埕岛油田盐水水淹层测井综合评价方法

2022-07-16李健曲萨张海娜申辉林胡晨彬孙启鹏

测井技术 2022年3期

李健,曲萨,张海娜,申辉林,胡晨彬,孙启鹏

(1.中国石化胜利油田分公司勘探开发研究院,山东东营257000;2.中国石油大学(华东)地球科学与技术学院,山东青岛266580)

0 引言

目前,中国各大油田均开展了以水淹规律和剩余油为核心的水淹层评价研究[1-2],围绕水驱岩电实验研究分析水淹机理,从测井解释原理出发,形成了基于常规测井资料定性判别水淹级别和定量求取含水饱和度、产水率等参数的水淹层基本解释方法,取得了一定的效果[3-4]。田中元等[5]研究了在砂砾岩储层中,水驱过程中岩石电阻率与含水饱和度的关系随注入水与原始地层水矿化度的差别呈现出“U”、“L”、“S”型的曲线特征。黄宏才等[6]提出采用电阻率下降识别法、压力系数下降识别法、自然电位基线偏移法等识别水淹层。刘红歧等[7]将遗传神经网络用于水淹层定性识别中,取得了较好的效果。申辉林等[8]采用校正后的自然电位曲线求取混合液电阻率,提高了水淹层评价中剩余油饱和度的计算精度。

埕岛油田位于山东省东营市河口区北部、渤海湾南部的浅海海域,有利勘探面积650 km2,与桩西、埕东、五号桩油田相邻。埕岛油田22F井区的中区馆上段下层系为该区块主要含油层段之一,属河流相沉积,主力油层分布在(I+II)～VI砂层组中。储集层埋藏浅、压实差、胶结疏松、储油物性好、孔隙度大、渗透率高,为高孔隙度高渗透率疏松砂岩储集层[9]。砂体粒度级别以中砂、细砂为主,粒度中值为0.15 mm,平均有效孔隙度为33.8%,最高为42.3%,平均空气渗透率为2 529×10-3μm2,最高达14 481×10-3μm2。原始含油饱和度为60%～69%,泥质含量为5.10%～6.35%。该油田历经20多年海水和污水混注开发,产层的流体性质、孔隙结构、岩石物理化学特性以及油水分布规律等都发生了一定程度的变化[10-12],许多主力层已相继进入水淹阶段。因此,开展盐水水淹层测井解释方法研究是埕岛油田目前生产的迫切需求。

1 水淹层定性识别方法

1.1 自然电位基线偏移法

由于注水开发后储层受内部岩性、物性、非均质性等因素的影响,大多数油层水淹后具有局部水淹或水淹不均匀的特点,水淹部位原始地层水与注入水的离子交换使地层水矿化度发生盐化,导致水淹部位的自然电位曲线出现幅度变化与基线偏移现象。埕岛油田22F井区的原始地层水水型为CaCl2,总矿化度为4 730 mg/L,密度为1.035 g/cm3,注入水矿化度为15 000～30 000 mg/L,注入水一部分为海水、一部分为回注的采出水,水淹类型复杂多变。随着盐水水淹程度的增强,原始地层水矿化度与混合液矿化度比值越大,水淹部位自然电位基线正向偏移越明显。

埕北22FA-15井水淹部位自然电位曲线基线偏移响应特征如图1所示,该井的射孔层段深度为1 745.0～1 753.5 m和1 761.8～1 765.4 m,投产前3个月试油资料显示,日产油28.5 t,日产水83.7 m3,日产液112.2 m3,综合含水率为74.6%,属于中水淹。已知1 740.0～1 758.0 m、1 759.0～1 774.0 m井段的泥岩处自然电位分别为59.41、71.37、74.92 mV,上下部泥岩段的自然电位曲线基线受注入海水影响正向偏移,说明这2个产层段底部发生了水淹。因此,可利用自然电位泥岩基线偏移的特征来判断油层的盐水水淹部位。

图1 埕北22FA-15井水淹部位自然电位曲线基线偏移响应特征图*非法定计量单位,1 in=2.54 cm,下同

1.2 水淹层特征参数优选

根据研究区实际生产需求,将水淹程度细分为5种,即未水淹(产水率Fw≤10%)、弱水淹(10%90%)。由于埕岛油田22F井区发生盐水水淹,储层水淹后电阻率都明显减小,储层物性及孔隙结构发生改变。因此,分别利用与水淹层关系密切的自然伽马GR、自然电位SP、声波时差AC与深侧向地层电阻率Rt测井曲线建立水淹层常规测井交会图版(见图2)。由图2可见,水淹前后岩性和物性曲线无明显变化,而电阻率测井值变化较显著,油层电阻率明显大于盐水水淹层电阻率。

