涠洲11-1油田角尾组可动水分布研究

魏 峰

涠洲11-1油田角尾组可动水分布研究

魏 峰

（中海石油（中国）有限公司海南分公司，海南 海口 570312）

涠洲11-1油田角尾组纵向上储层物性差异大，下部为物性较好、电阻率较高的高阻油层，上部为物性相对较差、电阻率较低的低阻层。低阻层含油饱和度低，含有可动水，生产井初期含水30%以上。为实现对油藏原始可动水精确表征，从而研究剩余油分布，为油藏下步挖潜指示方向，在文献调研基础上，利用J函数建立含水饱和度模型，同时利用岩心回归公式、经验公式和J函数三种方法计算油藏束缚水饱和度，在与岩心分析束缚水饱和度进行对比基础上，选取J函数计算束缚水模型，进而建立油藏可动水饱和度模型。利用可动水模型开展油藏数值模拟，实现了单井及油藏生产数据的高精度拟合，表明该方法计算的可动水饱和度具有较好的可靠性。

角尾组油藏； 可动水模型； 束缚水饱和度； J函数

涠洲11-1油田角尾组低阻层含有原始可动水，含水上升规律较复杂，数模拟合难度大。本文以角尾组为例，利用J函数法建立原始含水饱和度模型和束缚水饱和度模型，进而根据建立的可动水模型开展数值模拟，生产井拟合效果好，表明建立的可动水模型准确可靠。此方法对具有原始可动水的油藏具有一定借鉴意义。

1 油藏概况

涠洲11-1油田构造位于北部湾盆地涠西南凹陷，该油田的主要含油层系为古近系流沙港组三段和新近系角尾组二段，其中角尾组二段为一低幅断隆构造，地层埋深1 025～1 105 m，厚度约80 m。角尾组油藏为边底水油藏[1]，原油粘度较大（34～132 mPa·s），纵向上储层物性差异较大，发育高阻层（J2Ⅰ-2）和低阻层（J2Ⅰ-1）两套油层，其中高阻层岩性为细砂岩，孔隙度为26.3%～39.5%。渗透率为1 649.3～3 000 mD，平均2 338 mD，属高孔特高孔、特高渗储层，含油时电阻率较高（>10 Ω·m），产能70～320 m3/(MPa·d)。低阻层位于高阻层之上，为一套反旋回泥质粉砂-细砂岩，孔隙度为22.9%～29.8%，渗透率86.9～692.7 mD，平均473 mD，属高孔、中高渗储层，油层电阻率总体较低（2～4 Ω·m），产能10～60 m3/(MPa·d)[2-3]。

涠洲11-1油田于2009年11月水平井开发投产，截至目前，平均单井累产油10.5×104m3，最高单井累产36.5×104m3，采出程度17.7%，综合含水90.8%。油藏开发处于中后期，生产上需要研究油田剩余油分布，为下一步挖潜提供指导。由于对低阻层原始可动水分布认识不清，含水上升规律复杂[4]，数值模拟难度大，亟需建立油藏可动水模型，提高剩余油刻画精度。

2 油藏原始含水饱和度模型

原始饱和度是油藏的重要数据，获取方法较多[5]，最准确的获取方法是钻井密闭取心法，生产中一般利用测井曲线计算获得。角尾组物性好，浮力是油气运移的主要驱动力，储层内流体分布状况就是浮力与毛管压力达到相对平衡的结果[5-6]。因次可用浮力与毛管里平衡远离来计算含水饱和度。计算原始含水饱和度时应考虑函数、自由水高度、压汞毛管力和油藏毛管力的转化、最大进汞饱和度等参数及方程的求取。函数计算油藏原始含水饱和度步骤如下：

