动静态测井测试资料在井组水驱效果评价中的应用

李宁,吴迪,陈彦竹,郑小敏,邹品国,臧明明

(1.中国石油集团测井有限公司生产测井中心,陕西西安710200;2.中国石油集团测井有限公司技术中心,陕西西安710077;3.中国石油集团测井有限公司评价信息处,陕西西安710077;4.中国石油集团测井有限公司长庆分公司,陕西西安710200)

0 引 言

长庆油田作为低渗透、特低渗透、超低渗透油藏开发的典型油田,现已进入中高含水开发期,各类储层渗流差异增大,层间、层内、平面矛盾突出,剩余储量的有效挖潜难度较大,对水驱效果综合评价提出了更高的要求[1-3]。传统的水驱效果评价方法过于依赖动态资料,评价结果对于如何高效开发低渗透油藏缺乏有效指导[4-6]。目前低渗透油藏注采关系复杂,驱替场动态变化频繁,精细评价此类油藏的水驱效果难度大、精度低,结果缺乏可信度。精细评价此类油藏对动、静态资料的综合应用及测井、地质、油藏等多学科联合攻关提出了新挑战[7]。本文以长庆油田低渗透重点开发区块Q011-35井组为例,在分析井间示踪剂、宽能域氯能谱剩余油饱和度测井等动态监测资料的基础上,结合电成像测井、单砂体连井剖面等静态资料,分别进行了水驱矛盾分析、主控因素识别,从平面、纵向、单砂体3个角度评价低渗透油藏水驱效果,为后期此类油藏的高效开发提出建议。

1 区块地质概况

Q011-35井组(见图1蓝线区域)位于姬塬油田中部,主力油层三叠系长61储层为三角洲前缘水下分流河道沉积,长61层分为长611层和长612层2小层,其中长612层全区发育广泛,平均单井有效厚度16.8 m,渗透率2.78×10-3μm2;长611层有效厚度13.5 m,渗透率2.5×10-3μm2。油藏整体长612层物性好于长611层物性,平面渗透率分布差异大,非均质性较强。随着油藏进入中含水开发阶段,受层间物性差异大的影响,平面、纵向水驱矛盾日益突出,层间压差增大,油井含水上升速度加快,注水初期开发技术政策适应性差,油藏稳产难度大,亟需系统地对水驱效果进行综合评价,为油藏持续稳产提供技术支撑。井组内8口采油井均为中高含水井,综合含水率59.4%,除Q011-34井单采长612层以外,其余7口油井均为2层合采。为了更好地评价水驱波及范围,井组中间部署了8口检查井(见图1绿色圆点)。

图1 Q011-35井组井位图

2 动态监测资料综合分析

动态监测资料丰富且贴近油田开发现状,各监测项目可从不同角度反映油水井生产状况,主要包括注入剖面测井、产出剖面测井、剩余油测井、井地电位测井、井间示踪剂监测、微地震监测、套损检测及各种压力测试等。Q011-35井组主要应用井间示踪剂监测和剩余油测井。

2.1 井间示踪剂分析

井间示踪剂监测是指在注水井中注入化学示踪剂或放射性示踪剂,并在其相邻的生产井中取样、化验得到示踪剂产出曲线。示踪剂在油田开发中应用广阔,从判断储层非均质性、井间连通性、查明注入水推进方向与水驱速度到评价各种措施效果都可发挥较好的作用[8-9]。

Q011-35为中心分层注水井,注水层位为长611层、长612层,选用目前效果最好的2种微量物质示踪剂进行监测,其中,长611层用Ho示踪剂、长612层用Nd示踪剂,对注水井周围16口井进行取样。Q011-35井组示踪剂解释成果见图2。Q011-35井注入水分配比分析显示,长611层Q012-35井注入水分配比为22.59%,Q013-36井为25.77%,表明注水井与上述2井存在连通关系[见图2(a)];在长612层Q013-34井注入水分配比为49.07%,是该井组的主要流动通道[见图2(b)]。平面上井组水驱方向主要为西北、西南方向。如图2(c)所示,示踪剂产出浓度曲线出现峰值,峰形清晰,峰值突出,示踪剂产出轨迹明朗,结合前缘水线速度表明油层中出现中高渗条带,加剧了储层非均质性。

图2 Q011-35井组示踪剂解释成果图

2.2 剩余油测井评价

俄罗斯宽能域氯能谱测井技术可定量分析套后地层的岩石矿物成分及地层结构,有效区分油、水层,因其能提供丰富的岩性、物性、含油性信息,广受地层水矿化度较高的油田的青睐[10-11]。为了解Q011-35井组内长6油藏高含水开发期油井采出状况及剩余油分布状况,对井组内的检查井QJ011-355井进行了宽能域氯能谱测井,解释成果见图3。该井主要油层段为长4+5、长61含油砂岩层,录井显示均为灰褐色油迹、油斑细砂岩;声波时差均在200～320 μs/m,物性均较好。

图3 QJ011-355井宽能域氯能谱测井解释成果图

长612-2-1层(79层),声波时差值为247.91 μs/m,中子伽马、高能中子伽马曲线值较低,完井含油饱和度为49.00%,能谱含油饱和度为40.04%,该层综合解释结论为中含水,根据宽能域氯能谱测井与完井对比,需要对解释结论进行完善的层位还有长611-2-3层(741层)、长612-2-2层(81层)。从水洗厚度、水驱动用程度看,长612层强于长611层。

通过剖面纵向水驱分析,中含水层主要分布在长611-2-3、长612-2-1、长612-2-2层,中含水层与低含水层交互存在,层间干扰严重、层间矛盾突出,造成了层间剩余油呈“五花肉”式分布。

