宋祖勇,王謙,王愛明,柴新,郭華粘,崔海棟

(1.中國(guó)石油青海油田分公司, 甘肅 敦煌 841000;2.中國(guó)石油集團(tuán)測(cè)井有限公司, 陜西 西安 710077)

0 引 言

GS油田中淺層N1-N21油藏地層飽壓差小,溶解氣量少,油藏綜合彈性壓縮系數(shù)較小,邊水驅(qū)動(dòng)能量弱,因此,采取了早期注水保持地層能量的開發(fā)方式。采用井距250～300 m的反九點(diǎn)法注采井網(wǎng),經(jīng)過20多年的開發(fā)后油藏水淹嚴(yán)重,含水率較高,剩余油分布復(fù)雜,水淹層解釋符合率較低,制約了油藏開發(fā)方案編制與精細(xì)治理措施制定。研究區(qū)水淹層解釋評(píng)價(jià)工作主要依據(jù)測(cè)井資料進(jìn)行定性識(shí)別[1-4],結(jié)合生產(chǎn)動(dòng)態(tài)與地層水化驗(yàn)分析資料,依據(jù)阿爾奇公式求取含水飽和度評(píng)價(jià)水淹程度。由于地層水化驗(yàn)分析覆蓋范圍小,導(dǎo)致計(jì)算含水飽和度與實(shí)際地層情況差異較大。已有的水淹層解釋評(píng)價(jià)技術(shù)體系不能滿足目前生產(chǎn)開發(fā)的需求,急需在巖石物理實(shí)驗(yàn)的基礎(chǔ)上開展針對(duì)性研究,明確儲(chǔ)層水淹特征與機(jī)理,形成一套水淹層定性、定量解釋評(píng)價(jià)技術(shù)體系,為油田開發(fā)提供測(cè)井技術(shù)支持。

1 GS油田儲(chǔ)層特征

GS油田N1-N21油藏是在區(qū)域湖退背景下沉積的辮狀河三角洲-淺湖沉積體系。儲(chǔ)層巖石中碎屑以石英、長(zhǎng)石為主,其次為沉積巖和變質(zhì)巖巖塊,巖石類型以長(zhǎng)石砂巖、巖屑砂巖為主,巖屑長(zhǎng)石砂巖、長(zhǎng)石巖屑砂巖為次。儲(chǔ)集空間以粒間孔隙為主,縱向上隨埋深增加物性變差,孔隙度主要分布在12.2%～22.9%,滲透率主要分布在8.6～196.8 mD[注]非法定計(jì)量單位,1 mD=9.87×10-4 μm2,下同,總體上屬中孔隙度、中滲透率儲(chǔ)層。N1-N21油藏主要受構(gòu)造控制,同時(shí)也受巖性影響,油藏油水分布的主要特點(diǎn)是:高部位含油,低部位含水,主要含油區(qū)的上傾部位均為斷層遮擋控制,且各斷塊的含油層位、油水界面及油層富集程度相差較大,GS油田N1-N21油藏為典型的巖性構(gòu)造油藏。

2 油藏水淹特征與機(jī)理分析

2.1 水淹后儲(chǔ)層特征變化

為系統(tǒng)評(píng)價(jià)GS油田的水淹機(jī)理與油藏當(dāng)前水淹狀況,GS油田新鉆評(píng)價(jià)井X865X(見圖1)。該井開展了目的層系統(tǒng)取心,完成了相關(guān)配套巖石物理實(shí)驗(yàn),為從巖石物理基礎(chǔ)實(shí)驗(yàn)分析水淹層變化特征及規(guī)律提供了基礎(chǔ)資料。從圖1可見,該井1660～1679m為典型油層,1776～1786m為典型水淹層,油層段的密閉取心分析含油飽和度大于50%,水淹層段的密閉取心分析含油飽和度基本小于30%。

