利用三參數(shù)定量劃分二元復(fù)合驅(qū)水淹級(jí)別

王含紅, 趙宏梅, 張亞莉, 闞朝輝, 肖紅梅, 田芹

(中石化河南石油工程有限公司測(cè)井公司, 河南 南陽(yáng) 473132)

0 引 言

雙河油田儲(chǔ)層中厚油層發(fā)育、非均質(zhì)性嚴(yán)重。為提高采收率,V油組采用二元復(fù)合驅(qū)(表面活性劑+聚合物)開采,水淹層解釋難度越來(lái)越大。曾流芳等[1]從聚合物驅(qū)的水淹機(jī)理和成因角度出發(fā),總結(jié)出了聚合物驅(qū)后油層電性變化規(guī)律;羅崗等[2]基于多元回歸與物性擬合恢復(fù)水淹層原始電阻率,形成了一套利用恢復(fù)的電阻率定量評(píng)價(jià)水淹層的方法;張國(guó)慶等[3]利用聚合物驅(qū)替實(shí)驗(yàn)對(duì)注入清水聚合物驅(qū)后水淹層電阻率和聲波時(shí)差增大的響應(yīng)特征進(jìn)行了分析。這些方法都沒有對(duì)二元復(fù)合驅(qū)水淹機(jī)理、電性變化規(guī)律進(jìn)行分析和研究,存在著利用產(chǎn)水率的大小劃分水淹層的局限性。本文在弄清楚二元復(fù)合驅(qū)水淹機(jī)理、測(cè)井響應(yīng)特征的基礎(chǔ)上,利用常規(guī)測(cè)井技術(shù)的電阻率相對(duì)幅度法和交會(huì)圖法,建立了以產(chǎn)水率、電阻率相對(duì)幅度和孔隙結(jié)構(gòu)三參數(shù)為主要指標(biāo)的二元復(fù)合驅(qū)水淹層分級(jí)評(píng)價(jià)標(biāo)準(zhǔn),彌補(bǔ)了過去單一利用產(chǎn)水率定量標(biāo)準(zhǔn)對(duì)水淹層進(jìn)行分級(jí)評(píng)價(jià)的不足,對(duì)今后二元復(fù)合驅(qū)油藏的測(cè)井分析解釋具有重要意義。

1 二元復(fù)合驅(qū)水淹層測(cè)井響應(yīng)特征

二元復(fù)合驅(qū)后測(cè)井響應(yīng)特征變化更加復(fù)雜。與聚合物驅(qū)的老井測(cè)井資料對(duì)比,二元復(fù)合驅(qū)新鉆井測(cè)井響應(yīng)特征發(fā)生了明顯的變化(見圖1),2個(gè)井是鄰井,投產(chǎn)層位一致。對(duì)應(yīng)層位聚合物驅(qū)時(shí)電阻率變化范圍在80～160 Ω·m之間,深淺側(cè)向幅度差增大。二元復(fù)合驅(qū)后電阻率變化范圍在50～126 Ω·m之間,雙側(cè)向呈鋸齒狀,淺側(cè)向電阻率降低很小(主要反映侵入帶和沖洗帶電性特征),深淺側(cè)向幅度差較小,基本重合,深側(cè)向電阻率下降了21.2%～37.5%。其次,二元復(fù)合驅(qū)后孔隙度變化不明顯,密度降低很少,由原來(lái)的平均2.5 g/cm3,下降到平均2.48 g/cm3,聲波時(shí)差增大較少;自然電位相對(duì)幅度增大,二元復(fù)合驅(qū)是用污水配聚合物,地層水礦化度增大,引起自然電位幅度增大;水淹后部分黏土被帶走,但對(duì)自然伽馬曲線影響較小;井徑曲線與井眼規(guī)則程度與巖性有關(guān),與流體性質(zhì)無(wú)關(guān)。

