薛永超，李 惠，余 鐘，張懷彪

(1.中國石油大學(xué)(北京)，北京 102249；2.中國石油長慶油田分公司，甘肅 慶陽 745100)

0 引 言

針對低滲透油藏，微觀孔隙結(jié)構(gòu)影響注入水波及效率及啟動(dòng)壓力梯度，是造成水驅(qū)油效率產(chǎn)生差異的根本原因。微觀孔喉半徑是孔喉結(jié)構(gòu)的主要影響因素之一，與儲(chǔ)層的物理特征和儲(chǔ)集性能密切相關(guān)，對低滲透油藏的評價(jià)和開發(fā)具有重大意義[1-4]。目前，中國學(xué)者在低滲透儲(chǔ)層微觀孔喉特征方面取得了大量的研究成果。何順利等[5]對恒速壓汞與常規(guī)壓汞進(jìn)行了對比分析，結(jié)果表明恒速壓汞具有較高的精度；喻建等[6]利用壓汞-恒速壓汞法對致密砂巖進(jìn)行孔喉定量表征，但該方法受到溫度和壓力變化的影響，從而導(dǎo)致結(jié)果出現(xiàn)偏差。李海燕等[7]以鑄體薄片、掃描電鏡等手段為基礎(chǔ)，選取孔喉半徑及其他孔喉參數(shù)對低滲透儲(chǔ)層進(jìn)行了總結(jié)和分類評價(jià)；龐振宇等[8]利用恒速壓汞曲線，依托鑄體薄片、掃描電鏡等對特低滲儲(chǔ)層孔隙結(jié)構(gòu)、喉道特征、孔喉配置關(guān)系進(jìn)行了分類表征；萬琳等[9]依托恒速壓汞測試等多種技術(shù)手段，定量分析微觀孔喉分布與滲透率的關(guān)系，實(shí)現(xiàn)特低滲儲(chǔ)層全面準(zhǔn)確評價(jià)。上述方法主要是利用高精度的實(shí)驗(yàn)儀器來對孔喉結(jié)構(gòu)進(jìn)行觀測分析，過程復(fù)雜且缺乏經(jīng)濟(jì)效益。因此，以毛管導(dǎo)電通道模型為基礎(chǔ)，推導(dǎo)出利用測井資料計(jì)算孔喉半徑的方法，并利用該方法實(shí)現(xiàn)西峰油田董志區(qū)長8特低滲油藏定量化儲(chǔ)層評價(jià)。

1 微觀孔喉半徑計(jì)算方法

1.1 假設(shè)條件

儲(chǔ)層基本由巖石基質(zhì)、油、氣、水等組成，由于巖石基質(zhì)和油的電阻大于106Ω，電阻率測井時(shí)，在純砂巖中電子的導(dǎo)電通道主要由地層水所貢獻(xiàn)。

假設(shè)地層水能形成若干條連續(xù)、粗細(xì)不一、長度不等的導(dǎo)電通道，如圖1所示，這些導(dǎo)電通道的電阻率采用并聯(lián)電路模型，其總電阻率為：

(1)

式中：ri為第i條導(dǎo)電通道的電阻，Ω；n為導(dǎo)電通道的總數(shù)；rt為總電阻，Ω。

圖1 毛管導(dǎo)電通道模型示意圖

(2)

(3)

式中：Rt為巖心電阻率，Ω·m；Rw為導(dǎo)電通路電阻率，Ω·m；L為巖心長度，m；A為巖心橫截面積，m2；rcwi為第i條導(dǎo)電通道的半徑，m；Li為第i條導(dǎo)電通道的長度，m。

每一條導(dǎo)電通道都可以假設(shè)是由Ni條半徑為rcw的導(dǎo)電通道組成，則有：

(4)

式中：Ni為長度為Li的導(dǎo)電通道的數(shù)量；rcw為平均導(dǎo)電通道半徑，m。

1.2 計(jì)算方法

在以上假設(shè)條件的基礎(chǔ)上，由式(4)可得：

(5)

(6)

(7)

式中：An為視導(dǎo)電通道平均截面，m2。

式(6)可更改為：

(8)

(9)

式中：fi為長度為Li的導(dǎo)電通道數(shù)量占全部導(dǎo)電通道數(shù)量的比值。

利用加權(quán)調(diào)和平均數(shù)計(jì)算導(dǎo)電通道的平均長度L*，即：

(10)

(11)

式中：L*為導(dǎo)電通道的平均長度，m；τ*為加權(quán)調(diào)和平均數(shù)下的導(dǎo)電通道迂曲度。

假設(shè)巖心內(nèi)的水都可以形成連續(xù)導(dǎo)電通道，則有：

(12)

(13)

式中：Vpw為孔隙中地層水的總體積，m3；φ為巖心孔隙度；Sw為巖心含水飽和度。

利用加權(quán)平均計(jì)算平均長度L**，即：

L**=f1L1+f2L2+…+fnLn

(14)

(15)

(16)

(17)

