高温高压油气藏水淹层测井评价研究

高温高压油气藏水淹层测井评价研究
朱正茂
【摘要】油田在注水开发时期,随着时间的推移,油层水淹程度越来越高,在这种情况下,正确判断油层水淹程度和确定剩余油饱和度及其空间分布是地球物理测井解释工作的重要任务,是设计和优化注水开发调整方案的重要依据。

本文应用组合方法即：在未水淹油层,用以导电效率理论为基础的饱和度计算公式;而水淹油层或油水同层用阿尔奇公式计算含水饱和度,以此来更准确的判别水淹层,得到较好的效果。

%during the water-flooding development period of the oilfield,longer the developing time was,higher the oil reservoir was watered out.At this situation,how to correctly judge the watered out degree of the oil reservoir,determine the residual oil saturation
【期刊名称】《内蒙古石油化工》
【年(卷),期】2011(000)013
【总页数】4页(P127-130)
【关键词】水淹层;剩余油饱和度;导电效率;测井
【作者】朱正茂
【作者单位】大庆油田有限责任公司勘探开发研究院,黑龙江大厌163712
【正文语种】中文
【中图分类】P631.84
对于水淹层的研究开始于五六十年代。

为了提高水淹层解释的符合率每年还在水淹区钻一定的密闭取心井,以开展岩石物理基础实验研究,求取剩余油饱和度等参数。

为满足油田开发调整选择性射孔的要求,不仅要区分出油层和水淹层,还要分层(厚层内再细分层段)、分级别解释水淹状况(一般划分为四级)。

目前解释符合率可达70%～80%[1]。

各油田形成了各自的基于常规测井资料定量求取剩余油饱和度,含水率或驱油效率,
定量判别水淹级别的解释方法:这些解释方法大多是利用各油田的取心、物性分析、水分析、粒度分析、压汞资料和试油资料等,利用多元统计的方法建立适合各油田、各区块、各油层组的解释公式,对水淹层进行定量解释。

除此之外,各油田也根据其
自身的特点,存在的资料,对一些新方法、新技术进行了探索和研究,为水淹层定量解释提供了新的思路。

比如采用自然电位测井资料求准混合地层水电阻率[2～4],利
用由阿尔奇公式派生的解释模型计算剩余油饱和度等。

该高温高压油藏构造简单,地层平缓,倾角2°～5°,构造形态为南高北低,中间高,东西
方向低,在轴部形成一个走向北东向的“脊梁”状形态。

主力油层沙三组为一套盐、泥岩组成的韵律层,中、下段为一套深灰色泥岩夹稳定油页岩组与砂岩—粉砂岩组
成的砂泥岩段。

油藏是一个极特殊类型的油藏,具有油藏埋藏深(3250～3900m),含油井段长,油层多,储层物性差,层间非均质严重,异常高温(125℃～150℃)、高压(原
始地层压力系数1.71～1.88),高饱和压力(25～40 M Pa),高气油比(250～
400m3/t),地下原油密度低(小于0.65g/cm3),粘度低(小于0. 8m Pa·s),油层电阻率低(0.4～1.5Ω.m)的特点。

该油藏注水开放后,产层物理性质发生一系列变化。

2.1 含油性和油气分布的变化
随着油田注水的开发,产层含水饱和度不断上升、含油饱和度不断的下降,束缚水饱
和度相应降低。

物性好的高孔、高渗透部位早水淹,水洗强度大;低孔、低渗部位晚
水淹,水洗强度小,甚至未被水淹。

2.2 地层水矿化度的变化
随着注入水量增大、水淹程度增加,结果使地层水不断淡化,混合水矿化度将不断降低,逐步接近注入淡水的矿化度。

2.3 孔隙度和渗透率的变化
孔隙度、渗透率的变化与水洗程度有关。

随着水洗程度不断加强,孔、渗好的岩石,其孔隙度、渗透率都会升高;而对于粒度较小、渗透率较低的细砂岩和粉砂岩,水洗前后的孔隙度和渗透率一般无明显变化。

2.4 岩石润湿性的变化
油层水淹后,由于岩石长期与水接触,岩石向亲水方向改变。

2.5 阳离子交换能力的变化
随着水淹程度的加大,阳离子交换能力也相应减小。

剩余油饱和度、残余油饱和度和原始含油饱和度是水淹层测井评价所要研究的主要内容,也是水淹层测井评价的难点,其中剩余油饱和度的确定是其中的重点。

因为含油饱和度可通过含水饱和度计算得到,下面将首先讲述含水饱和度的计算方法。

3.1 含水饱和度的计算
电阻率测井是测井计算储层含油(水)饱和度的基础,但是,它不仅是含水饱和度的函数,也是孔隙度和地层水电阻率的函数,研究它们之间的关系是求准含油饱和度的前提。