圖2為油層與水淹層的壓汞特征曲線對(duì)比圖,在X865X井的1660.85、1661.48、1677.32、1780.37、1781.54m和1784.04m處分別開展了壓汞實(shí)驗(yàn)分析(見表1):儲(chǔ)層水淹后,排驅(qū)壓力將低,最大孔喉半徑及中值半徑變大,最大進(jìn)汞飽和度升高,同時(shí)退汞率變低,表現(xiàn)為儲(chǔ)層水淹后微觀孔隙結(jié)構(gòu)變好的特征,沖刷孔隙表面的膠結(jié)物被注入水帶走,改善了孔喉分布及孔隙的連通性[5-6]。

表1 壓汞實(shí)驗(yàn)分析數(shù)據(jù)

圖3為油層與水淹層的相滲特征曲線對(duì)比圖,X865X井的1 660.40、1 777.78 m處分別開展了相滲實(shí)驗(yàn)分析(見表2):儲(chǔ)層經(jīng)受長(zhǎng)期水驅(qū)后,相對(duì)滲透率曲線發(fā)生顯著的變化,主要表現(xiàn)為束縛水飽和度和殘余油飽和度降低,油水共滲范圍增加,儲(chǔ)層親水性加強(qiáng),水相相對(duì)滲透率增大,反應(yīng)出儲(chǔ)層微觀孔隙結(jié)構(gòu)變好的特征。通過水淹前后相滲實(shí)驗(yàn)巖心的物性數(shù)據(jù)可知,水淹后巖心的滲透率會(huì)變好,容易出現(xiàn)低孔隙度高滲透率的情況。

圖3 水淹前后相滲特征曲線對(duì)比圖

表2 油水相滲實(shí)驗(yàn)分析數(shù)據(jù)

圖4為油層與水淹層的巖石薄片分析對(duì)比圖,在X865X井的1 661.35～1 661.85 m、1 661.89～1 662.39 m、1 780.70～1 781.3 m、1 783.43～1 784.03 m處分別開展了巖石薄片實(shí)驗(yàn)分析。巖石鑄體薄片是一種直觀觀測(cè)孔隙微觀結(jié)構(gòu)的實(shí)驗(yàn)方法,未水淹段的儲(chǔ)層[見圖4(a)、(b)]孔隙空間以粒間孔為主,孔隙較大但顆粒間的喉道較窄,孔喉直徑比較大;水淹段的儲(chǔ)層[見圖4(c)、(d)],孔隙屬于大孔粗喉,孔喉直徑比變小,具有較高滲透能力,表現(xiàn)為受注入水沖刷孔隙連通性變好的特征。

油藏注水開發(fā)過程中,由于水流沖洗作用造成巖石中黏土顆粒脫落、運(yùn)移等現(xiàn)象發(fā)生,造成巖石膠結(jié)物下降、顆粒接觸變差,改變了儲(chǔ)層的孔隙結(jié)構(gòu)及連通性,甚至?xí)纬煽斩礌畹乃魍ǖ赖惹闆r,一般測(cè)井資料均會(huì)有一定的響應(yīng)。同時(shí),隨著儲(chǔ)層水淹程度的不同,測(cè)井曲線的形態(tài)、幅度值、相互之間的匹配性等都發(fā)生著不同程度的變化[7],為定性識(shí)別水淹層提供了豐富的測(cè)井信息。

