利用产出剖面测井确定剩余油饱和度

2016-05-07李震许思勇王谦李玉宁靳敏刚杨立华

测井技术 2016年3期

李震, 许思勇, 王谦, 李玉宁, 靳敏刚, 杨立华

(中国石油集团测井有限公司, 陕西西安 710200)

0 引言

利用产出剖面测井能够了解油气井各产层生产动态,确定各小层产出情况,明确多层系开发间矛盾,为优化开发技术决策提供依据;同时可确定高含水层,为调剖堵水等上产控水措施提供帮助;还可验证地质资料,帮助认识地层内部构造,计算储层剩余油饱和度等[1-3],为油田实施卡堵水、调整注采方案、提高剩余油的开采效率等方面提供重要的技术支持。储层动态剩余油饱和度确定主要依靠生产测井,如碳氧比、中子寿命、PNN、TNIS、宽能阈-氯能谱等[4]。本文以轮南油田某区块三叠系TII油组为例,利用生产动态测井技术即产出剖面测井资料确定储层剩余油饱和度,同时,对其应用效果作了综合评价。

1 产水率与含水饱和度关系

油田长期注水开发,注采系统达到平衡,油井处于稳定生产期,产层压力大于孔隙中流体泡点压力,此时产层只有油、水两相流体流动,其流动方向一致且互不相溶。应用径向流油水两相达西定律,从距井轴距离为x处流入井内的油、水流量分别为[5-8]

(1)

(2)

式中,Qo、Qw分别为油、水产出量,m3/d;μo、μw分别为油、水黏度,Pa·s;∂po/∂x、∂pw/∂x分别为油、水在距井筒为x处的压差,MPa;h为储层厚度,m;r为井眼半径,m;Ko、Kw分别为油、水有效渗透率,μm2。

生产测井许多参数(如持水率、密度)是产层流体各相比例(含水饱和度)和性质的直观反映。因此,可以通过油水相对渗透率作为桥梁将生产测井参数和产层参数联系起来,进而利用生产测井资料确定产层的剩余油饱和度及其分布。

将油水产液公式代入含水率公式

(3)

当储层中油水两相共存时,每一相的相对渗透率为其有效渗透率与绝对渗透率的比值,即Kro=Ko/K;Krw=Kw/K。假设忽略毛细管压力的影响,式(3)变为

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式中,Kro、Krw分别为油、水相对渗透率;Fw为产水率。

油层是否产油不仅与含油饱和度有关,还与岩石的渗透性及润湿性有关,即使束缚水含量很高的油层也能产出纯油。油水相对渗透率的大小是判别储层产液性质最直接的参数,同时它也是求取含水率的必要参数。根据毛细管渗流模型和毛细管导电模型推导出亲水储层油、水的相对渗透率Kro、Krw与含水饱和度的关系式[9]

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式中,Sw、Swi、Sor分别为产层含水饱和度、束缚水饱和度和残余油饱和度;α、β分别为残余油饱和度下水的相对渗透率、束缚水饱和度下油的相对渗透率;m、n是与储层孔隙结构和润湿性有关的指数,有

(7)

将剩余油饱和度和产出剖面资料求得的产水率联系起,弱化了地层水矿化度参数,克服了单井剩余油解释受地层水矿化度影响大的因素。

2 轮南某区应用

2.1 束缚水饱和度计算

实验室测定的毛细管压力曲线与油气藏的油气饱和度形成过程的机理相似,一般可认为最小非进汞饱和度可以反映岩石束缚水饱和度。理论上,毛细管压力曲线的累积进汞量的极限值是对应孔隙空间中可以流动流体含量,剩余部分是束缚水饱和度。

根据轮南油田某区块三叠系123块岩心压汞实验数据建模,束缚水饱和度与渗透率K和孔隙度φ的比值有较好的相关性(见图1)。确定轮南油田某区块三叠系束缚水饱和度计算公式

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式中,Swi为束缚水饱和度,%;φ为孔隙度,%;K为渗透率,10-3μm2。

图1 压汞法束缚水饱和度模型

2.2 残余油饱和度计算

注入水的压力高于产层的地层压力,注入产层的水会把孔隙中的一部分油驱替出来而占据该孔隙空间,从而使产层的含油饱和度降低,含水饱和度升高。随着注水的不断进行,产层的含油饱和度不断降低,含水饱和度不断升高,经过一段时间后,产层就成为只含残余油(不能驱动的那部分油)而主要含注入水的水层了,残余油饱和度的大小除与岩石孔隙结构有关外,还与岩石的润湿性有关。