式中：τ**為加權(quán)平均數(shù)下的導(dǎo)電通道迂曲度。

由于幾何平均數(shù)介于調(diào)和平均和算術(shù)平均數(shù)之間，則迂曲度取值為：

(18)

式中：τ為幾何平均數(shù)下的導(dǎo)電通道迂曲度。

根據(jù)柯靜-卡爾曼[10]提出的修正毛管束模型可得：

(19)

式中：K為巖心有效滲透率，mD。

大量研究表明，巖心微觀孔喉半徑與平均導(dǎo)電通道半徑之間存在一定關(guān)系[11-13]。

(20)

式中：rc為巖心微觀孔喉半徑，m。

式(20)中Rt、Sw、K可以通過測井資料直接讀取，利用圖版法可以得到Rw，進(jìn)而可以計(jì)算出給定區(qū)塊的儲(chǔ)層孔喉半徑，同時(shí)也避免了實(shí)驗(yàn)室?guī)r心因溫度、壓力等變化對實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)的不利影響。

2 實(shí)例驗(yàn)證

西峰油田董志區(qū)長8段為特低滲油藏，油層埋深為2 000～2 200 m，平均孔隙度為8.5%，平均滲透率為1.02 mD 。選取目標(biāo)區(qū)巖心，利用文中方法得到的孔喉半徑與壓汞實(shí)驗(yàn)得到的孔喉半徑吻合率為0.7，從地質(zhì)統(tǒng)計(jì)角度分析具有比較高的相關(guān)性，表明計(jì)算公式可靠(表1、圖2)。

表1 巖心分析喉道半徑與計(jì)算喉道半徑對比

圖2 不同方法孔喉半徑相關(guān)性

3 應(yīng)用微觀孔隙半徑研究儲(chǔ)層流動(dòng)單元

流動(dòng)單元實(shí)質(zhì)上是以滲流特征為主導(dǎo)精細(xì)描述的儲(chǔ)層非均質(zhì)單元，是對儲(chǔ)層結(jié)構(gòu)模型的進(jìn)一步劃分和定量表征。在生產(chǎn)階段對流動(dòng)單元進(jìn)行精細(xì)描述，對預(yù)測生產(chǎn)后期剩余油空間分布及開發(fā)措施調(diào)整具有重要的意義[12-14]。

利用上述公式計(jì)算董志區(qū)22口取心井中60個(gè)流動(dòng)單元的微觀孔隙半徑，根據(jù)孔隙半徑值的大小，建立符合目標(biāo)區(qū)塊的流動(dòng)單元分類標(biāo)準(zhǔn)(圖3、表2)。

圖3 流動(dòng)單元分類依據(jù)

根據(jù)取心井流動(dòng)單元分類結(jié)果，繪制D78-41、D78-42、D78-43、D78-44井流動(dòng)單元連井剖面(圖4)。D78-41井對應(yīng)的射孔段為4個(gè)A類流動(dòng)單元，根據(jù)表1，理論值應(yīng)大于8.0 m3/d，而D78-41井初期實(shí)際日產(chǎn)液量為10.3 m3/d；D78-42井對應(yīng)的射孔段為1個(gè)B類流動(dòng)單元和2個(gè)C類流動(dòng)單元，理論值應(yīng)為3.5～5.0 m3/d，而D78-42井初

表2 流動(dòng)單元分類標(biāo)準(zhǔn)

期實(shí)際日產(chǎn)液量為4.2 m3/d；D78-43井對應(yīng)的射孔段為4個(gè)B類流動(dòng)單元，理論值應(yīng)為6.0～8.0 m3/d，而D78-42井初期實(shí)際日產(chǎn)液量為6.7 m3/d；D78-44井對應(yīng)的射孔段為1個(gè)C類流動(dòng)單元和2個(gè)D類流動(dòng)單元，理論值應(yīng)為小于3.5 m3/d，而D78-42井初期實(shí)際日產(chǎn)液量為2.4 m3/d。根據(jù)分析可知：

圖4 取心井縱向流動(dòng)單元剖面

隨著rc的增大，流動(dòng)單元性質(zhì)逐漸變好，日產(chǎn)液量也隨之增加；A類及B類流動(dòng)單元主要為水下分流河道和河口壩沉積，儲(chǔ)層性質(zhì)較好，產(chǎn)液量較高，C類及D類流動(dòng)單元主要為水下分流河道側(cè)源以及席狀砂帶沉積，儲(chǔ)層性質(zhì)較差，產(chǎn)液量較低。

依據(jù)分類標(biāo)準(zhǔn)，將全區(qū)307口井共1568個(gè)單砂體進(jìn)行流動(dòng)單元分類[15-16]，從而繪制目標(biāo)油藏平面流動(dòng)單元分布(圖5)。由圖5可知，A類流動(dòng)單元主要分布在研究區(qū)西南部及西北部井區(qū)的西部；B類流動(dòng)單元主要分布在研究區(qū)中部及東南部；C類流動(dòng)單元主要分布在研究區(qū)西南、西北以及東北角，油田邊緣發(fā)育較多；D類流動(dòng)單元集中分布在研究區(qū)中部。綜上所述，研究區(qū)的剩余油主要分布在C、D類流動(dòng)單元及其流動(dòng)單元類型突變的位置。