圖4 水淹前后巖石薄片分析對(duì)比圖

2.2 油藏水淹機(jī)理分析

水驅(qū)油巖電是模擬水淹過程中巖石電性特征隨含水飽和度變化的實(shí)驗(yàn),對(duì)認(rèn)識(shí)油藏水淹后電阻率變化規(guī)律具有重要的指導(dǎo)意義[8-10],圖5為不同物性下的水驅(qū)油巖電實(shí)驗(yàn)。通過巖電實(shí)驗(yàn)的分析得到4點(diǎn)認(rèn)識(shí):①在含水飽和度小于60%的時(shí)候,隨著含水飽和度的增加電阻率降低,受注入水礦化度影響較小;②物性越差電阻率越高,隨含水飽和度增加電阻率升高的拐點(diǎn)越靠前;③注入水總礦在80 000 mg/L以上時(shí),高水淹后(含水飽和度大于65%)儲(chǔ)層電阻率降低,注入水總礦為40 000 mg/L儲(chǔ)層高水淹后與原始電阻率差異較小;④注入水總礦在20 000 mg/L以下時(shí),有效儲(chǔ)層強(qiáng)水洗后(含水飽和度大于70%)電阻率才能超過20 Ω·m。

圖5 水驅(qū)油巖電實(shí)驗(yàn)分析圖

油水相滲實(shí)驗(yàn)可以分析儲(chǔ)層在水淹過程中油水滲流特性及含水飽和度與產(chǎn)水率的關(guān)系,圖6為GS油田油水相滲實(shí)驗(yàn)分析圖。研究區(qū)相滲實(shí)驗(yàn)分析的束縛水飽和度在20%～40%之間,殘余油飽和度在30%左右,其等滲點(diǎn)飽和度大于50%,表明儲(chǔ)層巖石以親水為主;物性越差,油水兩相流動(dòng)范圍窄,無水采油期越短,含水率曲線斜率越大,注水一旦突破,含水快速上升;儲(chǔ)層物性越好,含油飽和度為殘余油時(shí)所對(duì)應(yīng)的水相相對(duì)滲透率越大,此類儲(chǔ)層水淹通道一旦形成,對(duì)物性差的射孔層壓制性較強(qiáng)。

相滲實(shí)驗(yàn)表明當(dāng)含水飽和度達(dá)到60%時(shí),產(chǎn)水率在90%以上儲(chǔ)層為高水淹。結(jié)合巖電實(shí)驗(yàn)分析結(jié)果,對(duì)于物性較好的儲(chǔ)層含水飽和度達(dá)到60%前隨含水飽和度的增加電阻率降低,受驅(qū)替水礦化度影響較小,所以對(duì)于物性較好的儲(chǔ)層高水淹初期電阻率仍以降低為主,只有淡水強(qiáng)水洗后電阻率才逐漸升高。

圖6 油水相滲實(shí)驗(yàn)分析圖

3 水淹層測(cè)井解釋方法與標(biāo)準(zhǔn)

3.1 水線法與流體替換法

為了更有效地定性識(shí)別水淹層,基于巖石物理實(shí)驗(yàn)與測(cè)井資料建立了油藏視水層電阻率(儲(chǔ)層100%含水)與視油層電阻率反演計(jì)算方法,分別為水線法與流體替換法,其理論依據(jù)為阿爾奇公式[11-12]。

由阿爾奇公式可知,巖電實(shí)驗(yàn)中100%含水巖心電阻率滿足

(1)

式中,F為地層因素,無量綱;RW為巖心飽含水樣電阻率,Ω·m;R0為100%含水時(shí)巖心電阻率,Ω·m;a為巖性系數(shù);φ為孔隙度,小數(shù);m為膠結(jié)指數(shù)。所以,由巖電實(shí)驗(yàn)可以得到視純水層電阻率計(jì)算公式為

(2)

圖7 純水層電阻率分段建模

由GS地區(qū)地層水化驗(yàn)分析資料可知,該地區(qū)原始油藏地層水電阻率為0.038Ω·m,通過巖電實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)分孔隙度建立視水層電阻率計(jì)算模型(見圖7)

(3)

對(duì)于油層來說,當(dāng)儲(chǔ)層未受鉆井液侵入影響時(shí),其原始油層僅由巖石骨架、油氣和束縛水3部分組成,其電阻率為

(4)

