薛永超,李 惠,余 鐘,張懷彪
(1.中國(guó)石油大學(xué)(北京),北京 102249;2.中國(guó)石油長(zhǎng)慶油田分公司,甘肅 慶陽(yáng) 745100)
針對(duì)低滲透油藏,微觀孔隙結(jié)構(gòu)影響注入水波及效率及啟動(dòng)壓力梯度,是造成水驅(qū)油效率產(chǎn)生差異的根本原因。微觀孔喉半徑是孔喉結(jié)構(gòu)的主要影響因素之一,與儲(chǔ)層的物理特征和儲(chǔ)集性能密切相關(guān),對(duì)低滲透油藏的評(píng)價(jià)和開發(fā)具有重大意義[1-4]。目前,中國(guó)學(xué)者在低滲透儲(chǔ)層微觀孔喉特征方面取得了大量的研究成果。何順利等[5]對(duì)恒速壓汞與常規(guī)壓汞進(jìn)行了對(duì)比分析,結(jié)果表明恒速壓汞具有較高的精度;喻建等[6]利用壓汞-恒速壓汞法對(duì)致密砂巖進(jìn)行孔喉定量表征,但該方法受到溫度和壓力變化的影響,從而導(dǎo)致結(jié)果出現(xiàn)偏差。李海燕等[7]以鑄體薄片、掃描電鏡等手段為基礎(chǔ),選取孔喉半徑及其他孔喉參數(shù)對(duì)低滲透儲(chǔ)層進(jìn)行了總結(jié)和分類評(píng)價(jià);龐振宇等[8]利用恒速壓汞曲線,依托鑄體薄片、掃描電鏡等對(duì)特低滲儲(chǔ)層孔隙結(jié)構(gòu)、喉道特征、孔喉配置關(guān)系進(jìn)行了分類表征;萬(wàn)琳等[9]依托恒速壓汞測(cè)試等多種技術(shù)手段,定量分析微觀孔喉分布與滲透率的關(guān)系,實(shí)現(xiàn)特低滲儲(chǔ)層全面準(zhǔn)確評(píng)價(jià)。上述方法主要是利用高精度的實(shí)驗(yàn)儀器來(lái)對(duì)孔喉結(jié)構(gòu)進(jìn)行觀測(cè)分析,過(guò)程復(fù)雜且缺乏經(jīng)濟(jì)效益。因此,以毛管導(dǎo)電通道模型為基礎(chǔ),推導(dǎo)出利用測(cè)井資料計(jì)算孔喉半徑的方法,并利用該方法實(shí)現(xiàn)西峰油田董志區(qū)長(zhǎng)8特低滲油藏定量化儲(chǔ)層評(píng)價(jià)。
儲(chǔ)層基本由巖石基質(zhì)、油、氣、水等組成,由于巖石基質(zhì)和油的電阻大于106Ω,電阻率測(cè)井時(shí),在純砂巖中電子的導(dǎo)電通道主要由地層水所貢獻(xiàn)。
假設(shè)地層水能形成若干條連續(xù)、粗細(xì)不一、長(zhǎng)度不等的導(dǎo)電通道,如圖1所示,這些導(dǎo)電通道的電阻率采用并聯(lián)電路模型,其總電阻率為:
(1)
式中:ri為第i條導(dǎo)電通道的電阻,Ω;n為導(dǎo)電通道的總數(shù);rt為總電阻,Ω。
圖1 毛管導(dǎo)電通道模型示意圖
(2)
(3)
式中:Rt為巖心電阻率,Ω·m;Rw為導(dǎo)電通路電阻率,Ω·m;L為巖心長(zhǎng)度,m;A為巖心橫截面積,m2;rcwi為第i條導(dǎo)電通道的半徑,m;Li為第i條導(dǎo)電通道的長(zhǎng)度,m。
每一條導(dǎo)電通道都可以假設(shè)是由Ni條半徑為rcw的導(dǎo)電通道組成,則有:
(4)
式中:Ni為長(zhǎng)度為L(zhǎng)i的導(dǎo)電通道的數(shù)量;rcw為平均導(dǎo)電通道半徑,m。
在以上假設(shè)條件的基礎(chǔ)上,由式(4)可得:
(5)
(6)
(7)
式中:An為視導(dǎo)電通道平均截面,m2。