圖1 雙×××井聚合物驅(qū)與雙J××井二元復(fù)合驅(qū)水淹層電性對(duì)比圖

二元復(fù)合驅(qū)與水驅(qū)、聚合物驅(qū)的電性變化有相同之處,也有不同之處。相同之處是儲(chǔ)層經(jīng)過4種不同方式驅(qū)替,聲波時(shí)差都有增大的趨勢(shì)。不同之處表現(xiàn)在儲(chǔ)層電阻率和自然電位的變化上,淡水驅(qū)的電阻率有增大也有降低,自然電位相對(duì)幅度變小;污水驅(qū)的電阻率基本上呈降低的趨勢(shì),自然電位相對(duì)幅度增大;聚合物驅(qū)的電阻率增大,自然電位相對(duì)幅度減小;二元復(fù)合驅(qū)的電阻率降低,自然電位相對(duì)幅度增大(見表1)。因此,二元復(fù)合驅(qū)電性變化有自身的規(guī)律,需要進(jìn)行巖心驅(qū)替實(shí)驗(yàn),為二元復(fù)合驅(qū)水淹層測(cè)井評(píng)價(jià)提供理論依據(jù)。

表1 4種驅(qū)替方式下測(cè)井響應(yīng)變化特征

2 水淹層機(jī)理實(shí)驗(yàn)分析

2.1 電阻率-飽和度變化規(guī)律

為驗(yàn)證二元復(fù)合驅(qū)測(cè)井響應(yīng)特征,開展了水淹機(jī)理實(shí)驗(yàn)分析研究[4]。具體實(shí)驗(yàn)步驟:利用原油和煤油按一定比例配置混合模擬油(黏度8.5 mPa·s),分別把3顆巖心用模擬油飽和,再用污水(礦化度8 000 mg/L)進(jìn)行驅(qū)替,當(dāng)巖心含水飽和度大于60%時(shí),改用聚合物驅(qū)替;當(dāng)有聚合物流出巖心時(shí),采用二元復(fù)合驅(qū)(清配污稀)繼續(xù)對(duì)巖心進(jìn)行驅(qū)替;當(dāng)巖心含水飽和度大于80%時(shí),或巖心只出水不出油時(shí),實(shí)驗(yàn)結(jié)束。

圖2 巖心水淹機(jī)理實(shí)驗(yàn)圖

巖心電阻率受巖性、含水飽和度、注入溶液電阻率的影響,隨含水飽和度增大而減小,隨注入溶液電阻率增大而增大。不同驅(qū)替過程中巖心電阻率的變化分3個(gè)階段(見圖2)。第1階段是污水驅(qū)替巖心,隨著驅(qū)替進(jìn)程的加深,含水飽和度增高、電阻率逐漸下降。第2階段是聚合物驅(qū)替巖心,淡水聚合物礦化度較低,引起巖心溶液電阻率增加,并對(duì)巖心電阻率增加起主要作用,隨著含水飽和度增大,巖心電阻率不再下降反而上升。第3個(gè)階段是二元復(fù)合(清配污稀)驅(qū)替巖心,此時(shí)二元復(fù)合驅(qū)配置的是污水,隨著驅(qū)替進(jìn)程的加深,一方面巖心溶液電阻率降低,另一方面含水飽和度繼續(xù)增加,二者的共同作用促使巖心電阻率繼續(xù)降低。

分析上述巖心驅(qū)替實(shí)驗(yàn),

二元復(fù)合驅(qū)整個(gè)過程

中巖心電阻率降低,進(jìn)一步證實(shí)了二元復(fù)合驅(qū)水淹層測(cè)井響應(yīng)特征是正確的,為利用電阻率相對(duì)幅度定量評(píng)價(jià)水淹層奠定了實(shí)驗(yàn)基礎(chǔ)。

2.2 儲(chǔ)層物性變化規(guī)律

從實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)(見表2、表3)可以看出,從水驅(qū)、聚合物驅(qū)到二元復(fù)合驅(qū),物性差的儲(chǔ)層(17號(hào)巖樣)孔隙度、滲透率的絕對(duì)值變化不大,但相對(duì)增大率明顯增大。這是因?yàn)閹r心物性差,水淹時(shí)注入水很難沖刷巖石孔隙表面的泥質(zhì)和膠結(jié)物顆粒,不易形成連通性較好的孔隙通道;另一方面,正因?yàn)榭紫抖缺旧磔^低,強(qiáng)水淹之后較小的孔隙度、滲透率值變化才會(huì)產(chǎn)生較大的相對(duì)增大率。

