李寧,吳迪,陳彥竹,鄭小敏,鄒品國,臧明明

(1.中國石油集團(tuán)測井有限公司生產(chǎn)測井中心,陜西西安710200;2.中國石油集團(tuán)測井有限公司技術(shù)中心,陜西西安710077;3.中國石油集團(tuán)測井有限公司評價(jià)信息處,陜西西安710077;4.中國石油集團(tuán)測井有限公司長慶分公司,陜西西安710200)

0 引 言

長慶油田作為低滲透、特低滲透、超低滲透油藏開發(fā)的典型油田,現(xiàn)已進(jìn)入中高含水開發(fā)期,各類儲層滲流差異增大,層間、層內(nèi)、平面矛盾突出,剩余儲量的有效挖潛難度較大,對水驅(qū)效果綜合評價(jià)提出了更高的要求[1-3]。傳統(tǒng)的水驅(qū)效果評價(jià)方法過于依賴動態(tài)資料,評價(jià)結(jié)果對于如何高效開發(fā)低滲透油藏缺乏有效指導(dǎo)[4-6]。目前低滲透油藏注采關(guān)系復(fù)雜,驅(qū)替場動態(tài)變化頻繁,精細(xì)評價(jià)此類油藏的水驅(qū)效果難度大、精度低,結(jié)果缺乏可信度。精細(xì)評價(jià)此類油藏對動、靜態(tài)資料的綜合應(yīng)用及測井、地質(zhì)、油藏等多學(xué)科聯(lián)合攻關(guān)提出了新挑戰(zhàn)[7]。本文以長慶油田低滲透重點(diǎn)開發(fā)區(qū)塊Q011-35井組為例,在分析井間示蹤劑、寬能域氯能譜剩余油飽和度測井等動態(tài)監(jiān)測資料的基礎(chǔ)上,結(jié)合電成像測井、單砂體連井剖面等靜態(tài)資料,分別進(jìn)行了水驅(qū)矛盾分析、主控因素識別,從平面、縱向、單砂體3個角度評價(jià)低滲透油藏水驅(qū)效果,為后期此類油藏的高效開發(fā)提出建議。

1 區(qū)塊地質(zhì)概況

Q011-35井組(見圖1藍(lán)線區(qū)域)位于姬塬油田中部,主力油層三疊系長61儲層為三角洲前緣水下分流河道沉積,長61層分為長611層和長612層2小層,其中長612層全區(qū)發(fā)育廣泛,平均單井有效厚度16.8 m,滲透率2.78×10-3μm2;長611層有效厚度13.5 m,滲透率2.5×10-3μm2。油藏整體長612層物性好于長611層物性,平面滲透率分布差異大,非均質(zhì)性較強(qiáng)。隨著油藏進(jìn)入中含水開發(fā)階段,受層間物性差異大的影響,平面、縱向水驅(qū)矛盾日益突出,層間壓差增大,油井含水上升速度加快,注水初期開發(fā)技術(shù)政策適應(yīng)性差,油藏穩(wěn)產(chǎn)難度大,亟需系統(tǒng)地對水驅(qū)效果進(jìn)行綜合評價(jià),為油藏持續(xù)穩(wěn)產(chǎn)提供技術(shù)支撐。井組內(nèi)8口采油井均為中高含水井,綜合含水率59.4%,除Q011-34井單采長612層以外,其余7口油井均為2層合采。為了更好地評價(jià)水驅(qū)波及范圍,井組中間部署了8口檢查井(見圖1綠色圓點(diǎn))。

圖1 Q011-35井組井位圖

2 動態(tài)監(jiān)測資料綜合分析

動態(tài)監(jiān)測資料豐富且貼近油田開發(fā)現(xiàn)狀,各監(jiān)測項(xiàng)目可從不同角度反映油水井生產(chǎn)狀況,主要包括注入剖面測井、產(chǎn)出剖面測井、剩余油測井、井地電位測井、井間示蹤劑監(jiān)測、微地震監(jiān)測、套損檢測及各種壓力測試等。Q011-35井組主要應(yīng)用井間示蹤劑監(jiān)測和剩余油測井。

2.1 井間示蹤劑分析

井間示蹤劑監(jiān)測是指在注水井中注入化學(xué)示蹤劑或放射性示蹤劑,并在其相鄰的生產(chǎn)井中取樣、化驗(yàn)得到示蹤劑產(chǎn)出曲線。示蹤劑在油田開發(fā)中應(yīng)用廣闊,從判斷儲層非均質(zhì)性、井間連通性、查明注入水推進(jìn)方向與水驅(qū)速度到評價(jià)各種措施效果都可發(fā)揮較好的作用[8-9]。

