儲層構(gòu)型分析及聚合物驅(qū)后測井評價聯(lián)合識別剩余油
——以孤東油田七區(qū)西館上段為例

羅水亮，曾 琛，韓學(xué)輝

（1.長江大學(xué)地球科學(xué)學(xué)院，湖北武漢430100；2.中國石油大學(xué)（華東）石油工程學(xué)院，山東青島266580；3.中國石油大學(xué)（華東）地球科學(xué)與技術(shù)學(xué)院，山東青島266580）

儲層構(gòu)型分析及聚合物驅(qū)后測井評價聯(lián)合識別剩余油
——以孤東油田七區(qū)西館上段為例

羅水亮1，曾 琛2，韓學(xué)輝3

（1.長江大學(xué)地球科學(xué)學(xué)院，湖北武漢430100；2.中國石油大學(xué)（華東）石油工程學(xué)院，山東青島266580；3.中國石油大學(xué)（華東）地球科學(xué)與技術(shù)學(xué)院，山東青島266580）

在巖心觀察和動態(tài)分析的基礎(chǔ)上，對孤東油田七區(qū)西館上段砂體進(jìn)行了儲層構(gòu)型的識別和劃分，認(rèn)為心灘壩中心部位及長軸方向迎水面的滲透率較高，兩翼滲透率較低，造成構(gòu)型界面兩側(cè)剩余油富集。同時利用實(shí)驗(yàn)手段表征聚合物對測井響應(yīng)的變化，認(rèn)為聚合物本身對測井響應(yīng)并沒有較大影響，但清水所配制聚合物驅(qū)替的不均勻性對測井響應(yīng)有影響，表現(xiàn)在形成大量的聚合物小團(tuán)塊，而這種聚合物小團(tuán)塊主要出現(xiàn)在構(gòu)型的邊部，且在測井響應(yīng)上呈現(xiàn)高阻特征，因此聯(lián)合構(gòu)型要素及測井響應(yīng)特征對剩余油進(jìn)行識別。結(jié)果表明，在構(gòu)型邊部既有可能出現(xiàn)高電阻卻富含聚合物的水層也可能出現(xiàn)富含剩余油的油層，對于構(gòu)型邊部的生產(chǎn)井建議加測套管進(jìn)行C/O測井或采用其他能有效識別聚合物和油層的測井識別手段。

儲層構(gòu)型水淹層心灘壩聚合物驅(qū)剩余油孤東油田

三次采油已成為勝利油區(qū)保持原油穩(wěn)產(chǎn)的重要技術(shù)手段，而聚合物驅(qū)已成為一種較為成熟的提高采收率技術(shù)，因此深入細(xì)致地分析和研究聚合物驅(qū)后的剩余油挖潛對原油穩(wěn)產(chǎn)具有重要意義［1-3］。通過孤東油田七區(qū)西聚合物驅(qū)后測井解釋結(jié)論和試油結(jié)果的對比，發(fā)現(xiàn)水淹層解釋的結(jié)論和試油的結(jié)果差別非常大，測井解釋很好的油層或弱水淹層（高電阻率），射開后含水率高達(dá)95%以上或產(chǎn)出聚合物。為此，筆者利用實(shí)驗(yàn)手段觀察聚合物驅(qū)前、后測井響應(yīng)的變化，并聯(lián)合儲層構(gòu)型分析對研究區(qū)剩余油進(jìn)行識別。

1 構(gòu)型要素劃分及與剩余油的關(guān)系

1.1 構(gòu)型要素劃分

孤東油田七區(qū)西館上段5—6砂組主要是辮狀河沉積，單一辮流帶的構(gòu)型要素主要包括心灘壩和辮狀河道2個四級單元。

砂體頂部相對深度 心灘壩砂體頂部相對同一小層頂面的高度差異可作為判斷是否屬于同一心灘壩的依據(jù)，辮狀河內(nèi)部心灘壩沉積砂體頂部埋深高于辮狀河道［4-6］。由于河道的遷移，不同位置砂體的分布不同，同一河道沉積頂面距標(biāo)準(zhǔn)層（或某一等時界面）應(yīng)有大致相等的高程。研究區(qū)館上段4砂組底部發(fā)育一套螺化石層，其巖相和電性特征均非常明顯，是分布穩(wěn)定的標(biāo)準(zhǔn)層，在進(jìn)行地層對比時，可將等距于螺化石標(biāo)準(zhǔn)層的砂體頂面作為等時界面。