1）收集研究区多条压汞曲线，对每一条曲线进行归一化，把饱和度化为0～1范围。

2）计算曲线中每一点函数值。

3）对(S) -S进行回归， 得到油藏函数（图1）。

4）读取函数门槛值，计算毛管压力，转化成油藏条件下毛管力。根据毛管力与浮力平衡，计算自由水面高度。

5）油藏条件下每一点浮力、孔渗已知，计算(S)、计算S。

6）利用压汞曲线样品分析数据回归得到S（图2）。

7）反归一化计算得到S。

该方法可以计算单块样品含水饱和度，也可计算单井、模型的含水饱和度。图3为A20P1井计算结果，Sw_J为J函数计算的含水饱和度，与测井解释的含水饱和度Sw比较，整体趋势较为一致。在油水界面处Sw_J为1，之后随着海拔升高含水饱和度减小，与实际油藏状态更为相符。Sw_J对孔隙度更为敏感，物性变差，含水饱和度升高。利用J函数计算的含水饱和度模型含水饱和度在油水界面以下为1，在界面之上为储层孔渗及海拔高度的函数（图4）。

图4 角尾组J函数计算含水饱和度模型

3 油藏束缚水饱和度模型

油藏束缚水饱和度是指在地层压力条件下，孔隙内“不能流动的水”，其相对总孔隙度的体积比即为束缚水饱和度[8]。本次利用岩心回归法、经验公式法和函数法三种方法计算A20P1井的束缚水饱和度，并与岩心分析的束缚水饱和度对比，优选出适合该油藏的束缚水饱和度计算方法。

3.1 岩心回归法

岩心回归法是利用岩心分析的孔渗、束缚水饱和度数据进行相关性分析，选择相关系数最高的关系式计算束缚水饱和度[9]。该油田储层品质因子与束缚水饱和度相关性较好（图5），回归的公式可用来计算油藏束缚水饱和度。

3.2 经验公式法

油藏束缚水饱和度主要与储层岩石性质相关。通过调研油藏束缚水饱和度计算经验公式[10]，利用该油田孔隙度和泥质含量2个物性参数计算束缚水饱和度。

3.3 J函数法

函数计算束缚水饱和度与计算含水饱和度相似，只是浮力代替为某一个毛管力值，高于该压力控制的更小喉道控制的孔隙认为是束缚水孔隙[11]。在按照孔径尺寸分类中，一般认为喉道直径小于0.2μm的孔隙是束缚水孔隙[12]，对应的压汞毛管压力大于3.75 MPa，其中的水不能流动。

实际上最大束缚水孔隙直径不应该具有一个统一值，不同孔喉结构的储层束缚水喉道界限值应该有一定变化。研究中利用取心分析束缚水数据对毛管压力进行试算分析，在毛管压力为3.6 MPa时，计算的束缚水与分析值误差最小，束缚水喉道直径界限为0.21μm，与前人分类差异不大。利用该值对应的毛管力计算束缚水饱和度。

3.4 误差对比

通过三种方法计算A20P1井的束缚水饱和度与岩心分析的束缚水饱和度结果对比，其中函数计算的束缚水饱和度绝对误差最小（表1）。利用3种方法计算A20P1井束缚水饱和度（图3），其中S是函数方法计算束缚水饱和度曲线，S是经验公式计算结果，S是回归公式计算结果，3种结果表明在低阻层2Ⅰ-1内，3种方法计算的束缚水饱和度差异不大，误差在5%以内，但在底部物性较好的2Ⅰ-2细砂岩及泥岩内，结果差异较大。此处没有岩心分析数据，但函数计算束缚水结果在0.1～0.15之间，与一般认识较一致，因此采用函数计算油藏束缚水饱和度。