阿尔奇公式用于计算含水饱和度,其实用范围为:较纯净的亲水砂岩,岩石中的导电成份为孔隙中的地层水。

对某油藏低阻水淹层而言,因为泥质含量不高,附加导电不强,而且地层水矿化度又较高,故可以用阿尔奇公式计算含水饱和度。

其形式为:
式中:a、b为岩性系数,m为胶结指数,n为饱和度指数,Rw为地层混合水电阻率,Φ为岩石孔隙度,Rt为地层电阻率,Sw为地层含水饱和度。

本地区岩电参数取值为:a=1,b=1,m=1.7,n=1.6。

对纯油气层,即不含自由水的储层,含水饱和度的计算还可以使用导电效率理论得到的公式:
式中:a′t为地区性经验系数,一般取2.5。

以上两种计算含水饱和度的方法,前者适合于有自由水存在的油水同层和水淹层,而后者更适合于只有束缚水导电的纯油气层。

在低电阻率油层评价中,由导电效率理论得到的饱和度计算模型式(2)更为合适。

由以上计算含水饱和度的公式可知,RW是计算含水饱和度的关键参数。

图1为该油藏砂三地层水总矿化度随时间的变化规律。

由图可见,从1988年到1991年,即注水初期,地层水矿化度逐年稳步下降。

1991年以后,总矿化度下降不再明显,即地层强水淹后,地层水电阻率变化不大。

由水分析资料可知,当地层水淹后,地层水矿化度变化很大,这对地层水电阻率的确定十分不利,给含水饱和度的计算带来很大因难。

在实际的测井处理中,通过分析地层水矿化度随时间的变化规律,来确定不同井(测井时间不同)的地层水电阻率值。

用油田水分析资料来计算地层水电阻率,一般使用近似计算方法。

式中:PWN和RWN分别为24℃时地层水总矿化度(N aCl,m g/L)和地层水电阻率(Ω.m)。

因此,当根据地层水样资料得到地层水总矿化度PWN时,可用(3)式计算出24℃时地层水电阻率RWN,从而可以得到任何温度下时的地层水电阻率RW。

3.2 渗透率模型计算方法
渗透率是一个比较复杂的参数,其影响因素很多,如孔隙度、孔隙结构、泥质含量、颗粒粗细等,用测井资料计算渗透率,比较容易得到且精度可信的信息有有效孔隙度和地层泥质含量。

从该油藏现有资料来看,影响渗透率的主要因素为孔隙度,综合不同井同一油层孔渗关系,发现渗透率与孔隙度有较好相关关系(图2),它们的相互关系可用下式表达:
式中:孔隙度Φ的单位为%,渗透率K的单位为10-3 μm2。

3.3 油水相对渗透率的计算方法
含油饱和度的大小,并不是产层在生产测试过程中能否出水的唯一标准。

对于高束缚水含量的产层,即使油气饱和度小于50%,仍然可产无水油气。

为此,可以从油藏物理学的基本概念入手,以油水在微观孔隙中的分布和渗流理论为依据,来研究油水相对渗透率的求取方法,并用它来确定油藏产液性质。

3.3.1 由测井资料获得束缚水饱和度
通过研究发现,储层束缚水饱和度与孔隙度关系密切。

图3为该区9口井的束缚水饱和度与孔隙度关系。

由此可得由孔隙度求取束缚水饱和度的方程:
式中:Swi为束缚水饱和度,%;Φ为孔隙度,%。

3.3.2 油水相对渗透率模型
由岩石及其孔隙所含流体组成的储集层中,地层产流体的动态规律,主要服从多相流体在多孔介质中的分布与渗流特性。

根据这一规律,地层所产流体的性质主要取决于油或水在孔隙中各自的流动能力。

使用相对渗透率这一参数,就可以较好地描述储层的产液特性。

油水相对渗透率受多个因素的影响,主要是油或水的可动部分所占流体总的可动部分的比例。

可以把相对渗透率看作可动部分的函数,用一种经验形式的公式来作为油水相对渗透率的解释方程。

综合该油藏多口井相对渗透率实验资料,可得到相对渗透率模型:
式中:Sw和Swi分别为由测井计算的含水饱和度与束缚水饱和度,单位为小数,Krw 和Kro分别为水相对渗透率和油相对渗透率,单位为小数。

