黃保綱 宋洪亮 申春生 張迎春 汪利兵 金寶強 潘玲黎

(中海石油(中國)有限公司天津分公司)

在注水油田開發(fā)中后期,摸清油層水淹狀況是制定調(diào)整井合理射孔方案和保證開發(fā)效果的關(guān)鍵。目前判斷油層水淹程度的常用方法是基于密閉取心資料,通過巖心標定建立裸眼測井解釋標準,定量評價油層水淹程度。但是,海上油田常缺乏密閉取心資料,僅依靠調(diào)整井本身的裸眼測井解釋結(jié)果制定射孔方案存在較大風險。氣測數(shù)據(jù)能直接反映油藏內(nèi)流體特征,可用于研究油層水淹狀況。段仁春[1]詳細闡述了其依據(jù)、做法及在錄井現(xiàn)場解釋和老井復(fù)查中的應(yīng)用,并提出了全烴曲線形態(tài)法和縱向?qū)Ρ确ǖ葞追N基本方法;但在實際應(yīng)用中,由于氣測數(shù)據(jù)受鉆井液、鉆速和儀器設(shè)備類型等影響較大,不同井甚至同一口井的不同井段鉆井條件常不一樣,導(dǎo)致氣測數(shù)據(jù)可對比性差,因此需幾種基本方法組合使用才能保證評價結(jié)果的可靠性,運用起來比較繁瑣。筆者將利用氣測資料判斷油層水淹程度的方法應(yīng)用到渤海J油田調(diào)整井水淹層識別研究中,并提出用判別因子消除鉆井因素的影響,提高了氣測數(shù)據(jù)的可對比性。渤海J油田應(yīng)用效果表明,本文方法能夠直觀、快速、準確地判別調(diào)整井油層水淹狀況。

1 方法的提出

根據(jù)孫孟茹等[2]對注水油田所做的實驗分析,油水接觸后,油中的輕烴組分均不同程度地向水中擴散,甲烷含量降低最快。隨著注水時間增加,水驅(qū)強度增強和水淹程度的提高,油層含油飽和度降低,烴類物質(zhì)減少,導(dǎo)致氣測所能檢測到的烴類組分(C1—C5)含量下降[1],這是利用氣測數(shù)據(jù)判斷油層水淹狀況的基本原理。因此,只需觀測總的氣測烴類組分值(CT=C1+C2+C3+C4+C5)變化就可以判斷油層水淹程度。此外,濕度比((C2+C3+C4+C5)/CT)、平衡比((C1+C2)/(C3+C4+C5))等參數(shù)也都可反映水淹程度。

然而,在氣測資料錄取過程中,氣測顯示不可避免地受到鉆井工程、鉆井液性能、檢測條件和氣測基值等鉆井因素的影響[3],調(diào)整井和一次井網(wǎng)下的開發(fā)井進行氣測錄井時受影響的因素和程度通常也不一致,使得氣測變化規(guī)律并不明顯,導(dǎo)致使用前述參數(shù)判斷油層水淹程度甚至得出錯誤的結(jié)論。分析發(fā)現(xiàn),引入一個判別因子 R(R=CT/TG,TG為氣全量值)即可消除鉆井因素的影響,并放大氣測變化規(guī)律,利于直觀判別油層水淹狀況。其原因在于:

(1)鉆井因素對烴類組分含量的測量值有影響,對氣全量的測量值(TG)也有影響,并且對兩者的影響是同向的。

(2)從測量原理上看,氣全量的測量值(儀器顯示值)與進入離子室的被測組分濃度以及碳原子的含量有關(guān),即被測組分濃度越高,碳原子的含量越多,產(chǎn)生的微電流就越大,氣全量的測量值也越大。根據(jù)汪小平[4]、吳龍斌[5]以及楊衛(wèi)東等人[6]的研究成果,氣全量測量值與烴類組分含量的關(guān)系可近似用下式表示:

