储层构型分析及聚合物驱后测井评价联合识别剩余油<br/>——以孤东油田七区西馆上段为例

储层构型分析及聚合物驱后测井评价联合识别剩余油
——以孤东油田七区西馆上段为例

2014-03-06罗水亮韩学辉

油气地质与采收率 2014年1期

罗水亮，曾琛，韩学辉

（1.长江大学地球科学学院，湖北武汉430100；2.中国石油大学（华东）石油工程学院，山东青岛266580；3.中国石油大学（华东）地球科学与技术学院，山东青岛266580）

储层构型分析及聚合物驱后测井评价联合识别剩余油
——以孤东油田七区西馆上段为例

罗水亮1，曾琛2，韩学辉3

在岩心观察和动态分析的基础上，对孤东油田七区西馆上段砂体进行了储层构型的识别和划分，认为心滩坝中心部位及长轴方向迎水面的渗透率较高，两翼渗透率较低，造成构型界面两侧剩余油富集。同时利用实验手段表征聚合物对测井响应的变化，认为聚合物本身对测井响应并没有较大影响，但清水所配制聚合物驱替的不均匀性对测井响应有影响，表现在形成大量的聚合物小团块，而这种聚合物小团块主要出现在构型的边部，且在测井响应上呈现高阻特征，因此联合构型要素及测井响应特征对剩余油进行识别。结果表明，在构型边部既有可能出现高电阻却富含聚合物的水层也可能出现富含剩余油的油层，对于构型边部的生产井建议加测套管进行C/O测井或采用其他能有效识别聚合物和油层的测井识别手段。

储层构型水淹层心滩坝聚合物驱剩余油孤东油田

三次采油已成为胜利油区保持原油稳产的重要技术手段，而聚合物驱已成为一种较为成熟的提高采收率技术，因此深入细致地分析和研究聚合物驱后的剩余油挖潜对原油稳产具有重要意义［1-3］。通过孤东油田七区西聚合物驱后测井解释结论和试油结果的对比，发现水淹层解释的结论和试油的结果差别非常大，测井解释很好的油层或弱水淹层（高电阻率），射开后含水率高达95%以上或产出聚合物。为此，笔者利用实验手段观察聚合物驱前、后测井响应的变化，并联合储层构型分析对研究区剩余油进行识别。

1 构型要素划分及与剩余油的关系

1.1 构型要素划分

孤东油田七区西馆上段5—6砂组主要是辫状河沉积，单一辫流带的构型要素主要包括心滩坝和辫状河道2个四级单元。

砂体顶部相对深度心滩坝砂体顶部相对同一小层顶面的高度差异可作为判断是否属于同一心滩坝的依据，辫状河内部心滩坝沉积砂体顶部埋深高于辫状河道［4-6］。由于河道的迁移，不同位置砂体的分布不同，同一河道沉积顶面距标准层（或某一等时界面）应有大致相等的高程。研究区馆上段4砂组底部发育一套螺化石层，其岩相和电性特征均非常明显，是分布稳定的标准层，在进行地层对比时，可将等距于螺化石标准层的砂体顶面作为等时界面。

砂体厚度差异水下分流河道砂体厚度存在差异。一般来说，同一期河道，在一定范围内其河道砂体变化应较小，若相邻2口井的砂体厚度差异较大，则不属于同一期河道。从辫状河成因考虑，心滩坝砂体一般较厚，为多次洪水的淤积。辫状河道主要为河道充填，因此可以根据砂体厚度来判断心滩坝的位置［7-8］。研究区心滩坝的规模较大，一般长度超过700 m，宽度超过300 m，有的心滩坝长度大于1 500 m，宽度大于500 m。心滩坝的砂体厚度一般较大，往往大于4 m，其自然电位、自然伽马曲线特征以漏斗形、箱形为主。辫状河道底部的砂体厚度较薄，在测井响应特征上，主要表现为自然电位、自然伽马曲线以钟形及薄层尖峰状特征为主。

注水井井组动态分析以注水井为井组，若观测发现周围生产井的含水率、产液量或动液面等动态资料随注水井的压力和注入水平等动态资料发生明显的变化，则说明该生产井和同一井组的注水井处于同一心滩坝。

综合运用以上划分依据，并考虑平面组合形态，在研究区广泛连片的心滩坝砂体中识别出单个心滩坝的边界。依据在测井曲线上辫状河道显示明显正韵律特征，划分出单个心滩坝和辫状河道，并结合辫状河现代沉积模式，进行单一沉积微相的平面组合分析，以确定研究区心滩坝的位置和形态。

1.2 构型要素与剩余油的关系

由于不同结构单元的渗流性能存在差异，因此会产生非均质性，造成剩余油富集。河道充填的沉积总量较大，在其低渗透部位以及与其他渗流性能差的结构单元的结合部位会有剩余油富集［9］。研究结果表明，构型界面对剩余油分布的影响在本质上是构型界面对油水运动的影响，心滩坝中心部位及长轴方向迎水面的渗透率较高，而两翼的渗透率较低［5-6］，造成构型界面两侧剩余油富集。