對(duì)于物性較好的儲(chǔ)層(85號(hào)巖樣),水淹后儲(chǔ)層孔隙度、滲透率變化明顯,相對(duì)增大率較低,這主要是因?yàn)閹r心物性好,巖石孔隙表面的泥質(zhì)和膠結(jié)物顆粒很容易被沖刷掉,極易形成連通性較好的孔隙通道。

表2 不同驅(qū)替方式下驅(qū)替前后巖心孔隙度變化數(shù)據(jù)表

表3 不同驅(qū)替方式下驅(qū)替前后巖心滲透率變化數(shù)據(jù)表

3 利用三參數(shù)定量評(píng)價(jià)水淹級(jí)別

目前各油田均采用部頒標(biāo)準(zhǔn)定量劃分水淹級(jí)別[5]。由于儲(chǔ)層巖性復(fù)雜(砂礫巖)、地層水礦化度差別較大、層內(nèi)非均質(zhì)比較嚴(yán)重,造成產(chǎn)水率的計(jì)算受測(cè)井資料質(zhì)量、解釋參數(shù)誤差的影響較大。因此,僅利用產(chǎn)水率1個(gè)參數(shù)評(píng)價(jià)水淹級(jí)別是不夠的,需要結(jié)合其他參數(shù)綜合分析才能更加準(zhǔn)確地劃分水淹級(jí)別。本文綜合利用含水率、電阻率相對(duì)幅度和孔隙結(jié)構(gòu)三參數(shù)建立二元復(fù)合驅(qū)水淹定量劃分級(jí)別。

3.1 電阻率相對(duì)幅度法定量評(píng)價(jià)水淹層

上述機(jī)理實(shí)驗(yàn)和測(cè)井響應(yīng)特征證實(shí),二元復(fù)合驅(qū)水淹后儲(chǔ)層電阻率降低。把儲(chǔ)層原始電阻率(Rt,原)和水淹后實(shí)測(cè)電阻率(Rt,測(cè))的差值與原始電阻率之比稱之為電阻率相對(duì)幅度,該值消除了儲(chǔ)層巖性和水性的影響,突出了含油性對(duì)電阻率的影響。因此,利用電阻率的相對(duì)幅度值可以定量劃分二元復(fù)合驅(qū)水淹級(jí)別。相對(duì)幅度越大,表明儲(chǔ)層電阻率降低越大,油層水淹越嚴(yán)重。這種方法稱之為電阻率相對(duì)幅度法。其中原始電阻率的確定就顯得非常重要。

3.1.1 儲(chǔ)層原始電阻率(Rt,原)確定方法

(1) 利用鄰近老井確定原始地層電阻率(Rt,原)。對(duì)于新井,可以借用周圍老井對(duì)應(yīng)層段的電阻率Rt值作為該層的原始電阻率(Rt,原),新井實(shí)測(cè)電阻率Rt為Rt,測(cè)。該方法無(wú)法消除儲(chǔ)層巖性、物性對(duì)電阻率的影響,有一定的局限性。因此,在該方法使用時(shí),一方面要求老井距離新井要近;另一方面新老井對(duì)應(yīng)層段的巖性和物性要相近。

(2) 利用相關(guān)分析法確定原始地層電阻率(Rt,原)。選取原始油層46個(gè)層(探井或試油、投產(chǎn)證明沒有水淹的油層),對(duì)常規(guī)測(cè)井的9條測(cè)井曲線進(jìn)行了相關(guān)性分析(見表4),可以看出,與電阻率相關(guān)系數(shù)大于0.5的主要是聲波時(shí)差和淺側(cè)向電阻率,根據(jù)水淹響應(yīng)特征,水淹后淺側(cè)向電阻率(主要反映侵入帶和沖洗帶電性特征)和聲波時(shí)差(Δt)變化較小,運(yùn)用多元回歸的數(shù)學(xué)方法,建立原始測(cè)井電阻率響應(yīng)方程

Rt,原=-171.964+0.85246Rs+0.699476Δt

(1)

ΔRt=100|Rt,原-Rt,測(cè)|/Rt,原

(2)

式中,ΔRt為電阻率相對(duì)幅度,%;Rt,原為恢復(fù)的原始油層電阻率,Ω·m;Rt,測(cè)為實(shí)測(cè)油層電阻率,Ω·m,Rs為淺側(cè)向電阻率,Ω·m。Δt為聲波時(shí)差,μs/m。

