GS油田中浅层水淹层测井解释方法

2019-05-13宋祖勇王谦王爱明柴新郭华粘崔海栋

测井技术 2019年1期

宋祖勇,王谦,王爱明,柴新,郭华粘,崔海栋

(1.中国石油青海油田分公司, 甘肃敦煌 841000;2.中国石油集团测井有限公司, 陕西西安 710077)

0 引言

GS油田中浅层N1-N21油藏地层饱压差小,溶解气量少,油藏综合弹性压缩系数较小,边水驱动能量弱,因此,采取了早期注水保持地层能量的开发方式。采用井距250～300 m的反九点法注采井网,经过20多年的开发后油藏水淹严重,含水率较高,剩余油分布复杂,水淹层解释符合率较低,制约了油藏开发方案编制与精细治理措施制定。研究区水淹层解释评价工作主要依据测井资料进行定性识别[1-4],结合生产动态与地层水化验分析资料,依据阿尔奇公式求取含水饱和度评价水淹程度。由于地层水化验分析覆盖范围小,导致计算含水饱和度与实际地层情况差异较大。已有的水淹层解释评价技术体系不能满足目前生产开发的需求,急需在岩石物理实验的基础上开展针对性研究,明确储层水淹特征与机理,形成一套水淹层定性、定量解释评价技术体系,为油田开发提供测井技术支持。

1 GS油田储层特征

GS油田N1-N21油藏是在区域湖退背景下沉积的辫状河三角洲-浅湖沉积体系。储层岩石中碎屑以石英、长石为主,其次为沉积岩和变质岩岩块,岩石类型以长石砂岩、岩屑砂岩为主,岩屑长石砂岩、长石岩屑砂岩为次。储集空间以粒间孔隙为主,纵向上随埋深增加物性变差,孔隙度主要分布在12.2%～22.9%,渗透率主要分布在8.6～196.8 mD[注]非法定计量单位,1 mD=9.87×10-4 μm2,下同,总体上属中孔隙度、中渗透率储层。N1-N21油藏主要受构造控制,同时也受岩性影响,油藏油水分布的主要特点是:高部位含油,低部位含水,主要含油区的上倾部位均为断层遮挡控制,且各断块的含油层位、油水界面及油层富集程度相差较大,GS油田N1-N21油藏为典型的岩性构造油藏。

2 油藏水淹特征与机理分析

2.1 水淹后储层特征变化

为系统评价GS油田的水淹机理与油藏当前水淹状况,GS油田新钻评价井X865X(见图1)。该井开展了目的层系统取心,完成了相关配套岩石物理实验,为从岩石物理基础实验分析水淹层变化特征及规律提供了基础资料。从图1可见,该井1660～1679m为典型油层,1776～1786m为典型水淹层,油层段的密闭取心分析含油饱和度大于50%,水淹层段的密闭取心分析含油饱和度基本小于30%。

图2为油层与水淹层的压汞特征曲线对比图,在X865X井的1660.85、1661.48、1677.32、1780.37、1781.54m和1784.04m处分别开展了压汞实验分析(见表1):储层水淹后,排驱压力将低,最大孔喉半径及中值半径变大,最大进汞饱和度升高,同时退汞率变低,表现为储层水淹后微观孔隙结构变好的特征,冲刷孔隙表面的胶结物被注入水带走,改善了孔喉分布及孔隙的连通性[5-6]。

表1 压汞实验分析数据

图3为油层与水淹层的相渗特征曲线对比图,X865X井的1 660.40、1 777.78 m处分别开展了相渗实验分析(见表2):储层经受长期水驱后,相对渗透率曲线发生显著的变化,主要表现为束缚水饱和度和残余油饱和度降低,油水共渗范围增加,储层亲水性加强,水相相对渗透率增大,反应出储层微观孔隙结构变好的特征。通过水淹前后相渗实验岩心的物性数据可知,水淹后岩心的渗透率会变好,容易出现低孔隙度高渗透率的情况。