Q011-35為中心分層注水井,注水層位為長611層、長612層,選用目前效果最好的2種微量物質(zhì)示蹤劑進(jìn)行監(jiān)測,其中,長611層用Ho示蹤劑、長612層用Nd示蹤劑,對注水井周圍16口井進(jìn)行取樣。Q011-35井組示蹤劑解釋成果見圖2。Q011-35井注入水分配比分析顯示,長611層Q012-35井注入水分配比為22.59%,Q013-36井為25.77%,表明注水井與上述2井存在連通關(guān)系[見圖2(a)];在長612層Q013-34井注入水分配比為49.07%,是該井組的主要流動通道[見圖2(b)]。平面上井組水驅(qū)方向主要為西北、西南方向。如圖2(c)所示,示蹤劑產(chǎn)出濃度曲線出現(xiàn)峰值,峰形清晰,峰值突出,示蹤劑產(chǎn)出軌跡明朗,結(jié)合前緣水線速度表明油層中出現(xiàn)中高滲條帶,加劇了儲層非均質(zhì)性。

圖2 Q011-35井組示蹤劑解釋成果圖

2.2 剩余油測井評價(jià)

俄羅斯寬能域氯能譜測井技術(shù)可定量分析套后地層的巖石礦物成分及地層結(jié)構(gòu),有效區(qū)分油、水層,因其能提供豐富的巖性、物性、含油性信息,廣受地層水礦化度較高的油田的青睞[10-11]。為了解Q011-35井組內(nèi)長6油藏高含水開發(fā)期油井采出狀況及剩余油分布狀況,對井組內(nèi)的檢查井QJ011-355井進(jìn)行了寬能域氯能譜測井,解釋成果見圖3。該井主要油層段為長4+5、長61含油砂巖層,錄井顯示均為灰褐色油跡、油斑細(xì)砂巖;聲波時(shí)差均在200～320 μs/m,物性均較好。

圖3 QJ011-355井寬能域氯能譜測井解釋成果圖

長612-2-1層(79層),聲波時(shí)差值為247.91 μs/m,中子伽馬、高能中子伽馬曲線值較低,完井含油飽和度為49.00%,能譜含油飽和度為40.04%,該層綜合解釋結(jié)論為中含水,根據(jù)寬能域氯能譜測井與完井對比,需要對解釋結(jié)論進(jìn)行完善的層位還有長611-2-3層(741層)、長612-2-2層(81層)。從水洗厚度、水驅(qū)動用程度看,長612層強(qiáng)于長611層。

通過剖面縱向水驅(qū)分析,中含水層主要分布在長611-2-3、長612-2-1、長612-2-2層,中含水層與低含水層交互存在,層間干擾嚴(yán)重、層間矛盾突出,造成了層間剩余油呈“五花肉”式分布。

3 靜態(tài)資料綜合評價(jià)

靜態(tài)資料評價(jià)以滲透率、孔隙度作為主要參數(shù),對開發(fā)初期或未動用的儲層進(jìn)行識別、劃分。通過對靜態(tài)資料的分析,可以有效識別控制低滲透油藏水驅(qū)效果的主要因素。靜態(tài)資料包括完井測井資料、小層對比資料、單砂體構(gòu)型、微構(gòu)造、沉積相等。

3.1 電成像測井評價(jià)

為識別裂縫發(fā)育狀況,2019年8月對QJ011-355井進(jìn)行電成像測井,測量井段為1 954.0～2 030.0 m,所測地層為延長組長4+5、長6地層。本次研究只針對長6儲層進(jìn)行單砂體小層細(xì)分,電成像測井解釋成果見圖4。

圖4 QJ011-355井電成像測井解釋成果圖

在長611層1 978.0～1 989.6 m井段中,電成像靜態(tài)圖像顯示儲層內(nèi)由上至下顏色逐漸變亮,表明該段儲層下部比上部電阻率值高;動態(tài)圖像顯示儲層內(nèi)色度相近,局部有亮色條帶,儲層巖性均一,局部發(fā)育致密鈣層。砂體內(nèi)部層理發(fā)育,主要發(fā)育塊狀層理和交錯層理,角度分布在10°～20°,局部發(fā)育低角度斜層理,裂縫主要發(fā)育在長611-2-3、長611-2-4小層中。在長612層2 002.6～2 016.5 m井段中,靜態(tài)圖像顯示砂體顏色上部較下部暗,表明該段儲層電阻率值上部較下部低;動態(tài)圖像顯示儲層有明暗相間的條帶,儲層非均質(zhì)性較強(qiáng)。砂體層理發(fā)育,主要發(fā)育水平層理和平行層理,局部發(fā)育波狀層理,上圍巖垂直裂縫發(fā)育,裂縫主要發(fā)育在長612-2-2、長612-2-3小層中。

綜合分析電成像裂縫發(fā)育狀況與剩余油飽和度測井中的水洗情況,長611-2-3層、長612-2-2層都發(fā)育有裂縫且為中含水層,推斷裂縫是造成小層水淹的重要原因。裂縫的非均質(zhì)性加劇了層間矛盾,導(dǎo)致注水沿高滲透帶、大孔道層帶突進(jìn)明顯,其余層位水線推進(jìn)速度慢,注水波及體積小,水驅(qū)效果差。