表4 電阻率相關(guān)系數(shù)統(tǒng)計(jì)表

對(duì)式(1)進(jìn)行檢驗(yàn),相關(guān)系數(shù)為0.97,斜率0.98,擬合程度較高(見圖3)。

圖3 實(shí)測(cè)油層電阻率與恢復(fù)的油層電阻率擬合對(duì)比分析圖

3.1.2 電阻率相對(duì)幅度法評(píng)價(jià)水淹層標(biāo)準(zhǔn)

利用恢復(fù)的儲(chǔ)層原始電阻率,選取二元復(fù)合驅(qū)區(qū)域的10口井、33個(gè)投產(chǎn)層位的實(shí)際測(cè)井資料,建立電阻率相對(duì)幅度和產(chǎn)水率的多項(xiàng)式正相關(guān)交會(huì)圖(見圖4)和定量評(píng)價(jià)標(biāo)準(zhǔn)(見表5)。

圖4 電阻率相對(duì)幅度與實(shí)際產(chǎn)水率交會(huì)圖

參數(shù)水淹等級(jí)油層4級(jí)水淹3級(jí)水淹2級(jí)水淹1級(jí)水淹產(chǎn)水率/%<1010～4040～6060～85>85電阻率相對(duì)幅度/%0～55～1010～1515～20>20

3.2 孔隙結(jié)構(gòu)參數(shù)和電阻率相對(duì)幅度交會(huì)評(píng)價(jià)水淹層

油田注水開發(fā)后期,注入水首先波及到孔隙大、巖性較粗的層段,隨著儲(chǔ)層水洗的不斷推進(jìn)和加深,必然引起儲(chǔ)層電阻率的普遍降低。選取了9塊不同物性的巖心在3種驅(qū)替方式下進(jìn)行實(shí)驗(yàn)(見表6),孔隙結(jié)構(gòu)參數(shù)值均出現(xiàn)不同程度的增大,有的甚至增大1倍,實(shí)驗(yàn)證明儲(chǔ)層的水淹程度與孔隙結(jié)構(gòu)有一定的關(guān)系。因此,利用儲(chǔ)層的孔隙結(jié)構(gòu)參數(shù)和電阻率交會(huì)可以劃分水淹級(jí)別、建立水淹層評(píng)價(jià)標(biāo)準(zhǔn)。

孔隙結(jié)構(gòu)參數(shù)

(3)

φ=0.2361Δt-39.666

(4)

式中,RQI為孔隙結(jié)構(gòu)參數(shù);φ為孔隙度,小數(shù);K為滲透率,μm2。

式(3)中滲透率K利用巖性分析資料結(jié)合自然伽馬、聲波時(shí)差建立測(cè)井評(píng)價(jià)模型

K=0.0000071e(0.084×Δt)+3009e(-0.2×Vsh)

(5)

式中,Vsh為泥質(zhì)含量,%,由式(6)確定

(6)

(7)

式中,GR為自然伽馬的測(cè)井值,API;GRmin為純砂巖的自然伽馬值,API;GRmax為純泥巖的自然伽馬值,API;ΔGR為自然伽馬的相對(duì)值,API;Vsh為儲(chǔ)層的泥質(zhì)含量,%。

表6 不同物性巖心3種驅(qū)替方式下孔隙結(jié)構(gòu)參數(shù)統(tǒng)計(jì)表

從孔隙結(jié)構(gòu)參數(shù)(RQI)和電阻率相對(duì)幅度交會(huì)圖(見圖5)可以看出,①油層和4級(jí)水淹層主要分布在電阻率相對(duì)幅度小于10%、孔隙結(jié)構(gòu)參數(shù)在0.06～1.5之間的區(qū)域。這類儲(chǔ)層物性比較差,存在一些較細(xì)和彎曲的的喉道,即使強(qiáng)水洗[6]也不能把喉道里的剩余油帶走,喉道里存在著大量的剩余油。這類儲(chǔ)層是下一步強(qiáng)水淹層內(nèi)尋找潛力的方向和目標(biāo)。②1級(jí)水淹層主要分布在電阻率相對(duì)幅度大于20%、孔隙結(jié)構(gòu)參數(shù)≥2.0的區(qū)域內(nèi),儲(chǔ)層的孔隙結(jié)構(gòu)比較好,存在大孔隙和大孔隙喉道,喉道內(nèi)的原油幾乎全部被驅(qū)替。因此,這類儲(chǔ)層幾乎沒有剩余油,不具有開采價(jià)值。