則

R為無量綱因子,不受鉆井因素的影響,其取值為0＜R＜1。實際應(yīng)用時,C1—C5和 TG都是實測值(氣檢儀器顯示值),利用這些氣測數(shù)據(jù)計算出CT和 R值,然后繪制每口井的CT、TG和 R曲線,用于分析新井的油層水淹狀況:油層處于原始狀態(tài)時,井的CT和 TG曲線幅度差很小或基本重合,R值較大并且接近1.0;油層水淹后,水淹層與鄰近老井原始狀態(tài)時同層位油層對比,井的CT和 TG曲線幅度差明顯,R曲線往低值方向發(fā)生明顯偏移(R值越小表明水淹程度越強)。

在渤海SZ油區(qū),通過密閉取心資料、測井資料及生產(chǎn)動態(tài)資料結(jié)合進行研究,已形成了一套較為成熟的水淹層測井解釋方法,測井解釋結(jié)果與實際生產(chǎn)動態(tài)符合率超過了90%。從該油區(qū)3個油田15口井中采集了共計144個油層的數(shù)據(jù),統(tǒng)計不同水淹程度下 R值的分布規(guī)律(圖1),并參考水淹級別常用劃分方法[7-8],建立了判斷渤海海域油田油層水淹程度的氣測標準(表1)。

圖1 渤海SZ油區(qū)不同水淹程度油層 R值分布圖

表1 渤海海域油田油層水淹程度氣測參數(shù)判別標準

2 方法驗證及應(yīng)用

J油田位于渤海海域遼東灣遼西低凸起北端,其構(gòu)造為一北東—南西向展布的狹長斷裂背斜;油藏類型為邊水層狀構(gòu)造油藏,埋深為海拔-1650 m;儲層為三角洲前緣沉積水下分流河道、河口壩和遠砂壩砂體,橫向分布較穩(wěn)定,井間對比關(guān)系好,巖性為粉細砂—中粗砂巖;儲層物性較好,滲透率變異系數(shù)高于0.7,非均質(zhì)性強;原油為中質(zhì)低粘原油。J油田共分為10個油組,主力油組為Ⅰ—Ⅲ油組;采用一套規(guī)則井網(wǎng)合采多個油層,反九點法面積注水開發(fā),井距400 m(圖2)。經(jīng)過10余年開采,目前J油田綜合含水率為65%,已進入開發(fā)中后期。研究表明,由于邊水和注入水的不均勻推進,J油田剩余油在平面上主要集中于油井間和油田邊部。為挖掘剩余油,已鉆4口先期加密調(diào)整井,本次方法驗證及應(yīng)用以這4口井為例。

圖2 J油田開發(fā)井位圖(局部)

實例1。調(diào)整井A 1井位于J油田邊部,結(jié)合裸眼測井資料綜合分析,判定邊水推進導(dǎo)致Ⅱ油組3小層底部水淹,于是確定射孔方案為:射開頂部油層,不射開水淹層。A 1井投產(chǎn)后含水率一直在80%以上,但對Ⅱ油組采取關(guān)層措施后基本不含水。對比分析A 1井生產(chǎn)動態(tài)與利用本文方法預(yù)測的水淹狀況,可以驗證利用氣測資料判別水淹的方法及其判別標準的可行性。

圖3為新鉆調(diào)整井A 1井和老井A 2井的氣測曲線對比圖,可以看出A 1井Ⅱ油組2、3小層的 R值(平均值為0.5)明顯低于A2井相應(yīng)層位,表明A1井Ⅱ油組2、3小層已強水淹,這與動態(tài)認識一致,說明利用氣測資料能較可靠地判斷油層水淹情況。

圖3 J油田A1井水淹程度分析圖

實例2。B1井為J油田油井間的一口加密調(diào)整井,在鉆A 1井之前該井已投產(chǎn),裸眼測井解釋無水淹層,于是油層全部射開生產(chǎn),按油組分3段防砂。投產(chǎn)初期B1井含水率為50%,但很快上升至80%,且出水層位不清楚,無法采取針對性的治理措施。應(yīng)用本文方法對B1井高含水原因進行了分析。

圖4為B1井與相鄰老井B2、B3井氣測曲線對比圖,可以看出,與B2井和B3井相比,B1井Ⅰ油組底部、Ⅱ油組以及Ⅲ油組1、3小層的CT和 TG值之間存在明顯的幅度差,R值均在0.5以下,說明多數(shù)油層已經(jīng)出現(xiàn)強水淹。后來對該井進行了產(chǎn)液剖面測試,其結(jié)果為Ⅰ油組含水率100%,Ⅱ油組含水率90%,Ⅲ油組含水率14.9%(油層薄、物性相對差),證實了氣測分析結(jié)果。