残余油饱和度计算常用压汞毛细管压力实验,实验室一般认为在退汞过程中,一直退到汞的饱和度不变的时候定义这时的汞饱和度为残余油饱和度。图2是残余油饱和度与渗透率的关系图,通过LN×-×井43个实验样品拟合得到的残余油计算公式

Sor=13.55 logK+8.889R=0.858

(9)

式中,Sor为残余油饱和度,%。

图2 残余油饱和度与渗透率的关系

2.3 产水率系数m、n确定方法

利用轮南油田某区82块岩心相渗实验资料确定求取油水相对渗透率的模型,并用于确定油藏产液性质,计算水淹层含水率。图3、图4分别为多元回归确定水、油相对渗透率,通过拟合可得到的油、水相对渗透率计算模型为

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(11)

2.4 油水黏度计算

水、油黏度比也是影响含水率计算的重要因素,要求是地层条件下的测量值可由高压物性资料得到。μw、μo为地层中水和油的黏度。水的黏度可根据地区水黏度与矿化度、温度的实验得到。例如LN×井原始地层水矿化度为233 866.6 mg/L,地层温度为135.2 ℃,查表得水地下粘度为0.35 mPa·s。表1为轮南油田的高压物性资料得到水、油黏度比。

图3 含水饱和度与水相对渗透率的关系

图4 含水饱和度与油相对渗透率关系

2.5 现场应用

桑A井为轮南油田某区块的采油井,将2014年6月产出剖面资料计算出含油饱和度(图5中A井饱和度道)与相距时间最近的新投产邻井桑B井的裸眼井结论(图5中B井饱和度道)作对比,储层上部1号差油层和3号油层平均饱和度基本相同,并且对应性较好,对比结果令人满意。

轮C井在不同开发阶段先后经过裸眼完井测井、产液剖面测井、PNN测井,

该井1992年投产时

日产油126 t、日产水0 m3;2013年日产油1.9 t、日产水175 m3;2014年日产油1.2 t、日产水189 m3。将1992年裸眼完井资料、2013年产出剖面计算饱和度和2014年PNN含油饱和度进行对比(图6第6道),可见随开发程度的提高,14号油层平均含油饱和度由投产初期76%下降到2013年的34%,到2014年平均剩余油饱和度仅为25%,这也与井口产液实际相符。

图5 桑A井计算剩余油饱和度与邻井对比图*非法定计量单位,1 ft=12 in=0.304 8 m,下同

图6 轮C井剩余油饱和度变化图

3 技术拓展

通过分析,由含水率计算剩余油饱和度需要建立在精准求取束缚水、残余油等参数的基础上。如果目标研究区取心井资料很少,只通过几块岩心的相渗实验数据建立整个油田或者所有产层的含水率与含水饱和度的关系是不合理的,也不切实际。因为每套储层由于沉积年代和沉积环境不同,每口井每一储层的孔隙结构和润湿性也就不尽相同。即使同一储层,储层的非均质性,不同井的同一储层的束缚水和残余油值也会有差别,会明显降低剩余油饱和度的可信度。此时,不能用统一值代表所有井点和所有层位的m、n和Swi、Sor值。实际使用中可以将式(7)作等效变形

(12)

式中,A=1-Sor;B=Swi;C=mlg (1-Swi-Sor)-nlg (1-Swi)+lg (αμo/βμw),其中m、n、C为待定系数。

对研究区块要确定上述待定系数,可以均匀地选择若干口井,同一口井中既进行剩余油又进行产出剖面测井,读取这些井的每个产层的含水率和含水饱和度值,并通过裸眼完井测井资料求得Swi和Sor值代入式(12),进行多元回归,得到研究区块不同储层含水率与含水饱和度的经验关系式。如轮南油田某区块TⅡ层回归结果为

1.578 lg (Sw-B)-0.091

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即式(12)中待定系数m=1.711,n=1.578和C=-0.091。

如果要及时了解某井某产层的含油饱和度,可以通过产液剖面测井确定该产层的产水率的高低,通过上述经验公式得到该层的含水饱和度值,用So=1-Sw得到目前储层的剩余油饱和度。通过上述转换就可以避开研究区块因没有取心井、缺少相对渗透率曲线而无法用产出剖面资料求储层含油饱和度的矛盾。