2 聚合物对测井响应的影响

聚合物驱是油田开发后期常用的提高采收率手段之一［10-13］，但是聚合物溶液注入对储层测井响应尤其是电性特征的影响尚不清楚，须进一步进行实验研究。

2.1 测量实验设计

在常温常压（30℃和0.1 MPa）和地层条件（70℃和16 MPa）2种实验条件下，将质量浓度为0，4 000，6 000，8 000和10 000 mg/L的氯化钠和质量浓度为0，500，1 000，1 500和2 000 mg/L的聚合物配制成混合溶液（表1），并对混合溶液的电阻率进行测量。

2.2 聚合物测井响应机理

由混合溶液的电阻率变化（图1）可见，当氯化钠质量浓度为0时，随聚合物质量浓度的增加，混合溶液的电阻率变化较大，从714.0 Ω·m逐渐下降到16.8 Ω·m。当氯化钠质量浓度为4 000～10 000 mg/ L时，随聚合物质量浓度的增加，混合溶液的电阻率逐渐减小，但变化幅度仅为0.5%～8.4%。由此可以推断：①聚合物本身具有一定的导电性，但是非常微弱；②聚合物对水溶液电阻率的影响主要取决于氯化钠的质量浓度，当氯化钠的质量浓度达到一定程度时（从此次实验来看，不会小于4 000 mg/L），聚合物对溶液电阻率的影响很小，可忽略不计；③当氯化钠的质量浓度很低时，也就是如果采用清水配制聚合物溶液，即使聚合物的质量浓度发生变化，其溶液的电阻率都远高于含有一定质量浓度氯化钠溶液的电阻率。由此可见，对于清水配制的聚合物溶液，其电阻率往往远高于含一定矿化度的污水配制的聚合物溶液（图1）。

表1 聚合物溶液电阻率测量实验设计 mg/L

图1 30℃下混合溶液的电阻率随质量浓度的变化

3 剩余油联合识别

孤东油田七区西的聚合物注入方式主要是清水配制母液并污水稀释注入，自2003年9月以来，矿场一共采用质量浓度为2 000 mg/L的聚合物前置调剖段塞，由质量浓度为1 700 mg/L的聚合物、质量分数为0.45%的石油磺酸盐和质量分数为0.15%的表面活性剂助剂组成的主体段塞以及质量浓度为1 500 mg/L的聚合物保护段塞等3个段塞［14-15］。由于聚合物具有增加渗流阻力和扩大波及体积的作用，并且聚合物溶液的粘度远高于注入水粘度［13-15］，所以在采用清水配制的聚合物溶液进行驱替时，就会出现驱替不均匀的现象，某些地方会出现大量的高分子聚合物小团块。

对矿场新钻井进行了分析，如36NX井测井解释馆上段6砂组第1小层的含水饱和度为45.3%，为油层；2005年7月对射孔层段1 304.8～1 306.0 m进行试油，产液量为43.7 t/d，产油量为1.1 t/d，含水率为97.4%。同样，39X井的射孔层段为馆上段6砂组第1小层1 305.0～1 307.0 m，测井解释含水饱和度为4.2%，可是2005年8月试井产液量为32 t/d，产油量为0.9 t/d，含水率为97.1%，为明显的水淹层且含有大量聚合物。由此可见，测井响应特征的变化受聚合物驱替方式影响，即测井响应特征呈现高阻现象是由于受到了包含清水的聚合物小团块的影响。

对构型边部同一批井2003年6月与2011年9月的数值模拟剩余油饱和度结果进行对比，发现部分单元构型边部井在聚合物驱后其含油饱和度相比聚合物驱前基本不变甚至增加。如29-4X，30-1X，32-1X这3口井均处于构型边部（图2），30-1X井的数值模拟剩余油含油饱和度在2003年6月为52.3%，而2011年9月为53.7%，10 a间含油饱和度基本未发生变化，这主要是由于在清水配制的聚合物驱替不均匀的影响下，形成大量的聚合物小团块，而这种驱替的不均匀主要体现在构型的边部［16-17］，因此这种聚合物小团块在构型的边部大量富集，从而造成孔道堵塞而在边部富含剩余油。因此，在构型的边部既有可能出现高电阻却富含聚合物的水层，也可能出现富含剩余油的油层，对于构型边部井建议加测套管进行C/O测井或采用其他能有效识别聚合物和油层的测井识别手段。

图2 孤东油田七区西连井构型分布

4 结论

聚合物本身对测井响应并没有较大影响，但清水所配制聚合物驱替的不均匀性对测井响应有影响，而这种驱替的不均匀主要集中在构型的边部。受聚合物的影响，孤东油田七区西馆上段部分单元构型边部的生产井在聚合物驱后其含油饱和度相比聚合物驱前基本不变甚至增加。其原因是：由于聚合物堆积在构型边部的生产井中，某些地方会出现大量的高分子聚合物小团块，造成边部生产井剩余油富集。对于构型边部出现高电阻测井响应的生产井，可加测套管进行C/O测井或采用其他能有效识别聚合物和油层的测井识别手段。

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