呼和诺仁油田水淹层测井解释技术研究

2015-12-13刘传平卢艳

测井技术 2015年1期

刘传平，卢艳

（大庆油田有限责任公司勘探开发研究院，黑龙江大庆163712）

0 引言

呼和诺仁油田属于海拉尔盆地贝尔湖坳陷贝尔凹陷南部包尔陶勒盖洼槽内的呼和诺仁构造。油田从2003年底全面投入开发，探明储量全部动用，目前综合含水63．3%，已进入中高含水期。该油田属于近物源快速堆积的沉积体，储层分选性差，非均质性强，孔隙结构复杂。岩性以砂岩、砂砾岩为主，且储层中蒙脱石含量高，水敏现象突出，在注水开发过程中加入了一定浓度注粘稳剂，防止黏土膨胀。这些都给水淹层解释带来一定困难。针对砂砾岩储层水淹层的研究较少，田中元、张宇晓等针对河南双河油田砂砾岩储层，在水淹机理、渗流机制、定性识别等方面进行分析研究，克拉玛依油田针对砂砾岩储层开展了水淹层解释方法研究，见到了一定效果［1－2］。针对储层水敏严重、且注粘稳剂开发的砂岩、砂砾岩储层，水淹后如何开展剩余油评价还没有相关文献可供参考。本文通过开展岩石物理实验，首先搞清了不同岩性注粘稳剂条件下水淹层导电机理和测井响应特征。在此基础上，消除岩性、物性及孔隙结构的影响、突出水淹层信息的测井响应特征将是研究水淹层评价技术的重点。

1．1 水淹层测井响应特征

利用研究区内密闭取心检查井资料、生产资料研究了不同岩性储层水淹后测井响应的变化规律。研究结果表明，在注粘稳剂开发条件下，砂岩、砂砾岩储层水淹后测井响应均呈规律性变化，即随着水淹程度的增加，电阻率幅值下降，曲线形态变得光滑。但不同岩性的储层测井曲线的变化规律有明显区别，砂岩、砂砾岩在相同水淹情况下，砂砾岩的电阻率下降幅度大于砂岩电阻率下降幅度。在岩性识别的基础上，分别提取砂岩、砂砾岩的水淹信息，使利用测井资料识别水淹层成为可能。

1．2 水淹层导电机理研究

呼和诺仁油田储层中蒙脱石含量高，水敏现象突出，在注水开发过程中加入了一定浓度粘稳剂，防止黏土膨胀。为研究粘稳剂对储层导电性的影响，在呼和诺仁油田取心井中有针对性地选取了部分岩样，模拟油藏条件开展了岩电实验分析研究，首次搞清了不同岩性、注粘稳剂条件下水淹层导电机理。根据油田的实际注粘稳剂情况选择了2种不同矿化度（3500、5500mg／L）含粘稳剂溶液的注入水模拟水驱油实验，其中原始地层水矿化度定为3500mg／L。

图1是贝50－56井21号砂砾岩样品和贝301井55号砂岩样品的实验结果。其中砂砾岩样品的孔隙度为22．8%，渗透率为23．3mD＊非法定计量单位，1mD＝9．87×10－4μm2，下同；砂岩样品孔隙度为22．7%，渗透率为19．7mD。2块岩样岩性不同，物性接近。可以看出，在这2种矿化度情况下，随含水饱和度增加，砂砾岩和砂岩岩石电阻率均呈单调下降趋势，在物性相同时砂砾岩电阻率比砂岩的高。这与理论计算当注入水电阻率小于原始地层水电阻率（Rwp／Rw≤1），即注入咸水或地层水时，随着注入水进入岩心，电阻率Rt值随含水饱和度Sw值增大而急剧下降的结果是一致的［3－5］。

图1 不同岩性不同注入水矿化度情况下电阻率随含水饱和度变化关系曲线

1 注粘稳剂水淹层测井响应特征及导电机理研究

2 常规测井资料评价水淹层技术研究

2．1 应用岩石物理相分析建立孔渗基础参数模型

针对呼和诺仁油田储层非均质性强、岩性及孔隙结构复杂的特点建立孔隙度模型，利用岩心孔隙度分析资料与各种反映孔隙度的测井曲线之间建立函数关系，采用多元回归方法，分油层组分岩性分别建立砂岩和砂砾岩孔隙度模型。

呼和诺仁油田储层渗透率表现出多样化的特点，既有低渗透率、特低渗透率，也有中渗透率、中高渗透率。对于这类储层，通过储层分类评价研究是解决储层非均质性问题的有效途径。现场实践证明，储层储集性能的差异造成产出与注水受效程度均存在差异，对应的测井响应特征也会不同。为了突出表征不同储层之间的差异，应用岩石物理相的概念实现储层分类评价［6］。其划分依据就是相同的岩石物理相具有相似的物理特征和流体渗流能力。采用流动带指标IFZ参数实现岩石物理相的划分。

