低渗储层微观孔喉半径划分流动单元方法

2020-01-14薛永超张怀彪

特种油气藏 2019年6期

薛永超，李惠，余钟，张怀彪

(1.中国石油大学(北京)，北京 102249；2.中国石油长庆油田分公司，甘肃庆阳 745100)

0 引言

针对低渗透油藏，微观孔隙结构影响注入水波及效率及启动压力梯度，是造成水驱油效率产生差异的根本原因。微观孔喉半径是孔喉结构的主要影响因素之一，与储层的物理特征和储集性能密切相关，对低渗透油藏的评价和开发具有重大意义[1-4]。目前，中国学者在低渗透储层微观孔喉特征方面取得了大量的研究成果。何顺利等[5]对恒速压汞与常规压汞进行了对比分析，结果表明恒速压汞具有较高的精度；喻建等[6]利用压汞-恒速压汞法对致密砂岩进行孔喉定量表征，但该方法受到温度和压力变化的影响，从而导致结果出现偏差。李海燕等[7]以铸体薄片、扫描电镜等手段为基础，选取孔喉半径及其他孔喉参数对低渗透储层进行了总结和分类评价；庞振宇等[8]利用恒速压汞曲线，依托铸体薄片、扫描电镜等对特低渗储层孔隙结构、喉道特征、孔喉配置关系进行了分类表征；万琳等[9]依托恒速压汞测试等多种技术手段，定量分析微观孔喉分布与渗透率的关系，实现特低渗储层全面准确评价。上述方法主要是利用高精度的实验仪器来对孔喉结构进行观测分析，过程复杂且缺乏经济效益。因此，以毛管导电通道模型为基础，推导出利用测井资料计算孔喉半径的方法，并利用该方法实现西峰油田董志区长8特低渗油藏定量化储层评价。

1 微观孔喉半径计算方法

1.1 假设条件

储层基本由岩石基质、油、气、水等组成，由于岩石基质和油的电阻大于106Ω，电阻率测井时，在纯砂岩中电子的导电通道主要由地层水所贡献。

假设地层水能形成若干条连续、粗细不一、长度不等的导电通道，如图1所示，这些导电通道的电阻率采用并联电路模型，其总电阻率为：

(1)

式中：ri为第i条导电通道的电阻，Ω；n为导电通道的总数；rt为总电阻，Ω。

图1 毛管导电通道模型示意图

(2)

(3)

式中：Rt为岩心电阻率，Ω·m；Rw为导电通路电阻率，Ω·m；L为岩心长度，m；A为岩心横截面积，m2；rcwi为第i条导电通道的半径，m；Li为第i条导电通道的长度，m。

每一条导电通道都可以假设是由Ni条半径为rcw的导电通道组成，则有：

(4)

式中：Ni为长度为Li的导电通道的数量；rcw为平均导电通道半径，m。

1.2 计算方法

在以上假设条件的基础上，由式(4)可得：

(5)

(6)

(7)

式中：An为视导电通道平均截面，m2。

式(6)可更改为：

(8)

(9)

式中：fi为长度为Li的导电通道数量占全部导电通道数量的比值。

利用加权调和平均数计算导电通道的平均长度L*，即：

(10)

(11)

式中：L*为导电通道的平均长度，m；τ*为加权调和平均数下的导电通道迂曲度。

假设岩心内的水都可以形成连续导电通道，则有：

(12)

(13)

式中：Vpw为孔隙中地层水的总体积，m3；φ为岩心孔隙度；Sw为岩心含水饱和度。

利用加权平均计算平均长度L**，即：

L**=f1L1+f2L2+…+fnLn

(14)

(15)

(16)

(17)

式中：τ**为加权平均数下的导电通道迂曲度。

由于几何平均数介于调和平均和算术平均数之间，则迂曲度取值为：

(18)

式中：τ为几何平均数下的导电通道迂曲度。

根据柯静-卡尔曼[10]提出的修正毛管束模型可得：

(19)

式中：K为岩心有效渗透率，mD。

大量研究表明，岩心微观孔喉半径与平均导电通道半径之间存在一定关系[11-13]。

(20)

式中：rc为岩心微观孔喉半径，m。

式(20)中Rt、Sw、K可以通过测井资料直接读取，利用图版法可以得到Rw，进而可以计算出给定区块的储层孔喉半径，同时也避免了实验室岩心因温度、压力等变化对实验数据的不利影响。

2 实例验证

西峰油田董志区长8段为特低渗油藏，油层埋深为2 000～2 200 m，平均孔隙度为8.5%，平均渗透率为1.02 mD 。选取目标区岩心，利用文中方法得到的孔喉半径与压汞实验得到的孔喉半径吻合率为0.7，从地质统计角度分析具有比较高的相关性，表明计算公式可靠(表1、图2)。