表1 三种方法计算束缚水饱和度曲线及误差表

利用函数建立的束缚水饱和度模型是储层孔渗的函数，从建立的束缚水模型可以看出，储层物性越好，束缚水饱和度越低（图6）。

图6 角尾组J函数计算束缚水含水饱和度模型

4 油藏可动水饱模型及应用

油藏原始可动水饱和度为原始含水饱和度与束缚水饱和度之差[13]。函数计算油藏含水饱和度和束缚水饱和度相减，即得油藏整体的可动水饱和度。

分析建立油藏可动水饱和度模型，储层可动水饱和度呈“两头小、中间大”分布特征，物性较好的高阻油层内含水饱和度低，可动水饱和度低，致密层及泥岩段束缚水饱和度高，可动水饱和度较低；在物性中等的低阻层内可动水饱和度较高，一般范围在20%～40%（图7）。

在油藏可动水饱和度模型基础上，采用定油量拟合法对单井历史生产数据进行拟合，拟合效果较好，能拟合出初期含水及较大幅度的含水变化（图8），为剩余油分布表征打下了坚实基础。

图7 角尾组可动水饱和度模型

图8 A14H井生产数据拟合曲线图

5 结论

通过函数能计算出含水饱和度和束缚水饱和度，进而得到可动水饱和度。利用角尾组油藏实际数据，建立的可动水饱和度模型与实际生产数据基本相符，在数模运用中能较好拟合出初始含水及含水变化。

本文中：

S—归一化的进汞饱和度，小数；

S—进汞饱和度，小数；

S—最大压力下不能被汞饱和的饱和度（1与最大进汞饱和度差值），小数；

Hgmax—最大进汞饱和度，小数；

Hg—进汞饱和度数据点值，小数；

cHg—进汞饱和度数据点值，MPa；

（S）—函数值，无因次；

Hg—润湿角，（°）；

𝜎𝐻𝑔—汞界面张力，mN·m-1；

—渗透率，mD；

φ—孔隙度，小数；

、—回归系数，无因次；

cwo—油藏条件毛管力，MPa；

𝜎—油藏条件界面张力，mN·m-1；

—油藏条件润湿角，（°）；

𝜌—地层水密度，g·cm-3；

𝜌o—地层油密度，g·cm-3；

—重力加速度，9.8 m·s-2；

—油柱高度，m；

S—束缚水饱和度，小数；

V—泥质含量，小数；

、、—与岩性有关的经验系数，取1.145，取0.25，取3.228。

[1]文子桃. 涠洲11-1油田角二段I油组储层地质建模及模型跟踪方法研究[D].中国石油大学(华东)，2017.

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[3]杨勇. 涠洲11-1油田角尾组二段油藏测井解释[D].中国石油大学(华东)，2016.

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[13]何更生. 油层物理[M]. 北京：石油工业出版社，1994.

Study on Movable Water Distribution of Jiaowei Formationin Weizhou 11-1 Oilfield

（CNOOC Hainan Branch, Haikou Hainan 570312, China）

The reservoir physical properties of Jiaowei formation in Weizhou 11-1 Oilfield are quite different vertically. The lower part is a high-resistance oil layer with good physical properties and high resistivity, and the upper part is a low-resistance layer with relatively poor physical properties and low resistivity. The oil saturation of the low resistivity reservoir is low, containing movable water, while the initial water cut of production well is more than 30%. In order to accurately characterize the original movable water of the reservoir to study the distribution of remaining oil and indicate the direction for further exploiting the potential of the reservoir, J function was used to establish the water saturation model, and the core regression formula, empirical formula and J function were used to compute the irreducible water saturation of the reservoir. Based on the comparison with the irreducible water saturation of the core analysis data, the J function method was selected to calculate the irreducible water model, and then movable water saturation model of the reservoir was established. Reservoir numerical simulation was carried out by established model, the high precision fitting of single well and reservoir production data was realized, which proved that the movable water saturation calculated by this method hadhigh reliability.

Jiaowei formation reservoir; Movable water model; Irreducible water saturation; J function

2021-04-15

魏峰（1984-），男，油田开发高级工程师，硕士学位，2010年毕业于中国石油大学（北京）流体力学专业，主要从事油藏开发生产管理和研究工作，邮箱weifeng@cnooc.com.cn。

TE357

A

1004-0935（2021）10-1541-05