利用氣測(cè)資料判斷調(diào)整井油層水淹程度的嘗試

黃保綱 宋洪亮 申春生 張迎春 汪利兵 金寶強(qiáng) 潘玲黎

(中海石油(中國(guó))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(guò)巖心標(biāo)定建立裸眼測(cè)井解釋標(biāo)準(zhǔn),定量評(píng)價(jià)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(cè)井解釋結(jié)果制定射孔方案存在較大風(fēng)險(xiǎn)。氣測(cè)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(xì)闡述了其依據(jù)、做法及在錄井現(xiàn)場(chǎng)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(shí)際應(yīng)用中,由于氣測(cè)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(cè)數(shù)據(jù)可對(duì)比性差,因此需幾種基本方法組合使用才能保證評(píng)價(jià)結(jié)果的可靠性,運(yùn)用起來(lái)比較繁瑣。筆者將利用氣測(cè)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(shí)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(cè)數(shù)據(jù)的可對(duì)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(zhǔn)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(duì)注水油田所做的實(shí)驗(yàn)分析,油水接觸后,油中的輕烴組分均不同程度地向水中擴(kuò)散,甲烷含量降低最快。隨著注水時(shí)間增加,水驅(qū)強(qiáng)度增強(qiáng)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(cè)所能檢測(cè)到的烴類組分(C1—C5)含量下降[1],這是利用氣測(cè)數(shù)據(jù)判斷油層水淹狀況的基本原理。因此,只需觀測(cè)總的氣測(cè)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(cè)資料錄取過(guò)程中,氣測(cè)顯示不可避免地受到鉆井工程、鉆井液性能、檢測(cè)條件和氣測(cè)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(jìn)行氣測(cè)錄井時(shí)受影響的因素和程度通常也不一致,使得氣測(cè)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(cuò)誤的結(jié)論。分析發(fā)現(xiàn),引入一個(gè)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(cè)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(duì)烴類組分含量的測(cè)量值有影響,對(duì)氣全量的測(cè)量值(TG)也有影響,并且對(duì)兩者的影響是同向的。

(2)從測(cè)量原理上看,氣全量的測(cè)量值(儀器顯示值)與進(jìn)入離子室的被測(cè)組分濃度以及碳原子的含量有關(guān),即被測(cè)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(cè)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(cè)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(wú)量綱因子,不受鉆井因素的影響,其取值為0＜R＜1。實(shí)際應(yīng)用時(shí),C1—C5和 TG都是實(shí)測(cè)值(氣檢儀器顯示值),利用這些氣測(cè)數(shù)據(jù)計(jì)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(shí),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(shí)同層位油層對(duì)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(qiáng))。

在渤海SZ油區(qū),通過(guò)密閉取心資料、測(cè)井資料及生產(chǎn)動(dòng)態(tài)資料結(jié)合進(jìn)行研究,已形成了一套較為成熟的水淹層測(cè)井解釋方法,測(cè)井解釋結(jié)果與實(shí)際生產(chǎn)動(dòng)態(tài)符合率超過(guò)了90%。從該油區(qū)3個(gè)油田15口井中采集了共計(jì)144個(gè)油層的數(shù)據(jù),統(tǒng)計(jì)不同水淹程度下 R值的分布規(guī)律(圖1),并參考水淹級(jí)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(cè)標(biāo)準(zhǔn)(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(cè)參數(shù)判別標(biāo)準(zhǔn)

2 方法驗(yàn)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(zhǎng)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(chǔ)層為三角洲前緣沉積水下分流河道、河口壩和遠(yuǎn)砂壩砂體,橫向分布較穩(wěn)定,井間對(duì)比關(guān)系好,巖性為粉細(xì)砂—中粗砂巖;儲(chǔ)層物性較好,滲透率變異系數(shù)高于0.7,非均質(zhì)性強(qiáng);原油為中質(zhì)低粘原油。J油田共分為10個(gè)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(gè)油層,反九點(diǎn)法面積注水開發(fā),井距400 m(圖2)。經(jīng)過(guò)10余年開采,目前J油田綜合含水率為65%,已進(jìn)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(jìn),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(yàn)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(shí)例1。調(diào)整井A 1井位于J油田邊部,結(jié)合裸眼測(cè)井資料綜合分析,判定邊水推進(jìn)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(duì)Ⅱ油組采取關(guān)層措施后基本不含水。對(duì)比分析A 1井生產(chǎn)動(dòng)態(tài)與利用本文方法預(yù)測(cè)的水淹狀況,可以驗(yàn)證利用氣測(cè)資料判別水淹的方法及其判別標(biāo)準(zhǔn)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(cè)曲線對(duì)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(qiáng)水淹,這與動(dòng)態(tài)認(rèn)識(shí)一致,說(shuō)明利用氣測(cè)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(shí)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(cè)井解釋無(wú)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(wú)法采取針對(duì)性的治理措施。應(yīng)用本文方法對(duì)B1井高含水原因進(jìn)行了分析。

圖4為B1井與相鄰老井B2、B3井氣測(cè)曲線對(duì)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(shuō)明多數(shù)油層已經(jīng)出現(xiàn)強(qiáng)水淹。后來(lái)對(duì)該井進(jìn)行了產(chǎn)液剖面測(cè)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(duì)差),證實(shí)了氣測(cè)分析結(jié)果。

圖4 J油田B1井與相鄰老井B2、B3井氣測(cè)曲線對(duì)比圖

實(shí)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(cè)曲線對(duì)比圖,可以看出,C1井氣測(cè)特征與C2、C3井極為相似,除Ⅲ油組第3個(gè)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(shí)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(shí)際生產(chǎn)情況和氣測(cè)方法預(yù)測(cè)結(jié)果完全相符。

實(shí)例4。利用氣測(cè)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(cè)井解釋未發(fā)現(xiàn)水淹層,但從該井水平段氣測(cè)曲線圖(圖6)中 R值的變化情況來(lái)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(dá)到了60%,這與氣測(cè)分析水淹狀況的認(rèn)識(shí)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(lái)看,利用氣測(cè)資料判斷油層水淹程度方法簡(jiǎn)便、準(zhǔn)確度較高,對(duì)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(jià)值。

3 結(jié)論與建議

(1)為了能夠利用氣測(cè)數(shù)據(jù)直觀、快捷、準(zhǔn)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(guò)與動(dòng)態(tài)資料結(jié)合,建立了應(yīng)用氣測(cè)方法判別渤海海域油田油層水淹程度的標(biāo)準(zhǔn)。實(shí)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(cè)資料每口井都有,加上開發(fā)后期調(diào)整井?dāng)?shù)量多,因此該方法有著較廣闊的應(yīng)用前景。

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

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

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