表1 岩心分析喉道半径与计算喉道半径对比

图2 不同方法孔喉半径相关性

3 应用微观孔隙半径研究储层流动单元

流动单元实质上是以渗流特征为主导精细描述的储层非均质单元，是对储层结构模型的进一步划分和定量表征。在生产阶段对流动单元进行精细描述，对预测生产后期剩余油空间分布及开发措施调整具有重要的意义[12-14]。

利用上述公式计算董志区22口取心井中60个流动单元的微观孔隙半径，根据孔隙半径值的大小，建立符合目标区块的流动单元分类标准(图3、表2)。

图3 流动单元分类依据

根据取心井流动单元分类结果，绘制D78-41、D78-42、D78-43、D78-44井流动单元连井剖面(图4)。D78-41井对应的射孔段为4个A类流动单元，根据表1，理论值应大于8.0 m3/d，而D78-41井初期实际日产液量为10.3 m3/d；D78-42井对应的射孔段为1个B类流动单元和2个C类流动单元，理论值应为3.5～5.0 m3/d，而D78-42井初

表2 流动单元分类标准

期实际日产液量为4.2 m3/d；D78-43井对应的射孔段为4个B类流动单元，理论值应为6.0～8.0 m3/d，而D78-42井初期实际日产液量为6.7 m3/d；D78-44井对应的射孔段为1个C类流动单元和2个D类流动单元，理论值应为小于3.5 m3/d，而D78-42井初期实际日产液量为2.4 m3/d。根据分析可知：

图4 取心井纵向流动单元剖面

随着rc的增大，流动单元性质逐渐变好，日产液量也随之增加；A类及B类流动单元主要为水下分流河道和河口坝沉积，储层性质较好，产液量较高，C类及D类流动单元主要为水下分流河道侧源以及席状砂带沉积，储层性质较差，产液量较低。

依据分类标准，将全区307口井共1568个单砂体进行流动单元分类[15-16]，从而绘制目标油藏平面流动单元分布(图5)。由图5可知，A类流动单元主要分布在研究区西南部及西北部井区的西部；B类流动单元主要分布在研究区中部及东南部；C类流动单元主要分布在研究区西南、西北以及东北角，油田边缘发育较多；D类流动单元集中分布在研究区中部。综上所述，研究区的剩余油主要分布在C、D类流动单元及其流动单元类型突变的位置。

4 开发技术调整对策

根据油藏实际情况、流动单元纵向及平面分布规律，进行典型井组划分，分类型对后期开发挖潜提供技术调整[17-31]。

Ⅰ类为高产井，无明显见水，井组中储层连通性较好，流动单元基本为A类。驱替效果相对较好，储层改造程度合适，表现出高产、稳产特征，各井平均日产液为5.98 m3/d，剩余油均匀分布在注水井与角井之间的未波及区域。由于A、B类流动单元的储层性质较好，所以在相同的注水条件下，更容易发生水淹现象。建议采取合适的注采比，控制生产压差不要过大，在保持高产的情况下防止其过早水淹。如D76-46井，有效注采比仍维持1∶1不变，控制生产压差在15 MPa以下，平均日产液可达5.31 m3/d，含水率保持在30%以下。

图5 目标油藏平面流动单元分布

Ⅱ类为低产井，无明显见水，井组中储层连通性一般，流动单元多为B类，少部分为C类。该井组普遍改造强度较弱，动用程度主要集中在近井地带，各井平均日产液为2.63 m3/d。建议加密配合老井转注，或加大改造力度形成足够导流能力的裂缝，增大开发效果。如D63-49井，根据研究成果，该井进行二次压裂改造，加砂至60 m3。二次压裂效果明显，平均日产液可达6.73 m3/d。

Ⅲ类为注水不受效井，井组中储层连通性较差，隔夹层居多，流动单元多为C类，少数为B、D类，各井平均日产液为1.57 m3/d。该类井组由于井排距与流动单元性质不匹配，井距过大，能量无法及时有效传递到生产井附近，无法形成有效驱替。建议在井网短轴方向进行加密，在长轴方向进行转注，充分利用裂缝进行侧向驱替，改变液流方向。如D79-55井，对井组进行开发技术政策调整，在该井组短轴方向新钻D79-56井，同时将长轴方向D76-42井进行转注，最终该井组平均日产液可达5.51 m3/d。

Ⅳ类为水淹井，分为2种情况。①类为单方向见水井，井组中储层连通性较好，具有A、B类流动单元，存在裂缝，沿着渗透率主应力方向的角井见水迅速，而边井和非渗透率主应力方向的角井驱替效果较差，含水率上升快，剩余油集中在未水淹区。建议通过井网加密和周期注水调整，补充地层能量，改变液流方向；②类为多方向见水井，井组中储层连通性较好，具有C、D类流动单元，存在大量裂缝，多方向发生水淹，剩余油集中在未水淹区。建议采用周期注水措施，控制合理的注入量和注入周期，降低油井含水率，进而提高采收率。如D62-38井和D67-32井，分别进行周期注水，周期为30d，含水率分别从90.5%、87.1%降至68.2%、52.3%。