李震, 許思勇, 王謙, 李玉寧, 靳敏剛, 楊立華
(中國石油集團測井有限公司, 陜西 西安 710200)
利用產出剖面測井能夠了解油氣井各產層生產動態(tài),確定各小層產出情況,明確多層系開發(fā)間矛盾,為優(yōu)化開發(fā)技術決策提供依據(jù);同時可確定高含水層,為調剖堵水等上產控水措施提供幫助;還可驗證地質資料,幫助認識地層內部構造,計算儲層剩余油飽和度等[1-3],為油田實施卡堵水、調整注采方案、提高剩余油的開采效率等方面提供重要的技術支持。儲層動態(tài)剩余油飽和度確定主要依靠生產測井,如碳氧比、中子壽命、PNN、TNIS、寬能閾-氯能譜等[4]。本文以輪南油田某區(qū)塊三疊系TII油組為例,利用生產動態(tài)測井技術即產出剖面測井資料確定儲層剩余油飽和度,同時,對其應用效果作了綜合評價。
油田長期注水開發(fā),注采系統(tǒng)達到平衡,油井處于穩(wěn)定生產期,產層壓力大于孔隙中流體泡點壓力,此時產層只有油、水兩相流體流動,其流動方向一致且互不相溶。應用徑向流油水兩相達西定律,從距井軸距離為x處流入井內的油、水流量分別為[5-8]
(1)
(2)
式中,Qo、Qw分別為油、水產出量,m3/d;μo、μw分別為油、水黏度,Pa·s;?po/?x、?pw/?x分別為油、水在距井筒為x處的壓差,MPa;h為儲層厚度,m;r為井眼半徑,m;Ko、Kw分別為油、水有效滲透率,μm2。
生產測井許多參數(shù)(如持水率、密度)是產層流體各相比例(含水飽和度)和性質的直觀反映。因此,可以通過油水相對滲透率作為橋梁將生產測井參數(shù)和產層參數(shù)聯(lián)系起來,進而利用生產測井資料確定產層的剩余油飽和度及其分布。
將油水產液公式代入含水率公式
(3)
當儲層中油水兩相共存時,每一相的相對滲透率為其有效滲透率與絕對滲透率的比值,即Kro=Ko/K;Krw=Kw/K。假設忽略毛細管壓力的影響,式(3)變?yōu)?/p>
(4)
式中,Kro、Krw分別為油、水相對滲透率;Fw為產水率。
油層是否產油不僅與含油飽和度有關,還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。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(shù),同時它也是求取含水率的必要參數(shù)。根據(jù)毛細管滲流模型和毛細管導電模型推導出親水儲層油、水的相對滲透率Kro、Krw與含水飽和度的關系式[9]
(5)
(6)
式中,Sw、Swi、Sor分別為產層含水飽和度、束縛水飽和度和殘余油飽和度;α、β分別為殘余油飽和度下水的相對滲透率、束縛水飽和度下油的相對滲透率;m、n是與儲層孔隙結構和潤濕性有關的指數(shù),有
(7)
將剩余油飽和度和產出剖面資料求得的產水率聯(lián)系起,弱化了地層水礦化度參數(shù),克服了單井剩余油解釋受地層水礦化度影響大的因素。
實驗室測定的毛細管壓力曲線與油氣藏的油氣飽和度形成過程的機理相似,一般可認為最小非進汞飽和度可以反映巖石束縛水飽和度。理論上,毛細管壓力曲線的累積進汞量的極限值是對應孔隙空間中可以流動流體含量,剩余部分是束縛水飽和度。
根據(jù)輪南油田某區(qū)塊三疊系123塊巖心壓汞實驗數(shù)據(jù)建模,束縛水飽和度與滲透率K和孔隙度φ的比值有較好的相關性(見圖1)。確定輪南油田某區(qū)塊三疊系束縛水飽和度計算公式
(8)
式中,Swi為束縛水飽和度,%;φ為孔隙度,%;K為滲透率,10-3μm2。
圖1 壓汞法束縛水飽和度模型
注入水的壓力高于產層的地層壓力,注入產層的水會把孔隙中的一部分油驅替出來而占據(jù)該孔隙空間,從而使產層的含油飽和度降低,含水飽和度升高。隨著注水的不斷進行,產層的含油飽和度不斷降低,含水飽和度不斷升高,經過一段時間后,產層就成為只含殘余油(不能驅動的那部分油)而主要含注入水的水層了,殘余油飽和度的大小除與巖石孔隙結構有關外,還與巖石的潤濕性有關。
殘余油飽和度計算常用壓汞毛細管壓力實驗,實驗室一般認為在退汞過程中,一直退到汞的飽和度不變的時候定義這時的汞飽和度為殘余油飽和度。圖2是殘余油飽和度與滲透率的關系圖,通過LN×-×井43個實驗樣品擬合得到的殘余油計算公式
Sor=13.55 logK+8.889R=0.858
(9)
式中,Sor為殘余油飽和度,%。
圖2 殘余油飽和度與滲透率的關系