4 開發(fā)技術(shù)調(diào)整對策

根據(jù)油藏實(shí)際情況、流動(dòng)單元縱向及平面分布規(guī)律，進(jìn)行典型井組劃分，分類型對后期開發(fā)挖潛提供技術(shù)調(diào)整[17-31]。

Ⅰ類為高產(chǎn)井，無明顯見水，井組中儲(chǔ)層連通性較好，流動(dòng)單元基本為A類。驅(qū)替效果相對較好，儲(chǔ)層改造程度合適，表現(xiàn)出高產(chǎn)、穩(wěn)產(chǎn)特征，各井平均日產(chǎn)液為5.98 m3/d，剩余油均勻分布在注水井與角井之間的未波及區(qū)域。由于A、B類流動(dòng)單元的儲(chǔ)層性質(zhì)較好，所以在相同的注水條件下，更容易發(fā)生水淹現(xiàn)象。建議采取合適的注采比，控制生產(chǎn)壓差不要過大，在保持高產(chǎn)的情況下防止其過早水淹。如D76-46井，有效注采比仍維持1∶1不變，控制生產(chǎn)壓差在15 MPa以下，平均日產(chǎn)液可達(dá)5.31 m3/d，含水率保持在30%以下。

圖5 目標(biāo)油藏平面流動(dòng)單元分布

Ⅱ類為低產(chǎn)井，無明顯見水，井組中儲(chǔ)層連通性一般，流動(dòng)單元多為B類，少部分為C類。該井組普遍改造強(qiáng)度較弱，動(dòng)用程度主要集中在近井地帶，各井平均日產(chǎn)液為2.63 m3/d。建議加密配合老井轉(zhuǎn)注，或加大改造力度形成足夠?qū)Я髂芰Φ牧芽p，增大開發(fā)效果。如D63-49井，根據(jù)研究成果，該井進(jìn)行二次壓裂改造，加砂至60 m3。二次壓裂效果明顯，平均日產(chǎn)液可達(dá)6.73 m3/d。

Ⅲ類為注水不受效井，井組中儲(chǔ)層連通性較差，隔夾層居多，流動(dòng)單元多為C類，少數(shù)為B、D類，各井平均日產(chǎn)液為1.57 m3/d。該類井組由于井排距與流動(dòng)單元性質(zhì)不匹配，井距過大，能量無法及時(shí)有效傳遞到生產(chǎn)井附近，無法形成有效驅(qū)替。建議在井網(wǎng)短軸方向進(jìn)行加密，在長軸方向進(jìn)行轉(zhuǎn)注，充分利用裂縫進(jìn)行側(cè)向驅(qū)替，改變液流方向。如D79-55井，對井組進(jìn)行開發(fā)技術(shù)政策調(diào)整，在該井組短軸方向新鉆D79-56井，同時(shí)將長軸方向D76-42井進(jìn)行轉(zhuǎn)注，最終該井組平均日產(chǎn)液可達(dá)5.51 m3/d。

Ⅳ類為水淹井，分為2種情況。①類為單方向見水井，井組中儲(chǔ)層連通性較好，具有A、B類流動(dòng)單元，存在裂縫，沿著滲透率主應(yīng)力方向的角井見水迅速，而邊井和非滲透率主應(yīng)力方向的角井驅(qū)替效果較差，含水率上升快，剩余油集中在未水淹區(qū)。建議通過井網(wǎng)加密和周期注水調(diào)整，補(bǔ)充地層能量，改變液流方向；②類為多方向見水井，井組中儲(chǔ)層連通性較好，具有C、D類流動(dòng)單元，存在大量裂縫，多方向發(fā)生水淹，剩余油集中在未水淹區(qū)。建議采用周期注水措施，控制合理的注入量和注入周期，降低油井含水率，進(jìn)而提高采收率。如D62-38井和D67-32井，分別進(jìn)行周期注水，周期為30d，含水率分別從90.5%、87.1%降至68.2%、52.3%。

5 結(jié)論和建議

(1) 利用毛管導(dǎo)電通道模型結(jié)合測井資料計(jì)算儲(chǔ)層孔喉結(jié)構(gòu)，避免了室內(nèi)實(shí)驗(yàn)巖心受溫度、壓力的變化造成的影響。

(2) 利用新方法計(jì)算所得巖心的孔喉半徑和通過壓汞實(shí)驗(yàn)得到的孔喉半徑吻合率為0.7，具有良好的相關(guān)性。

(3) 依據(jù)孔喉半徑將流動(dòng)單元分為4類。根據(jù)研究區(qū)流動(dòng)單元與產(chǎn)能之間的關(guān)系，針對目標(biāo)油藏實(shí)際情況，基于流動(dòng)單元分類結(jié)果，劃分4種開發(fā)方式，每種開發(fā)方式與流動(dòng)單元類別相對應(yīng)，分別提出典型井組改善開發(fā)效果的技術(shù)對策。