圖5 電阻率相對(duì)幅度與孔隙結(jié)構(gòu)關(guān)系圖

3.3 二元復(fù)合驅(qū)水淹層評(píng)價(jià)標(biāo)準(zhǔn)

綜合前面3種參數(shù)(產(chǎn)水率、電阻率相對(duì)幅度、孔隙結(jié)構(gòu)參數(shù)),建立三參數(shù)定量評(píng)價(jià)二元復(fù)合驅(qū)水淹層標(biāo)準(zhǔn)(見表7)。①如果有2個(gè)以上的參數(shù)值在同一水淹級(jí)別區(qū)間范圍內(nèi),則定量評(píng)價(jià)為該區(qū)間的水淹級(jí)別;②如果3個(gè)參數(shù)值均不在同一個(gè)水淹級(jí)別區(qū)間范圍內(nèi),則以電阻率相對(duì)幅度值的區(qū)間范圍作為定量判斷水淹級(jí)別的標(biāo)準(zhǔn)。

表7 二元復(fù)合驅(qū)水淹層三參數(shù)定量評(píng)價(jià)標(biāo)準(zhǔn)

4 應(yīng)用效果分析

利用上述二元復(fù)合驅(qū)水淹層標(biāo)準(zhǔn)對(duì)雙河油田Ⅴ油組的14、15、18這3個(gè)小層進(jìn)行了水淹層評(píng)價(jià)[7],V14小層1級(jí)水淹占總解釋層數(shù)的80%,說(shuō)明該小層水淹嚴(yán)重,復(fù)合驅(qū)效果較好,剩余油少;V15小層中1級(jí)水淹占總解釋層數(shù)的70%,目前有一定的剩余油富集,下一步要加大復(fù)合驅(qū)的注入量,提高采收率;V18小層中1級(jí)水淹占總解釋層數(shù)的40%,目前剩余油相對(duì)富集。對(duì)5口井的12個(gè)4級(jí)水淹層進(jìn)行了投產(chǎn),平均日產(chǎn)油5.3 t,平均含水28.2%,解釋符合率達(dá)91.16%,進(jìn)一步驗(yàn)證了三參數(shù)定量評(píng)價(jià)二元復(fù)合驅(qū)水淹級(jí)別標(biāo)準(zhǔn)的精度和可靠性。表8、圖6是其中一口井的解釋情況。

表8 SK××井水淹層三參數(shù)定量評(píng)價(jià)成果表

圖6 SK××井三參數(shù)定量評(píng)價(jià)水淹層成果圖

5 結(jié) 論

(1) 雙河油田V油組二元復(fù)合驅(qū)測(cè)井響應(yīng)特征主要表現(xiàn),二元復(fù)合驅(qū)后孔隙度稍有增大,淺側(cè)向電阻率下降幅度較小,自然電位相對(duì)幅度增大,深側(cè)向電阻率下降幅度較大。

(2) 巖心的水淹機(jī)理實(shí)驗(yàn)證明,二元復(fù)合驅(qū)和污水驅(qū),巖心電阻率單調(diào)降低,與含水飽和度呈反比例關(guān)系;聚合物驅(qū)替,巖心電阻率上升,與含水飽和度呈正比例關(guān)系。

(3) 經(jīng)過3種不同方式(水驅(qū)、聚合驅(qū)驅(qū)和二元復(fù)合驅(qū))的驅(qū)替,不同物性儲(chǔ)層孔隙結(jié)構(gòu)參數(shù)值均出現(xiàn)不同程度的增大,孔隙結(jié)構(gòu)好的油層水淹嚴(yán)重,反之孔隙結(jié)構(gòu)差的油層水淹較輕。

(4) 綜合利用含水率、電阻率相對(duì)幅度和孔隙結(jié)構(gòu)三參數(shù),建立二元復(fù)合驅(qū)水淹定量劃分級(jí)別,是目前一種比較理想的方法,適應(yīng)性強(qiáng)、宜推廣。參考文獻(xiàn):

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