式(6)可更改為:
(8)
(9)
式中:fi為長(zhǎng)度為L(zhǎng)i的導(dǎo)電通道數(shù)量占全部導(dǎo)電通道數(shù)量的比值。
利用加權(quán)調(diào)和平均數(shù)計(jì)算導(dǎo)電通道的平均長(zhǎng)度L*,即:
(10)
(11)
式中:L*為導(dǎo)電通道的平均長(zhǎng)度,m;τ*為加權(quán)調(diào)和平均數(shù)下的導(dǎo)電通道迂曲度。
假設(shè)巖心內(nèi)的水都可以形成連續(xù)導(dǎo)電通道,則有:
(12)
(13)
式中:Vpw為孔隙中地層水的總體積,m3;φ為巖心孔隙度;Sw為巖心含水飽和度。
利用加權(quán)平均計(jì)算平均長(zhǎng)度L**,即:
L**=f1L1+f2L2+…+fnLn
(14)
(15)
(16)
(17)
式中:τ**為加權(quán)平均數(shù)下的導(dǎo)電通道迂曲度。
由于幾何平均數(shù)介于調(diào)和平均和算術(shù)平均數(shù)之間,則迂曲度取值為:
(18)
式中:τ為幾何平均數(shù)下的導(dǎo)電通道迂曲度。
根據(jù)柯靜-卡爾曼[10]提出的修正毛管束模型可得:
(19)
式中:K為巖心有效滲透率,mD。
大量研究表明,巖心微觀孔喉半徑與平均導(dǎo)電通道半徑之間存在一定關(guān)系[11-13]。
(20)
式中:rc為巖心微觀孔喉半徑,m。
式(20)中Rt、Sw、K可以通過(guò)測(cè)井資料直接讀取,利用圖版法可以得到Rw,進(jìn)而可以計(jì)算出給定區(qū)塊的儲(chǔ)層孔喉半徑,同時(shí)也避免了實(shí)驗(yàn)室?guī)r心因溫度、壓力等變化對(duì)實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)的不利影響。
西峰油田董志區(qū)長(zhǎng)8段為特低滲油藏,油層埋深為2 000~2 200 m,平均孔隙度為8.5%,平均滲透率為1.02 mD 。選取目標(biāo)區(qū)巖心,利用文中方法得到的孔喉半徑與壓汞實(shí)驗(yàn)得到的孔喉半徑吻合率為0.7,從地質(zhì)統(tǒng)計(jì)角度分析具有比較高的相關(guān)性,表明計(jì)算公式可靠(表1、圖2)。
表1 巖心分析喉道半徑與計(jì)算喉道半徑對(duì)比
圖2 不同方法孔喉半徑相關(guān)性
流動(dòng)單元實(shí)質(zhì)上是以滲流特征為主導(dǎo)精細(xì)描述的儲(chǔ)層非均質(zhì)單元,是對(duì)儲(chǔ)層結(jié)構(gòu)模型的進(jìn)一步劃分和定量表征。在生產(chǎn)階段對(duì)流動(dòng)單元進(jìn)行精細(xì)描述,對(duì)預(yù)測(cè)生產(chǎn)后期剩余油空間分布及開發(fā)措施調(diào)整具有重要的意義[12-14]。
利用上述公式計(jì)算董志區(qū)22口取心井中60個(gè)流動(dòng)單元的微觀孔隙半徑,根據(jù)孔隙半徑值的大小,建立符合目標(biāo)區(qū)塊的流動(dòng)單元分類標(biāo)準(zhǔn)(圖3、表2)。
圖3 流動(dòng)單元分類依據(jù)