3 静态资料综合评价

静态资料评价以渗透率、孔隙度作为主要参数,对开发初期或未动用的储层进行识别、划分。通过对静态资料的分析,可以有效识别控制低渗透油藏水驱效果的主要因素。静态资料包括完井测井资料、小层对比资料、单砂体构型、微构造、沉积相等。

3.1 电成像测井评价

为识别裂缝发育状况,2019年8月对QJ011-355井进行电成像测井,测量井段为1 954.0～2 030.0 m,所测地层为延长组长4+5、长6地层。本次研究只针对长6储层进行单砂体小层细分,电成像测井解释成果见图4。

图4 QJ011-355井电成像测井解释成果图

在长611层1 978.0～1 989.6 m井段中,电成像静态图像显示储层内由上至下颜色逐渐变亮,表明该段储层下部比上部电阻率值高;动态图像显示储层内色度相近,局部有亮色条带,储层岩性均一,局部发育致密钙层。砂体内部层理发育,主要发育块状层理和交错层理,角度分布在10°～20°,局部发育低角度斜层理,裂缝主要发育在长611-2-3、长611-2-4小层中。在长612层2 002.6～2 016.5 m井段中,静态图像显示砂体颜色上部较下部暗,表明该段储层电阻率值上部较下部低;动态图像显示储层有明暗相间的条带,储层非均质性较强。砂体层理发育,主要发育水平层理和平行层理,局部发育波状层理,上围岩垂直裂缝发育,裂缝主要发育在长612-2-2、长612-2-3小层中。

综合分析电成像裂缝发育状况与剩余油饱和度测井中的水洗情况,长611-2-3层、长612-2-2层都发育有裂缝且为中含水层,推断裂缝是造成小层水淹的重要原因。裂缝的非均质性加剧了层间矛盾,导致注水沿高渗透带、大孔道层带突进明显,其余层位水线推进速度慢,注水波及体积小,水驱效果差。

3.2 单砂体连井剖面分析

单砂体结构解析是对水下分流河道形成的复合砂体进行内部解剖,通过对单一河道的识别,明确单期次河道单砂体的空间展布及连通关系[12-14]。Q012-35至Q011-35井单砂体剖面见图5,其中,长611、长612的4个主力单砂体小层用不同颜色显示。单砂体剖面显示侧向接触类型主要有单一河道式、侧切式、侧叠式、孤立间湾式。Q012-36井至Q011-35井井间在长611-2-1、长611-2-3、长612-2-1、长612-2-2、长612-2-3层以单一河道式连通,连通效果最好;侧切式的长611-2-2、侧叠式的长612-2-4连通效果次之;孤立间湾的长611-2-4连通效果最差。

图5 Q012-36井至Q011-35井单砂体剖面图

在Q012-36采油井与Q011-35注水井之间以单一河道式连通的5个小层中,长611-2-1层没有注水层位及生产层位;长612-2-1层有生产层位,没有注水层位;长612-2-3层有注水层位,没有生产层位,其余的长611-2-3、长612-2-2层生产层位与注水层位对应良好。

结合剩余油饱和度测井中含水层段分析,单砂体的接触关系、连通状态对水驱效果影响较大,生产层位与注水层位对应的情况下,单一河道连通的小层容易水淹。单砂体连通关系差的层位(长611-2-2、长612-2-4、长611-2-4)、生产与注水不对应的层位(长611-2-1、长612-2-1、长612-2-3)水驱效果差,容易形成剩余油富集区,是下一步改善水驱效果提高采收率的关键。

4 综合解释及建议

井间示踪剂、剩余油饱和度的动态监测结果显示,Q011-35井组纵向上中含水层主要分布在长611-2-3层、长612-2-1层、长612-2-2层,中含水层与低含水层交互存在,层间矛盾突出;平面上,水驱方向以西北、西南方向为主,浓度曲线表明有高渗透条带存在,储层平面非均质性较强。电成像测井资料显示长611-2-3层、长612-2-2层发育有裂缝,与中含水层段对应。推断裂缝是造成小层水淹的重要原因,裂缝的非均质性加剧了层间矛盾,导致注水沿高渗透带、大孔道层带突进明显[15]。单砂体剖面显示,611-2-3层、长612-2-2层井间以单一河道连通,生产层位与注水层位对应良好,分析为中水洗层段。单砂体的接触关系、连通状态、生产层位与注水层位对应关系对水驱效果影响较大。各单砂体综合评价水洗程度见表1。

表1 QJ011-355井单砂体水驱效果评价表

动、静态资料综合分析可以看出,动态监测资料的分析结果更加符合油藏现在开发时效、可信度更高,克服了仅用静态资料评价滞后的缺点。静态资料作为动态资料评价的有效补充,有助于深入寻找控制低渗透油藏水驱效率的地质因素,通过从平面、纵向、单砂体角度论证分析,使结果更加精细、准确,后期提出的调整措施建议更具针对性。

建议针对生产与注水不对应的层位进行补孔,如Q011-35井的长611-2-1、长612-2-1层,Q012-36井长611-2-1、长612-2-3层;针对Q011-35到Q012-36井间长611-2-3层、长612-2-2层的裂缝、大孔道进行封堵措施。

5 结 论

(1)通过动态监测资料的综合评价发现,井间示踪剂可以在平面上明确水驱范围及主要方向,剩余油饱和度测井的优势在于纵向上划分各小层的含水等级,二者综合评价使结果更加立体、精细。

(2)通过静态资料的综合评价可以深入识别影响低渗透油藏水驱效果的主控因素,为后期开发低渗透油藏提供借鉴。

(3)低渗透油藏水驱效果评价是一项综合性的研究,在提高单项技术精度的同时,应充分利用一切可利用的动、静态资料,采取多种方法综合与集成,保证水驱效果评价的准确性及措施建议的针对性。