图2 埕岛22F井区水淹层常规测井交会图版

依据图2所示的水淹层定性识别图版,得到适用于埕岛油田22F井区的水淹级别划分标准,即油层(Rt>15.5 Ω·m)、弱水淹(10.0 Ω·m

综上所述,由于多种水淹类型并存,导致测井曲线对水淹层响应特征不明显,常规测井交会图法在水淹层级别划分上有一定局限性,不同水淹级别间的界限难以准确确定。因此,本文将研究区内不同水淹级别测井数据进行归类整理,建立如图3所示的水淹层测井曲线概率密度分布图,其中参数曲线与横轴某一区间围成的面积大小,表示该参数在这一区间内发生的概率。根据不同水淹级别下的概率密度分布图来筛选测井曲线差异相对显著的参数,并将其作为后续重构水淹层指示参数的输入变量。

图3 埕岛油田22F井区不同水淹级别下测井曲线概率密度分布图

由自然伽马、自然电位、声波时差、密度测井曲线概率密度分布图可知,自然伽马曲线值分布范围集中在75～90 API,自然电位曲线值分布范围集中在60～75 mV,声波时差曲线值分布范围集中在120～130 μs/m,密度测井曲线值分布范围集中在2.1 g/cm3左右,这些岩性和物性曲线在横坐标分布范围上具有严重的重叠性,对不同水淹级别的识别能力较弱。但深侧向电阻率、冲洗带电阻率的测井曲线概率密度分布图中,在横坐标分布范围上两者的分布曲线会随着水淹程度增强呈现出向左偏移的现象,区分效果明显优于上述岩性和物性曲线。这是因为高矿化度注入水与原始地层水逐渐混合,岩石孔隙中的总含盐量增加,地层导电性增强所导致。综上所述,在研究区对盐水水淹层比较敏感的是深侧向电阻率和冲洗带电阻率测井曲线。

1.3 重构水淹层指示参数法

基于上述分析的埕岛油田水淹层测井曲线响应特征,得知该区水淹层主要在自然电位基线偏移、深侧向电阻率、冲洗带电阻率曲线上有明显的特征,可以在分析测井曲线形态变化的基础上构建水淹层指示参数WFW,定性识别盐水水淹层,其计算公式为

(1)

式中,WFW为水淹层指示参数;SP1、SP2分别为储层顶部和底部泥岩段的自然电位测井曲线基线值,mV;SP为储层段自然电位测井值,mV;SP3为储层顶部和底部泥岩段的自然电位测井曲线基线均值,mV;Rsh、Rxo、Rt分别为储层泥岩、冲洗带、地层的电阻率,Ω·m。

计算的水淹层指示参数WFW的值就可以直观地反映水淹程度。水淹层指示参数WFW值越大,反映储层水淹越严重;否则水淹越弱,其值很小时就是未水淹层。将研究区内不同井所计算的水淹层指示参数WFW值与实际生产测试结论进行综合分析,发现水淹层指示参数WFW与产水率划分水淹级别标准有着较好的一致性,依此建立了基于水淹层指示参数WFW评价水淹层的标准,如表1所示。

表1 利用水淹层指示参数评价水淹层的标准

用上述方法处理埕北22FA-9井,该井投产前3个月试油资料显示日产油39.3 t,日产水8.2 m3,综合含水率为17.2%,属于弱水淹。由图4可知,该井在试油层段1 624.8～1 640.0 m处WFW的均值为0.304,依据水淹层指示参数判别为弱水淹层,与生产测试结论一致。这说明重构的水淹层指示参数能够直观有效地反映储层水淹程度的强弱,是研究区块定性识别水淹级别的有效方法。

图4 埕北22FA-9井重构水淹层指示参数成果图*非法定计量单位,1 mD=9.87×10-4 μm2,下同

2 水淹层定量评价方法

2.1 变倍数物质平衡法原理

油层在注水开发后,岩石孔隙中的总含盐量会随着注入水与原始地层水的逐渐混合而发生变化,从而影响地层电阻率和混合液电阻率的大小。在盐水水淹层中,由于高矿化度注入水的驱替使得地层导电性增强,岩电曲线会呈现出单调递减的“L”型特征,低电阻率油层常常被错误解释为水淹层。针对这一问题,本文根据申辉林等[13]提出的变倍数物质平衡法理论模拟地层水淹过程中地层电阻率及地层混合液电阻率的变化规律,为后续的水淹层剩余油评价提供技术支持。