砂體厚度差異 水下分流河道砂體厚度存在差異。一般來說，同一期河道，在一定范圍內(nèi)其河道砂體變化應(yīng)較小，若相鄰2口井的砂體厚度差異較大，則不屬于同一期河道。從辮狀河成因考慮，心灘壩砂體一般較厚，為多次洪水的淤積。辮狀河道主要為河道充填，因此可以根據(jù)砂體厚度來判斷心灘壩的位置［7-8］。研究區(qū)心灘壩的規(guī)模較大，一般長度超過700 m，寬度超過300 m，有的心灘壩長度大于1 500 m，寬度大于500 m。心灘壩的砂體厚度一般較大，往往大于4 m，其自然電位、自然伽馬曲線特征以漏斗形、箱形為主。辮狀河道底部的砂體厚度較薄，在測井響應(yīng)特征上，主要表現(xiàn)為自然電位、自然伽馬曲線以鐘形及薄層尖峰狀特征為主。

注水井井組動態(tài)分析 以注水井為井組，若觀測發(fā)現(xiàn)周圍生產(chǎn)井的含水率、產(chǎn)液量或動液面等動態(tài)資料隨注水井的壓力和注入水平等動態(tài)資料發(fā)生明顯的變化，則說明該生產(chǎn)井和同一井組的注水井處于同一心灘壩。

綜合運(yùn)用以上劃分依據(jù)，并考慮平面組合形態(tài)，在研究區(qū)廣泛連片的心灘壩砂體中識別出單個心灘壩的邊界。依據(jù)在測井曲線上辮狀河道顯示明顯正韻律特征，劃分出單個心灘壩和辮狀河道，并結(jié)合辮狀河現(xiàn)代沉積模式，進(jìn)行單一沉積微相的平面組合分析，以確定研究區(qū)心灘壩的位置和形態(tài)。

1.2 構(gòu)型要素與剩余油的關(guān)系

由于不同結(jié)構(gòu)單元的滲流性能存在差異，因此會產(chǎn)生非均質(zhì)性，造成剩余油富集。河道充填的沉積總量較大，在其低滲透部位以及與其他滲流性能差的結(jié)構(gòu)單元的結(jié)合部位會有剩余油富集［9］。研究結(jié)果表明，構(gòu)型界面對剩余油分布的影響在本質(zhì)上是構(gòu)型界面對油水運(yùn)動的影響，心灘壩中心部位及長軸方向迎水面的滲透率較高，而兩翼的滲透率較低［5-6］，造成構(gòu)型界面兩側(cè)剩余油富集。

2 聚合物對測井響應(yīng)的影響

聚合物驅(qū)是油田開發(fā)后期常用的提高采收率手段之一［10-13］，但是聚合物溶液注入對儲層測井響應(yīng)尤其是電性特征的影響尚不清楚，須進(jìn)一步進(jìn)行實(shí)驗(yàn)研究。

2.1 測量實(shí)驗(yàn)設(shè)計

在常溫常壓（30℃和0.1 MPa）和地層條件（70℃和16 MPa）2種實(shí)驗(yàn)條件下，將質(zhì)量濃度為0，4 000，6 000，8 000和10 000 mg/L的氯化鈉和質(zhì)量濃度為0，500，1 000，1 500和2 000 mg/L的聚合物配制成混合溶液（表1），并對混合溶液的電阻率進(jìn)行測量。

2.2 聚合物測井響應(yīng)機(jī)理

由混合溶液的電阻率變化（圖1）可見，當(dāng)氯化鈉質(zhì)量濃度為0時，隨聚合物質(zhì)量濃度的增加，混合溶液的電阻率變化較大，從714.0 Ω·m逐漸下降到16.8 Ω·m。當(dāng)氯化鈉質(zhì)量濃度為4 000～10 000 mg/ L時，隨聚合物質(zhì)量濃度的增加，混合溶液的電阻率逐漸減小，但變化幅度僅為0.5%～8.4%。由此可以推斷：①聚合物本身具有一定的導(dǎo)電性，但是非常微弱；②聚合物對水溶液電阻率的影響主要取決于氯化鈉的質(zhì)量濃度，當(dāng)氯化鈉的質(zhì)量濃度達(dá)到一定程度時（從此次實(shí)驗(yàn)來看，不會小于4 000 mg/L），聚合物對溶液電阻率的影響很小，可忽略不計；③當(dāng)氯化鈉的質(zhì)量濃度很低時，也就是如果采用清水配制聚合物溶液，即使聚合物的質(zhì)量濃度發(fā)生變化，其溶液的電阻率都遠(yuǎn)高于含有一定質(zhì)量濃度氯化鈉溶液的電阻率。由此可見，對于清水配制的聚合物溶液，其電阻率往往遠(yuǎn)高于含一定礦化度的污水配制的聚合物溶液（圖1）。