3.4 含水率的计算及水淹等级划分
用测井信息对水淹程度进行判断是水淹层测井解释的一个重要内容。

通常将水淹程度分为三个等级,即弱水淹、中水淹和强水淹。

含水率是反映水淹程度的最直接的参数。

在油层内部,水以束缚水形式分布于流体不易在其中流动的微小毛细孔隙内或被亲水岩石吸附在颗粒表面。

油主要占据较大的孔喉内流动阻力较小的部位,形成只有油流动而水不流动的状态。

这种分布特点,很大程度上决定着地下流体的流动特性和储层的产液性质。

当油水两相流体并存时,储层的产液性质可用多相共渗的分流量方程描述。

若储层呈水平状,油、水各相的分流量可表示为:
式中:Q0,Qw-分别表示油、水的分流量,t/d;μo,μw -分别表示油、水的粘度,m Pa·s;Ko,Kw-分别表示油、水的有效渗透率,压力梯度,M Pa/ cm;A-渗流截面
积,cm2。

由式(8)可见,在一定的压差条件下储层的产液性质及各相流体的产量,主要决定于各自的相渗透率、渗流截面积和流体性质。

在使用上,为了了解各相流体的流动能力,以便更好地描述多相流动的过程,往往又采用相对渗透率表示相渗透率的大小,它等于有效渗透率与绝对渗透率的比值:
式中:Krw,Kro-分别表示水和油的相对渗透率,其值范围是0～1。

根据分流量方程,可进一步求出多相共渗体系各相流体的相对流量,它们相当于分流量与总流量之比。

对于油水共渗体系,储层的含水率为:
由上式可知,储层的产液性质取决于各相流体的相对渗透率和粘度。

水的粘度可由地层水总矿化度和地层温度确定,该高温高压油藏砂三地层水粘度约为0.53m Pa ·s。

地层条件油粘度可由实验确定,本区地层温度下油粘度为0.65m Pa·s,故水油粘度比为0.815。

按Fw值划分水淹级别的一般标准如下:
Fw≤8%,未水淹油层;8%＜Fw≤38%,弱水淹层;
38%＜Fw≤78%,中水淹层;78%＜Fw≤98%,强水淹层;
Fw＞96%,水层
利用前述各参数的计算方法编写程序,并处理了该区63口井,分别获得了各井泥质
含量、砂岩含量、孔隙度、渗透率、含油饱和度、束缚水饱和度、油相对渗透率、水相对渗透率和含水率等参数。

部分井测井解释成果表见表1。

图4为该油藏六口重点井测井计算孔隙度与岩心分析孔隙度对比图(按层平均)。

由图可见,测井计算孔隙度与岩心分析孔隙度非常接近。

两者绝对误差为0.97%,相对误差为8.1%。

对水淹程度(级别)进行判定是水淹层测井解释的主要目的之一。

含水率是指示油层水淹程度的最直接参数,它是储集空间和流体特征的综合反映,因此含水率的正确与否在一定程度上反映了前面的模型是否正确。

表1是水淹层测井解释结果与实际生产所得结果的对比,由该表可以看出,水淹级别解释符合率为16/19≈84%。

图5为某1井测井处理成果图。

图中储层3405. 9～3411.6m的上部层段3405.9～3408.2m束缚水饱和度与含水饱和度几乎相等,计算油相对渗透率远大于水相对渗透率,计算含水率为0,说明本层段没有水淹,而下部层段3408.2～3411.6m计算含水饱和度明显高于束缚水饱和度,说明有可动水存在,而计算油相对渗透率接近于水相对渗透率,说明为油水共渗,计算含水率平均值约40.5%,判断为中水淹。

同样可分析图中3422.5～3425.4m为中水淹, 3445.5～3447m为未水淹油层。

图6为某2井测井处理成果图。

图中3440.3～3442.9m束缚水饱和度与含水饱和度几乎相等,油相对渗透率也远大于水相对渗透率,含水率为3. 4%,说明本层段没有水淹。

3465～3467m、3473～3476m层段含水饱和度大于束缚水饱和度,说明有可动水的存在,油水相对渗透率比较接近,计算的含水率分别为29.5%、24%,判别为弱水淹层。

3469～3471.1m层段含水饱和度大于束缚水饱和度,油水相对渗透率相差不大,计算的含水率为62.9%,为中水淹层。

3485.5～3488.6m段含水饱和度远远大于束缚水饱和度,油相对渗透率也比水相对渗透率大得多,含水率为98.6%,为水层。

5.1 未水淹油层,用以导电效率理论为基础的饱和度计算公式;而水淹油层或油水同
层用阿尔奇公式计算含水饱和度,这种方法更符合高温高压油藏水淹层解释的实际。

5.2 本文得到的含水饱和度计算模型、渗透率模型、相对渗透率模型以及测井计算的含水率能直接指示水淹级别适合于该区高温高压油藏水淹层解释,但由于不同区
域水淹层成因有其独特成因,因此不同地区需要建立各区不同的解释模型。

【相关文献】
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