注水驱替过程中岩石孔隙中的油会被逐渐驱出,注入水与地层水在充分混合后达到离子动态平衡。在驱替初期注入水只会驱替出储层中的可动油,注水量等于产油量,总注入水量可表示为孔隙度与含水饱和度和束缚水饱和度之差的乘积φ(Sw-Swi),此时可以采用并联导电模型计算混合液电阻率[见式(2)]。

(2)

式中,Sw为总含水饱和度,小数;Swi为束缚水饱和度,小数;Rwz为地层混合液电阻率,Ω·m;Rwi为原始地层水电阻率,Ω·m;Rwj为注入水电阻率,Ω·m。

在实际的生产开发过程中,油层在水淹初期只产油,当油层水淹到一定程度时,油层就开始见水,并且产水率逐渐上升。假设不考虑流体和骨架的弹性变化影响,认为地层产水主要是由注入水驱替导致的,此时,当含水饱和度为Sw时,注入水的总量为kφ(Sw-Swi)。油层被水淹时,注入水倍数k大于等于1,此时可以将式(2)变形为

(3)

根据式(4)中产水率的定义,可以用产水率计算注入水倍数k,将其代入到式(3)中,即可得到地层混合液电阻率计算公式[见式(5)]。

(4)

(5)

式中,Fw为产水率,小数;Qo、Qw分别为油、水产出量,小数。

因此,在地质参数约束条件下,依据动静态参数的测井解释模型,采用数值解析法可求解地层混合液电阻率、含水饱和度、产水率等水淹层关键参数的最优解。

2.2 采用变倍数物质平衡法模拟水驱实验数据的效果分析

采用变倍数物质平衡法对埕岛油田CB1FB-3井281号岩心的岩电实验数据进行数值模拟,但由于研究区岩心过于疏松,为保证岩心实验的质量和完整性,只进行了油驱水岩电实验而未进行水驱油实验。

已知该岩心地层水矿化度Pwi为4 730 mg/L,为了验证变倍数物质平衡法的适用性,选择注入水矿化度Pwj为4 730 mg/L,模拟油驱水的岩电实验过程,并挑选了其他区块的9-6号岩心盐水驱油实验数据来进行验证。不同岩心岩电实验相关参数如表2所示,其中a、b为岩性系数,常数;m为孔隙胶结指数,常数;n为饱和度指数,常数;Sor为剩余油饱和度,小数。

表2 不同岩心岩电实验相关参数表

从变倍数物质平衡法模拟岩电实验结果可知(见图5),数值模拟计算的地层电阻率和混合液电阻率与油驱、水驱实验测量得到的地层电阻率、混合液电阻率变化规律一致,且十分逼近,符合油藏水驱油的实时动态变化过程。变倍数物质平衡法理论模型不受限于特定的岩心、地层水和注入水性质,也适用于各种不同水淹类型的岩电数值模拟,可以在地质参数约束条件下达到对实际测井资料精细定量评价的目的。

图5 变倍数物质平衡法模拟岩电实验数据成果图

3 处理流程及实际应用效果

根据埕岛油田实际水淹状况,结合地质资料、测井资料以及生产动态资料等对研究区水淹前后测井曲线响应特征进行分析,提取盐水水淹特征参数,从而构建水淹指示曲线定性识别水淹层。在水驱油实验研究的基础上,联立动静态参数测井解释模型,应用变倍数物质平衡法计算水淹层关键参数,最终结合定性和定量评价结果对水淹层进行综合评价,流程如图6所示。

图6 埕岛油田水淹层测井综合评价流程图

埕北22FB-11井试油层段是1 500.0～1 536.0 m中的若干储层段,该井投产前3个月试油资料显示:日产油21.0 t,日产水67.8 m3,其综合含水率为76.3%,属于中水淹,测井综合解释成果如图7所示。在测试深度1 500.0～1 513.0 m、1 516.5～1 523.5 m及1 529.5～1 535.5 m层段中,重构的水淹层指示参数WFW值分别为0.640、0.414与0.445,利用变倍数物质平衡法所计算的产水率Fw值分别为76.16%、52.11%与63.78%,根据上述定性和定量判别标准测井解释为中水淹层,与生产测试结论一致。重构的水淹层指示参数WFW与产水率Fw、含水饱和度Sw等参数反映出的水淹强弱趋势一致,这说明重构的水淹层指示参数WFW定性识别结果与盐水水淹层测井定量评价结论完全吻合,两者构建了研究区盐水水淹层测井综合评价的有效方法。