表1 聚合物溶液電阻率測量實(shí)驗(yàn)設(shè)計 mg/L

圖1 30℃下混合溶液的電阻率隨質(zhì)量濃度的變化

3 剩余油聯(lián)合識別

孤東油田七區(qū)西的聚合物注入方式主要是清水配制母液并污水稀釋注入，自2003年9月以來，礦場一共采用質(zhì)量濃度為2 000 mg/L的聚合物前置調(diào)剖段塞，由質(zhì)量濃度為1 700 mg/L的聚合物、質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.45%的石油磺酸鹽和質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.15%的表面活性劑助劑組成的主體段塞以及質(zhì)量濃度為1 500 mg/L的聚合物保護(hù)段塞等3個段塞［14-15］。由于聚合物具有增加滲流阻力和擴(kuò)大波及體積的作用，并且聚合物溶液的粘度遠(yuǎn)高于注入水粘度［13-15］，所以在采用清水配制的聚合物溶液進(jìn)行驅(qū)替時，就會出現(xiàn)驅(qū)替不均勻的現(xiàn)象，某些地方會出現(xiàn)大量的高分子聚合物小團(tuán)塊。

對礦場新鉆井進(jìn)行了分析，如36NX井測井解釋館上段6砂組第1小層的含水飽和度為45.3%，為油層；2005年7月對射孔層段1 304.8～1 306.0 m進(jìn)行試油，產(chǎn)液量為43.7 t/d，產(chǎn)油量為1.1 t/d，含水率為97.4%。同樣，39X井的射孔層段為館上段6砂組第1小層1 305.0～1 307.0 m，測井解釋含水飽和度為4.2%，可是2005年8月試井產(chǎn)液量為32 t/d，產(chǎn)油量為0.9 t/d，含水率為97.1%，為明顯的水淹層且含有大量聚合物。由此可見，測井響應(yīng)特征的變化受聚合物驅(qū)替方式影響，即測井響應(yīng)特征呈現(xiàn)高阻現(xiàn)象是由于受到了包含清水的聚合物小團(tuán)塊的影響。

對構(gòu)型邊部同一批井2003年6月與2011年9月的數(shù)值模擬剩余油飽和度結(jié)果進(jìn)行對比，發(fā)現(xiàn)部分單元構(gòu)型邊部井在聚合物驅(qū)后其含油飽和度相比聚合物驅(qū)前基本不變甚至增加。如29-4X，30-1X，32-1X這3口井均處于構(gòu)型邊部（圖2），30-1X井的數(shù)值模擬剩余油含油飽和度在2003年6月為52.3%，而2011年9月為53.7%，10 a間含油飽和度基本未發(fā)生變化，這主要是由于在清水配制的聚合物驅(qū)替不均勻的影響下，形成大量的聚合物小團(tuán)塊，而這種驅(qū)替的不均勻主要體現(xiàn)在構(gòu)型的邊部［16-17］，因此這種聚合物小團(tuán)塊在構(gòu)型的邊部大量富集，從而造成孔道堵塞而在邊部富含剩余油。因此，在構(gòu)型的邊部既有可能出現(xiàn)高電阻卻富含聚合物的水層，也可能出現(xiàn)富含剩余油的油層，對于構(gòu)型邊部井建議加測套管進(jìn)行C/O測井或采用其他能有效識別聚合物和油層的測井識別手段。

圖2 孤東油田七區(qū)西連井構(gòu)型分布

4 結(jié)論

聚合物本身對測井響應(yīng)并沒有較大影響，但清水所配制聚合物驅(qū)替的不均勻性對測井響應(yīng)有影響，而這種驅(qū)替的不均勻主要集中在構(gòu)型的邊部。受聚合物的影響，孤東油田七區(qū)西館上段部分單元構(gòu)型邊部的生產(chǎn)井在聚合物驅(qū)后其含油飽和度相比聚合物驅(qū)前基本不變甚至增加。其原因是：由于聚合物堆積在構(gòu)型邊部的生產(chǎn)井中，某些地方會出現(xiàn)大量的高分子聚合物小團(tuán)塊，造成邊部生產(chǎn)井剩余油富集。對于構(gòu)型邊部出現(xiàn)高電阻測井響應(yīng)的生產(chǎn)井，可加測套管進(jìn)行C/O測井或采用其他能有效識別聚合物和油層的測井識別手段。

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編輯劉北羿

TE357

A

1009-9603（2014）01-0092-03

2013-11-29。

羅水亮，男，高級工程師，博士，從事測井解釋及油氣田開發(fā)的教學(xué)和科研工作。聯(lián)系電話：18872239523，E-mail：luoshuil?iang@sohu.com。