當(dāng)鉆井液侵入后,沖洗帶范圍內(nèi)儲(chǔ)層結(jié)構(gòu)由巖石骨架、殘余油氣、鉆井液濾液與油層水的混合液組成。根據(jù)阿爾奇公式,沖洗帶電阻率可表示為

(5)

考慮到鉆井液濾液完全驅(qū)替掉沖洗帶儲(chǔ)層可動(dòng)油氣及自由水后,地層孔隙中僅含殘余油氣和束縛水與鉆井液濾液的混合液

Sxo=1-Sor

(6)

由此可推出視油層電阻率為

(7)

式中,Rti為視油層電阻率,Ω·m;Rxo為測(cè)量沖洗帶電阻率,Ω·m;Rw油藏原始地層水電阻率,Ω·m;Rmfz為鉆井液濾液電阻率,Ω·m;φ為孔隙度,小數(shù);m為膠結(jié)指數(shù);n為飽和度指數(shù);a、b為巖性系數(shù);Swi為束縛水飽和度,%;Sor為殘余油飽和度,%。

利用相滲實(shí)驗(yàn)分析的束縛飽和度、殘余油飽和度分析數(shù)據(jù),通過多元回歸擬合得到束縛水飽和度與殘余油飽和度計(jì)算模型

Swi=5.1355lg (φ×100)-7.0966lgK+34.7061

(8)

(9)

式中,Swi為束縛水飽和度,%;Sor為殘余油飽和度,%;φ為孔隙度,小數(shù);K為滲透率,mD。

3.2 基于產(chǎn)水率的水淹級(jí)別劃分

油層是否產(chǎn)油不僅與含油飽和度有關(guān),而且與巖石的滲透性及潤(rùn)濕性有關(guān),即使束縛水含量很高的油層,也能產(chǎn)出純油。因此,油水相對(duì)滲透率的大小是判別儲(chǔ)層產(chǎn)液性質(zhì)最直接的參數(shù),同時(shí)它也是求取含水率的必要參數(shù)。根據(jù)X865X井最新相滲實(shí)驗(yàn)分析資料,建立油水相對(duì)滲透率與產(chǎn)水率的計(jì)算模型,綜合評(píng)價(jià)儲(chǔ)層水淹后水淹層的水淹級(jí)別與產(chǎn)水率。

通過擬合油相相滲、水相相滲計(jì)算公式,進(jìn)而可以確定儲(chǔ)層產(chǎn)水率,為水淹層分級(jí)量化評(píng)價(jià)提供依據(jù)。根據(jù)巖心實(shí)驗(yàn)分析資料,擬合水相相滲計(jì)算模型為

(10)

擬合油相相滲模型為

(11)

產(chǎn)水率計(jì)算公式

(12)

式中,Krw為水相相對(duì)滲透率;Kro為油相相對(duì)滲透率;Sw為儲(chǔ)層含水飽和度,%;Swi為束縛水飽和度,%;Sor為殘余油飽和度,%;Fw為儲(chǔ)層產(chǎn)水率,%;μw為地層水黏度,由化驗(yàn)分析得到研究區(qū)地層水黏度為0.75mPa·s;μo為地層原油黏度,由化驗(yàn)分析得到研究區(qū)原油黏度為3.80mPa·s。

圖8 相滲實(shí)驗(yàn)6級(jí)水淹劃分標(biāo)準(zhǔn)

應(yīng)用相滲實(shí)驗(yàn)分析數(shù)據(jù),繪制產(chǎn)水率與可動(dòng)水飽和度關(guān)系圖(見圖8),按照產(chǎn)水率及可動(dòng)水飽和度劃分水淹級(jí)別,確定了水淹層6級(jí)水淹解釋標(biāo)準(zhǔn)(見表3)。

表3 水淹層6級(jí)水淹解釋評(píng)價(jià)標(biāo)準(zhǔn)

