 Logging curve comparison of Mu13-8 with MuH8-1 well

因此,從測井曲線對比圖中可以看出,后期投產(chǎn)井(儲層已被水淹)的電阻率小于早期投產(chǎn)井(儲層未被水淹)的儲層原始電阻率。同時(shí)還可以利用儲層電阻率下降這一現(xiàn)象來判斷儲層水淹的可能性。一般同一地區(qū)的同一儲層,地層原始電阻率處在一個(gè)相對固定的區(qū)間內(nèi),隨著油藏注水開發(fā)的進(jìn)行,當(dāng)儲層電阻率明顯小于地層原始電阻率時(shí),則可以認(rèn)為儲層可能已被水淹。

2.2 聲波時(shí)差響應(yīng)特征

油藏注水開發(fā)的后期,儲層聲波時(shí)差常常出現(xiàn)增大的現(xiàn)象,油層水淹是出現(xiàn)這一現(xiàn)象的主要原因。其機(jī)理是:①在儲層中的黏土礦物吸收注入水發(fā)生體積膨脹,使儲層巖石結(jié)構(gòu)發(fā)生變化,孔隙度增大,從而導(dǎo)致聲波時(shí)差增大;②由于巖石中存在的離散狀黏土顆粒和泥質(zhì)成分被注入水溶解或沖刷,致使巖石內(nèi)部孔隙、喉道半徑增大,從而使聲波時(shí)差增大;③注水開發(fā)能導(dǎo)致目前地層壓力大于原始地層壓力,從而壓開一些裂縫,導(dǎo)致聲波時(shí)差增大[8-10]。圖2中,晚期投產(chǎn)的木H3-1井,其聲波時(shí)差略大于初期投產(chǎn)的木11-9井的對應(yīng)井段。弱水淹油層及未水淹油層聲波時(shí)差基本無變化(圖3—圖4)。

據(jù)BS區(qū)延10資料統(tǒng)計(jì),油層水淹后聲波時(shí)差比水淹前的聲波時(shí)差有升高的趨勢,但并不是很明顯,說明在研究區(qū)注水開發(fā)過程中,聲波時(shí)差受到儲層水淹的影響很小。

2.3 自然伽馬響應(yīng)特征

實(shí)驗(yàn)及測井資料表明,油層水淹后,會出現(xiàn)自然伽馬值降低的現(xiàn)象。綜合分析,出現(xiàn)這一現(xiàn)象的主要原因是在注水開發(fā)過程中,由于巖石中存在的離散狀黏土顆粒和泥質(zhì)成分被注入水溶解或是沖刷,使其在儲層中含量降低,進(jìn)而導(dǎo)致儲集層的放射性降低,從而使自然伽馬測井值降低。根據(jù)對BS區(qū)延10油層組實(shí)際測井資料的統(tǒng)計(jì)分析,油層水淹后地層自然伽馬測井值略有降低(圖5),但降低幅度不是很明顯,所以,在該區(qū)單純利用自然伽馬測井值降低來判斷水淹層是比較困難的。

圖5 木13-11與木H3-4井測井曲線對比Fig.5 Logging curve comparison of Mu13-11 with MuH3-4 well

2.4 自然電位響應(yīng)特征

隨著油田注水開發(fā)的進(jìn)行,水淹層會出現(xiàn)自然電位基線偏移的現(xiàn)象。基線偏移的主要原因在于注入水與地層水礦化度不同,注入水大量進(jìn)入油層以后,改變了原始地層水礦化度,致使油層水淹部位出現(xiàn)自然電位基線偏移現(xiàn)象[9-17]。

但在BS區(qū)延10段油藏,水淹前的老井自然電位和水淹后的新井由于泥漿性能差異較大,導(dǎo)致水淹前老井儲層段呈明顯的正異常,水淹后新井儲層段呈明顯的負(fù)異常,可對比性較差(圖6)。

3 結(jié)論及建議

油層水淹后感應(yīng)電阻率及4 m梯度電阻率降低,聲波時(shí)差增大,自然伽馬測井值略有降低,自然電位幅度減小。水淹層測井解釋是一項(xiàng)較為復(fù)雜的工作,為了提高本區(qū)水淹層的定性及定量解釋精度,建議開展碳氧比測井及水淹后儲層的巖電分析測試,精確計(jì)算水淹層的剩余油飽和度。

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