3.2 單砂體連井剖面分析

單砂體結(jié)構(gòu)解析是對水下分流河道形成的復(fù)合砂體進(jìn)行內(nèi)部解剖,通過對單一河道的識別,明確單期次河道單砂體的空間展布及連通關(guān)系[12-14]。Q012-35至Q011-35井單砂體剖面見圖5,其中,長611、長612的4個主力單砂體小層用不同顏色顯示。單砂體剖面顯示側(cè)向接觸類型主要有單一河道式、側(cè)切式、側(cè)疊式、孤立間灣式。Q012-36井至Q011-35井井間在長611-2-1、長611-2-3、長612-2-1、長612-2-2、長612-2-3層以單一河道式連通,連通效果最好;側(cè)切式的長611-2-2、側(cè)疊式的長612-2-4連通效果次之;孤立間灣的長611-2-4連通效果最差。

圖5 Q012-36井至Q011-35井單砂體剖面圖

在Q012-36采油井與Q011-35注水井之間以單一河道式連通的5個小層中,長611-2-1層沒有注水層位及生產(chǎn)層位;長612-2-1層有生產(chǎn)層位,沒有注水層位;長612-2-3層有注水層位,沒有生產(chǎn)層位,其余的長611-2-3、長612-2-2層生產(chǎn)層位與注水層位對應(yīng)良好。

結(jié)合剩余油飽和度測井中含水層段分析,單砂體的接觸關(guān)系、連通狀態(tài)對水驅(qū)效果影響較大,生產(chǎn)層位與注水層位對應(yīng)的情況下,單一河道連通的小層容易水淹。單砂體連通關(guān)系差的層位(長611-2-2、長612-2-4、長611-2-4)、生產(chǎn)與注水不對應(yīng)的層位(長611-2-1、長612-2-1、長612-2-3)水驅(qū)效果差,容易形成剩余油富集區(qū),是下一步改善水驅(qū)效果提高采收率的關(guān)鍵。

4 綜合解釋及建議

井間示蹤劑、剩余油飽和度的動態(tài)監(jiān)測結(jié)果顯示,Q011-35井組縱向上中含水層主要分布在長611-2-3層、長612-2-1層、長612-2-2層,中含水層與低含水層交互存在,層間矛盾突出;平面上,水驅(qū)方向以西北、西南方向?yàn)橹?濃度曲線表明有高滲透條帶存在,儲層平面非均質(zhì)性較強(qiáng)。電成像測井資料顯示長611-2-3層、長612-2-2層發(fā)育有裂縫,與中含水層段對應(yīng)。推斷裂縫是造成小層水淹的重要原因,裂縫的非均質(zhì)性加劇了層間矛盾,導(dǎo)致注水沿高滲透帶、大孔道層帶突進(jìn)明顯[15]。單砂體剖面顯示,611-2-3層、長612-2-2層井間以單一河道連通,生產(chǎn)層位與注水層位對應(yīng)良好,分析為中水洗層段。單砂體的接觸關(guān)系、連通狀態(tài)、生產(chǎn)層位與注水層位對應(yīng)關(guān)系對水驅(qū)效果影響較大。各單砂體綜合評價(jià)水洗程度見表1。

表1 QJ011-355井單砂體水驅(qū)效果評價(jià)表

動、靜態(tài)資料綜合分析可以看出,動態(tài)監(jiān)測資料的分析結(jié)果更加符合油藏現(xiàn)在開發(fā)時(shí)效、可信度更高,克服了僅用靜態(tài)資料評價(jià)滯后的缺點(diǎn)。靜態(tài)資料作為動態(tài)資料評價(jià)的有效補(bǔ)充,有助于深入尋找控制低滲透油藏水驅(qū)效率的地質(zhì)因素,通過從平面、縱向、單砂體角度論證分析,使結(jié)果更加精細(xì)、準(zhǔn)確,后期提出的調(diào)整措施建議更具針對性。

建議針對生產(chǎn)與注水不對應(yīng)的層位進(jìn)行補(bǔ)孔,如Q011-35井的長611-2-1、長612-2-1層,Q012-36井長611-2-1、長612-2-3層;針對Q011-35到Q012-36井間長611-2-3層、長612-2-2層的裂縫、大孔道進(jìn)行封堵措施。

5 結(jié) 論

(1)通過動態(tài)監(jiān)測資料的綜合評價(jià)發(fā)現(xiàn),井間示蹤劑可以在平面上明確水驅(qū)范圍及主要方向,剩余油飽和度測井的優(yōu)勢在于縱向上劃分各小層的含水等級,二者綜合評價(jià)使結(jié)果更加立體、精細(xì)。

(2)通過靜態(tài)資料的綜合評價(jià)可以深入識別影響低滲透油藏水驅(qū)效果的主控因素,為后期開發(fā)低滲透油藏提供借鑒。

(3)低滲透油藏水驅(qū)效果評價(jià)是一項(xiàng)綜合性的研究,在提高單項(xiàng)技術(shù)精度的同時(shí),應(yīng)充分利用一切可利用的動、靜態(tài)資料,采取多種方法綜合與集成,保證水驅(qū)效果評價(jià)的準(zhǔn)確性及措施建議的針對性。