4 應(yīng)用效果分析

應(yīng)用本文水淹層的解釋評(píng)級(jí)方法對(duì)X865X井進(jìn)行精細(xì)處理與解釋(見圖9)。159～163號(hào)層感應(yīng)電阻率與側(cè)向電阻率曲線一致性較好,電阻率與巖性匹配性好,遠(yuǎn)高于圍巖電阻率,測(cè)量感應(yīng)電阻率與反演視油層電阻率接近,遠(yuǎn)高于視水層電阻率,綜合反應(yīng)儲(chǔ)層含油性較好,測(cè)井計(jì)算束縛水飽和度與含水飽和度一致,以油相相滲為主,產(chǎn)水率低于10%,因此,測(cè)井綜合解釋為油層。178號(hào)層(1 932～1 934.4 m),感應(yīng)電阻率與側(cè)向電阻率曲線差異大,側(cè)向電阻率對(duì)高阻敏感受淡水鉆井液侵入影響較大,感應(yīng)電阻率對(duì)低阻敏感能反應(yīng)儲(chǔ)層水淹后的真實(shí)電阻率。該層感應(yīng)電阻率為典型高侵特征,同時(shí)電阻率值與圍巖接近,測(cè)量感應(yīng)電阻率與反演視水層電阻率接近,遠(yuǎn)低于視油層電阻率,綜合反應(yīng)儲(chǔ)層水淹嚴(yán)重。測(cè)井計(jì)算束縛水飽和度與含水飽和度差異大,表明可動(dòng)水較多,測(cè)井計(jì)算產(chǎn)水率大于90%,因此測(cè)井定量解釋為4級(jí)高水淹,試油后日產(chǎn)液35.02 m3,日產(chǎn)油0.41 m3,儲(chǔ)層測(cè)試含水率高達(dá)98.8%,測(cè)井解釋與試油投產(chǎn)情況基本一致。180號(hào)層(1 949.4～1 953.9 m)測(cè)井綜合解釋4級(jí)高水淹,試油后日產(chǎn)液19.35 m3,日產(chǎn)油0.34 m3,儲(chǔ)層含水率高達(dá)98.3%,測(cè)井解釋水淹級(jí)別與實(shí)際測(cè)試資料吻合。

圖9 X865X井水淹層測(cè)井解釋成果圖

5 認(rèn)識(shí)與結(jié)論

(1)GS油田儲(chǔ)層水淹后儲(chǔ)層物性逐漸變好,微觀孔隙結(jié)構(gòu)及孔隙連通性優(yōu)于水淹前,主要原因是水流沖刷導(dǎo)致儲(chǔ)層內(nèi)部黏土顆粒發(fā)生脫落、運(yùn)移等現(xiàn)象,造成巖石膠結(jié)物下降、顆粒接觸變差,改善了儲(chǔ)層內(nèi)部孔隙空間的結(jié)構(gòu)。

(2)通過巖電與相滲實(shí)驗(yàn)明確了水淹機(jī)理,當(dāng)儲(chǔ)層含水飽和度達(dá)到60%時(shí),儲(chǔ)層已高水淹,產(chǎn)水率在90%以上,物性較好的儲(chǔ)層含水飽和度達(dá)到60%前電阻率隨含水飽和度的增加而降低,受注入水礦化度影響較小,所以研究區(qū)物性較好的儲(chǔ)層高水淹初期電阻率仍以降低為主,只有淡水強(qiáng)水洗后電阻率才逐漸升高。

(3)通過測(cè)井響應(yīng)特征、水線法與流體替換法可以有效指導(dǎo)水淹層的定性識(shí)別,水淹層的分級(jí)量化評(píng)價(jià)需要建立在產(chǎn)水率準(zhǔn)確求取的基礎(chǔ)上。本文建立的6級(jí)水淹劃分標(biāo)準(zhǔn)與實(shí)際試油測(cè)試結(jié)果基本一致,為GS油田水淹層定量評(píng)價(jià)提供了有效的技術(shù)方法。