图3 水淹前后相渗特征曲线对比图

表2 油水相渗实验分析数据

图4为油层与水淹层的岩石薄片分析对比图,在X865X井的1 661.35～1 661.85 m、1 661.89～1 662.39 m、1 780.70～1 781.3 m、1 783.43～1 784.03 m处分别开展了岩石薄片实验分析。岩石铸体薄片是一种直观观测孔隙微观结构的实验方法,未水淹段的储层[见图4(a)、(b)]孔隙空间以粒间孔为主,孔隙较大但颗粒间的喉道较窄,孔喉直径比较大;水淹段的储层[见图4(c)、(d)],孔隙属于大孔粗喉,孔喉直径比变小,具有较高渗透能力,表现为受注入水冲刷孔隙连通性变好的特征。

油藏注水开发过程中,由于水流冲洗作用造成岩石中黏土颗粒脱落、运移等现象发生,造成岩石胶结物下降、颗粒接触变差,改变了储层的孔隙结构及连通性,甚至会形成空洞状的水流通道等情况,一般测井资料均会有一定的响应。同时,随着储层水淹程度的不同,测井曲线的形态、幅度值、相互之间的匹配性等都发生着不同程度的变化[7],为定性识别水淹层提供了丰富的测井信息。

图4 水淹前后岩石薄片分析对比图

2.2 油藏水淹机理分析

水驱油岩电是模拟水淹过程中岩石电性特征随含水饱和度变化的实验,对认识油藏水淹后电阻率变化规律具有重要的指导意义[8-10],图5为不同物性下的水驱油岩电实验。通过岩电实验的分析得到4点认识:①在含水饱和度小于60%的时候,随着含水饱和度的增加电阻率降低,受注入水矿化度影响较小;②物性越差电阻率越高,随含水饱和度增加电阻率升高的拐点越靠前;③注入水总矿在80 000 mg/L以上时,高水淹后(含水饱和度大于65%)储层电阻率降低,注入水总矿为40 000 mg/L储层高水淹后与原始电阻率差异较小;④注入水总矿在20 000 mg/L以下时,有效储层强水洗后(含水饱和度大于70%)电阻率才能超过20 Ω·m。

图5 水驱油岩电实验分析图

油水相渗实验可以分析储层在水淹过程中油水渗流特性及含水饱和度与产水率的关系,图6为GS油田油水相渗实验分析图。研究区相渗实验分析的束缚水饱和度在20%～40%之间,残余油饱和度在30%左右,其等渗点饱和度大于50%,表明储层岩石以亲水为主;物性越差,油水两相流动范围窄,无水采油期越短,含水率曲线斜率越大,注水一旦突破,含水快速上升;储层物性越好,含油饱和度为残余油时所对应的水相相对渗透率越大,此类储层水淹通道一旦形成,对物性差的射孔层压制性较强。

相渗实验表明当含水饱和度达到60%时,产水率在90%以上储层为高水淹。结合岩电实验分析结果,对于物性较好的储层含水饱和度达到60%前随含水饱和度的增加电阻率降低,受驱替水矿化度影响较小,所以对于物性较好的储层高水淹初期电阻率仍以降低为主,只有淡水强水洗后电阻率才逐渐升高。

图6 油水相渗实验分析图

3 水淹层测井解释方法与标准

3.1 水线法与流体替换法

为了更有效地定性识别水淹层,基于岩石物理实验与测井资料建立了油藏视水层电阻率(储层100%含水)与视油层电阻率反演计算方法,分别为水线法与流体替换法,其理论依据为阿尔奇公式[11-12]。

由阿尔奇公式可知,岩电实验中100%含水岩心电阻率满足

(1)

式中,F为地层因素,无量纲;RW为岩心饱含水样电阻率,Ω·m;R0为100%含水时岩心电阻率,Ω·m;a为岩性系数;φ为孔隙度,小数;m为胶结指数。所以,由岩电实验可以得到视纯水层电阻率计算公式为

(2)

图7 纯水层电阻率分段建模

由GS地区地层水化验分析资料可知,该地区原始油藏地层水电阻率为0.038Ω·m,通过岩电实验数据分孔隙度建立视水层电阻率计算模型(见图7)