圖4 J油田B1井與相鄰老井B2、B3井氣測曲線對比圖

實例3。調(diào)整井C1井為J油田另一口油井間加密調(diào)整井。圖5為C1井與鄰近老井C2、C3井氣測曲線對比圖,可以看出,C1井氣測特征與C2、C3井極為相似,除Ⅲ油組第3個油層的CT和 TG存在一定幅度差外,其他油組和小層的CT和 TG兩條曲線基本重合,R值在0.9以上,因此判斷C1井含水率小于10%,射孔時將全部油層段射開。投產(chǎn)一年內(nèi),C1井含水率一直保持在10%以下,實際生產(chǎn)情況和氣測方法預(yù)測結(jié)果完全相符。

實例4。利用氣測資料判斷油層水淹程度方法在水平井中同樣適用。D1h井為J油田油藏邊部的一口水平調(diào)整井,裸眼測井解釋未發(fā)現(xiàn)水淹層,但從該井水平段氣測曲線圖(圖6)中 R值的變化情況來看,除3030～3075 m井段外,其它井段均發(fā)生水淹,尤其是 3089～3158 m井段,R值在 0.50～0.65之間,屬中水淹。投產(chǎn)后初期D1h井含水率達到了60%,這與氣測分析水淹狀況的認識相吻合。

從J油田4口調(diào)整井(包括常規(guī)定向井和水平井)的應(yīng)用效果來看,利用氣測資料判斷油層水淹程度方法簡便、準確度較高,對于了解油田水淹現(xiàn)狀以及指導(dǎo)調(diào)整井射孔和完井具有較高的價值。

3 結(jié)論與建議

(1)為了能夠利用氣測數(shù)據(jù)直觀、快捷、準確地判斷調(diào)整井油層水淹情況,本文提出了判別因子,并通過與動態(tài)資料結(jié)合,建立了應(yīng)用氣測方法判別渤海海域油田油層水淹程度的標準。實例應(yīng)用表明,該方法便捷、可靠,可以有效地指導(dǎo)注水開發(fā)油田調(diào)整井編制射孔方案,保證開發(fā)效果。海上水驅(qū)開發(fā)油田多,油田密閉取心成本高、資料少,而氣測資料每口井都有,加上開發(fā)后期調(diào)整井數(shù)量多,因此該方法有著較廣闊的應(yīng)用前景。

(2)由于氣測資料的錄取相對滯后,容易造成氣測數(shù)據(jù)對應(yīng)的深度偏深,因此氣測曲線要考慮深度校齊,即參考測井曲線進行校正;另外,氣測數(shù)據(jù)采樣間隔較大,導(dǎo)致薄層的氣測數(shù)據(jù)點少,并且薄層的測量值易受到上下緊鄰層的影響,因此,對于厚油層內(nèi)部的水淹薄層應(yīng)綜合其他資料進行分析。

[1] 段仁春.運用氣測資料識別水淹層方法探討[J].錄井工程,2008,19(1):48-51.

[2] 孫孟茹,張星,耿洪章.水、油接觸過程中原油粘度變化的試驗研究[J].石油大學學報(自然科學版),2003,27(2):63-66.

[3] 趙洪權(quán).氣測錄井資料環(huán)境影響因素分析及校正方法[J].大慶石油地質(zhì)與開發(fā),2005,24(增刊):32-34.

[4] 汪小平.氣測錄井中甲烷含量大于烴類組分含量的探討[J].錄井技術(shù),1997,8(4):54-55.

[5] 吳龍斌.對氣測錄井技術(shù)的幾點認識[J].錄井技術(shù),2000,11(2):19-25.

[6] 楊衛(wèi)東,李斌.氣測全烴值響應(yīng)方程的建立及現(xiàn)場應(yīng)用分析[J].錄井技術(shù),2002,13(1):23-29.

[7] 高楚橋,張超謨,肖承文等.L油田含水率計算及水淹等級劃分[J].測井技術(shù),2004,28(1):75-77.

[8] 高楚橋.復(fù)雜儲層測井評價方法[M].北京:石油工業(yè)出版社,2003:118-158.