利用輪南油田某區(qū)82塊巖心相滲實驗資料確定求取油水相對滲透率的模型,并用于確定油藏產液性質,計算水淹層含水率。圖3、圖4分別為多元回歸確定水、油相對滲透率,通過擬合可得到的油、水相對滲透率計算模型為
(10)
(11)
水、油黏度比也是影響含水率計算的重要因素,要求是地層條件下的測量值可由高壓物性資料得到。μw、μo為地層中水和油的黏度。水的黏度可根據(jù)地區(qū)水黏度與礦化度、溫度的實驗得到。例如LN×井原始地層水礦化度為233 866.6 mg/L,地層溫度為135.2 ℃,查表得水地下粘度為0.35 mPa·s。表1為輪南油田的高壓物性資料得到水、油黏度比。
圖3 含水飽和度與水相對滲透率的關系
圖4 含水飽和度與油相對滲透率關系
桑A井為輪南油田某區(qū)塊的采油井,將2014年6月產出剖面資料計算出含油飽和度(圖5中A井飽和度道)與相距時間最近的新投產鄰井桑B井的裸眼井結論(圖5中B井飽和度道)作對比,儲層上部1號差油層和3號油層平均飽和度基本相同,并且對應性較好,對比結果令人滿意。
輪C井在不同開發(fā)階段先后經過裸眼完井測井、 產液剖面測井、PNN測井,
該井1992年投產時
日產油126 t、日產水0 m3;2013年日產油1.9 t、日產水175 m3;2014年日產油1.2 t、日產水189 m3。將1992年裸眼完井資料、2013年產出剖面計算飽和度和2014年PNN含油飽和度進行對比(圖6第6道),可見隨開發(fā)程度的提高,14號油層平均含油飽和度由投產初期76%下降到2013年的34%,到2014年平均剩余油飽和度僅為25%,這也與井口產液實際相符。
圖5 桑A井計算剩余油飽和度與鄰井對比圖*非法定計量單位,1 ft=12 in=0.304 8 m,下同
圖6 輪C井剩余油飽和度變化圖
通過分析,由含水率計算剩余油飽和度需要建立在精準求取束縛水、殘余油等參數(shù)的基礎上。如果目標研究區(qū)取心井資料很少,只通過幾塊巖心的相滲實驗數(shù)據(jù)建立整個油田或者所有產層的含水率與含水飽和度的關系是不合理的,也不切實際。因為每套儲層由于沉積年代和沉積環(huán)境不同,每口井每一儲層的孔隙結構和潤濕性也就不盡相同。即使同一儲層,儲層的非均質性,不同井的同一儲層的束縛水和殘余油值也會有差別,會明顯降低剩余油飽和度的可信度。此時,不能用統(tǒng)一值代表所有井點和所有層位的m、n和Swi、Sor值。實際使用中可以將式(7)作等效變形
(12)
式中,A=1-Sor;B=Swi;C=mlg (1-Swi-Sor)-nlg (1-Swi)+lg (αμo/βμw),其中m、n、C為待定系數(shù)。
對研究區(qū)塊要確定上述待定系數(shù),可以均勻地選擇若干口井,同一口井中既進行剩余油又進行產出剖面測井,讀取這些井的每個產層的含水率和含水飽和度值,并通過裸眼完井測井資料求得Swi和Sor值代入式(12),進行多元回歸,得到研究區(qū)塊不同儲層含水率與含水飽和度的經驗關系式。如輪南油田某區(qū)塊TⅡ層回歸結果為
1.578 lg (Sw-B)-0.091
(13)
即式(12)中待定系數(shù)m=1.711,n=1.578和C=-0.091。
如果要及時了解某井某產層的含油飽和度,可以通過產液剖面測井確定該產層的產水率的高低,通過上述經驗公式得到該層的含水飽和度值,用So=1-Sw得到目前儲層的剩余油飽和度。通過上述轉換就可以避開研究區(qū)塊因沒有取心井、缺少相對滲透率曲線而無法用產出剖面資料求儲層含油飽和度的矛盾。
(1) 利用產出剖面資料求取產層含水率,利用巖心分析數(shù)據(jù)和測井資料求取儲層含油飽和度,兩者均是油水相對滲透率的函數(shù),可以建立產水率和含油飽和度的關系。
(2) 利用產出剖面測井和剩余油飽和度測井資料多元回歸模型,拓展了該方法的適用范圍,解決了研究區(qū)塊取心資料少,無法確定模型系數(shù)而難以使用產出剖面資料求剩余油飽和度的問題。
(3) 動態(tài)監(jiān)測在油田每年的測試工作量需求較大,該方法能夠對產層的剩余油飽和度進行跟蹤評價,將產出剖面結論引申到油田區(qū)塊剩余油評價研究,并由此確定區(qū)域內的剩余油飽和度的分布情況,為區(qū)域開發(fā)調整及后期采油方案的制定提供了可靠依據(jù)。
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