(3)

对于油层来说,当储层未受钻井液侵入影响时,其原始油层仅由岩石骨架、油气和束缚水3部分组成,其电阻率为

(4)

当钻井液侵入后,冲洗带范围内储层结构由岩石骨架、残余油气、钻井液滤液与油层水的混合液组成。根据阿尔奇公式,冲洗带电阻率可表示为

(5)

考虑到钻井液滤液完全驱替掉冲洗带储层可动油气及自由水后,地层孔隙中仅含残余油气和束缚水与钻井液滤液的混合液

Sxo=1-Sor

(6)

由此可推出视油层电阻率为

(7)

式中,Rti为视油层电阻率,Ω·m;Rxo为测量冲洗带电阻率,Ω·m;Rw油藏原始地层水电阻率,Ω·m;Rmfz为钻井液滤液电阻率,Ω·m;φ为孔隙度,小数;m为胶结指数;n为饱和度指数;a、b为岩性系数;Swi为束缚水饱和度,%;Sor为残余油饱和度,%。

利用相渗实验分析的束缚饱和度、残余油饱和度分析数据,通过多元回归拟合得到束缚水饱和度与残余油饱和度计算模型

Swi=5.1355lg (φ×100)-7.0966lgK+34.7061

(8)

(9)

式中,Swi为束缚水饱和度,%;Sor为残余油饱和度,%;φ为孔隙度,小数;K为渗透率,mD。

3.2 基于产水率的水淹级别划分

油层是否产油不仅与含油饱和度有关,而且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。因此,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X865X井最新相渗实验分析资料,建立油水相对渗透率与产水率的计算模型,综合评价储层水淹后水淹层的水淹级别与产水率。

通过拟合油相相渗、水相相渗计算公式,进而可以确定储层产水率,为水淹层分级量化评价提供依据。根据岩心实验分析资料,拟合水相相渗计算模型为

(10)

拟合油相相渗模型为

(11)

产水率计算公式

(12)

式中,Krw为水相相对渗透率;Kro为油相相对渗透率;Sw为储层含水饱和度,%;Swi为束缚水饱和度,%;Sor为残余油饱和度,%;Fw为储层产水率,%;μw为地层水黏度,由化验分析得到研究区地层水黏度为0.75mPa·s;μo为地层原油黏度,由化验分析得到研究区原油黏度为3.80mPa·s。

图8 相渗实验6级水淹划分标准

应用相渗实验分析数据,绘制产水率与可动水饱和度关系图(见图8),按照产水率及可动水饱和度划分水淹级别,确定了水淹层6级水淹解释标准(见表3)。

表3 水淹层6级水淹解释评价标准

4 应用效果分析

应用本文水淹层的解释评级方法对X865X井进行精细处理与解释(见图9)。159～163号层感应电阻率与侧向电阻率曲线一致性较好,电阻率与岩性匹配性好,远高于围岩电阻率,测量感应电阻率与反演视油层电阻率接近,远高于视水层电阻率,综合反应储层含油性较好,测井计算束缚水饱和度与含水饱和度一致,以油相相渗为主,产水率低于10%,因此,测井综合解释为油层。178号层(1 932～1 934.4 m),感应电阻率与侧向电阻率曲线差异大,侧向电阻率对高阻敏感受淡水钻井液侵入影响较大,感应电阻率对低阻敏感能反应储层水淹后的真实电阻率。该层感应电阻率为典型高侵特征,同时电阻率值与围岩接近,测量感应电阻率与反演视水层电阻率接近,远低于视油层电阻率,综合反应储层水淹严重。测井计算束缚水饱和度与含水饱和度差异大,表明可动水较多,测井计算产水率大于90%,因此测井定量解释为4级高水淹,试油后日产液35.02 m3,日产油0.41 m3,储层测试含水率高达98.8%,测井解释与试油投产情况基本一致。180号层(1 949.4～1 953.9 m)测井综合解释4级高水淹,试油后日产液19.35 m3,日产油0.34 m3,储层含水率高达98.3%,测井解释水淹级别与实际测试资料吻合。