式中，K为渗透率，mD；φ为孔隙度，小数。

从图2上可以看出，采用流动带指标分类方法，砂砾岩可以明显分成不同储层类型。具体建立渗透率模型时，在对储层分岩性的基础上，不同岩性再细分储层类型，从而大大提高了渗透率的计算精度。

图2 N2II组砂砾岩储层分类图

2．2 利用毛细管压力资料建立储层原始含水饱和度模型

水淹层测井评价确定原始含水饱和度的方法主要是根据大量的密闭取心检查井资料，采用多元回归的方法建立模型。呼和诺仁油田只有1口密闭取心检查井，难以采用这种方法建立模型。该油田属于构造油藏，根据油气藏成藏理论，考虑储层孔隙结构、油柱高度、油水密度差等因素对原始含油饱和度的影响，基于毛细管压力实验数据，确立了储层原始含水饱和度评价方法。

实验室条件下测得的毛细管压力曲线所用的流体界面性质与地下不同，需要将实验室条件下的毛细管压力换算为油藏条件下毛细管压力［7－8］

式中，σL、θL和pc，L分别为实验室内的界面张力、接触角和毛细管压力；σR、θR和pc，R分别为油藏条件下的界面张力、接触角和毛细管压力。

为消除不同物性岩样毛细管压力曲线差异大的影响，需要对上述毛细管压力进行J函数转化［9］

根据J函数与原始含水饱和度的关系，分砂岩、砂砾岩建立原始含水饱和度模型

式中，A、B是回归系数。以上是根据实验室毛细管压力资料建立原始含水饱和度的过程，实际测井中并不是每口井每个层都测量毛细管压力曲线，因此首先需要根据油藏的毛细管压力为油水的重力差所平衡原理，先计算油藏条件下储层毛细管压力［10］

式中，F1为自由水面深度，m；D1为储层深度，m。

将式（5）按照式（3）转换为油藏条件下J函数，带入到原始含水饱和度公式（4）中即可得到具体某一储层的原始含水饱和度。

2．3 利用印度尼西亚模型确立储层目前含水饱和度

呼和诺仁油田储层含泥重，泥质含量一般在8%～42%，泥质的附加导电性强，储层岩性复杂，砂岩和砂砾岩并存。根据该油田实际地质情况，在岩石物理实验研究基础上优选了印度尼西亚模型作为计算目前含水饱和度的公式

式中，Sw为含水饱和度，%；Rwz为混合地层水电阻率，Ω·m；Rt为地层电阻率，Ω·m；φ为孔隙度，小数；m为孔隙度指数，又称为胶结指数；n为饱和度指数；a为地区经验系数；Vsh为黏土含量，小数；Rsh为泥岩电阻率，Ω·m。

该模型的优点在于考虑泥质附加导电性、水导电，可用于含泥重、泥质附加导电性强引起的低电阻率油层，且形式相对简单［11］。式（6）中岩电参数a、m、n的确定是根据模拟实际注粘稳剂开发过程进行的岩电参数实验结果，分砂岩和砂砾岩分别给出。

2．4 水淹储层产液性质的定量描述

把测井学和油层物理学结合起来，以精细解释储层原始含水饱和度、目前含水饱和度、驱油效率为基础，以渗流理论为指导，依据相渗实验分析资料求出产层的产水率，以回答储层产什么流体而不是含什么流体为最终目标，以一种完全流动、优先流动的观点综合评价水淹层［12］。

分析呼和诺仁油田相渗实验可知，不同物性岩样含水饱和度与产水率差异较大（见图3），通过研究发现驱油效率与产水率关系比较一致（见图4）。根据相渗实验资料建立产水率与驱油效率的关系式，从而实现产水率的预测。其中驱油效率是由目前含水饱和度和原始含水饱和度2个参数共同决定，其公式为

图3 产水率与含水饱和度关系图

图4 产水率与驱油效率关系图

式中，Sw为目前含水饱和度，小数；Swi为原始含水饱和度，小数；η为为驱油效率，小数。

在上述水淹层测井解释方法研究基础上，以卡奔平台为基础研发了水淹层精细处理解释程序。

3 应用效果评价

3．1 静态资料检验

静态检验的基本方法是利用所建立的测井解释模型的处理结果与密闭取心分析资料进行对比。利用测井解释系统处理了呼和诺仁油田贝47－检57井有取心的7个层，取心分析均为未水淹，测井解释7个层也均为未水淹层，测井解释符合率100%。测井解释的孔隙度渗透率饱和度等参数与取心分析资料吻合较好（见图6），其参数计算精度能满足生产需求。