根據(jù)取心井流動(dòng)單元分類結(jié)果,繪制D78-41、D78-42、D78-43、D78-44井流動(dòng)單元連井剖面(圖4)。D78-41井對(duì)應(yīng)的射孔段為4個(gè)A類流動(dòng)單元,根據(jù)表1,理論值應(yīng)大于8.0 m3/d,而D78-41井初期實(shí)際日產(chǎn)液量為10.3 m3/d;D78-42井對(duì)應(yīng)的射孔段為1個(gè)B類流動(dòng)單元和2個(gè)C類流動(dòng)單元,理論值應(yīng)為3.5~5.0 m3/d,而D78-42井初
表2 流動(dòng)單元分類標(biāo)準(zhǔn)
期實(shí)際日產(chǎn)液量為4.2 m3/d;D78-43井對(duì)應(yīng)的射孔段為4個(gè)B類流動(dòng)單元,理論值應(yīng)為6.0~8.0 m3/d,而D78-42井初期實(shí)際日產(chǎn)液量為6.7 m3/d;D78-44井對(duì)應(yīng)的射孔段為1個(gè)C類流動(dòng)單元和2個(gè)D類流動(dòng)單元,理論值應(yīng)為小于3.5 m3/d,而D78-42井初期實(shí)際日產(chǎn)液量為2.4 m3/d。根據(jù)分析可知:
圖4 取心井縱向流動(dòng)單元剖面
隨著rc的增大,流動(dòng)單元性質(zhì)逐漸變好,日產(chǎn)液量也隨之增加;A類及B類流動(dòng)單元主要為水下分流河道和河口壩沉積,儲(chǔ)層性質(zhì)較好,產(chǎn)液量較高,C類及D類流動(dòng)單元主要為水下分流河道側(cè)源以及席狀砂帶沉積,儲(chǔ)層性質(zhì)較差,產(chǎn)液量較低。
依據(jù)分類標(biāo)準(zhǔn),將全區(qū)307口井共1568個(gè)單砂體進(jìn)行流動(dòng)單元分類[15-16],從而繪制目標(biāo)油藏平面流動(dòng)單元分布(圖5)。由圖5可知,A類流動(dòng)單元主要分布在研究區(qū)西南部及西北部井區(qū)的西部;B類流動(dòng)單元主要分布在研究區(qū)中部及東南部;C類流動(dòng)單元主要分布在研究區(qū)西南、西北以及東北角,油田邊緣發(fā)育較多;D類流動(dòng)單元集中分布在研究區(qū)中部。綜上所述,研究區(qū)的剩余油主要分布在C、D類流動(dòng)單元及其流動(dòng)單元類型突變的位置。
根據(jù)油藏實(shí)際情況、流動(dòng)單元縱向及平面分布規(guī)律,進(jìn)行典型井組劃分,分類型對(duì)后期開發(fā)挖潛提供技術(shù)調(diào)整[17-31]。
Ⅰ類為高產(chǎn)井,無(wú)明顯見水,井組中儲(chǔ)層連通性較好,流動(dòng)單元基本為A類。驅(qū)替效果相對(duì)較好,儲(chǔ)層改造程度合適,表現(xiàn)出高產(chǎn)、穩(wěn)產(chǎn)特征,各井平均日產(chǎn)液為5.98 m3/d,剩余油均勻分布在注水井與角井之間的未波及區(qū)域。由于A、B類流動(dòng)單元的儲(chǔ)層性質(zhì)較好,所以在相同的注水條件下,更容易發(fā)生水淹現(xiàn)象。建議采取合適的注采比,控制生產(chǎn)壓差不要過(guò)大,在保持高產(chǎn)的情況下防止其過(guò)早水淹。如D76-46井,有效注采比仍維持1∶1不變,控制生產(chǎn)壓差在15 MPa以下,平均日產(chǎn)液可達(dá)5.31 m3/d,含水率保持在30%以下。
圖5 目標(biāo)油藏平面流動(dòng)單元分布
Ⅱ類為低產(chǎn)井,無(wú)明顯見水,井組中儲(chǔ)層連通性一般,流動(dòng)單元多為B類,少部分為C類。該井組普遍改造強(qiáng)度較弱,動(dòng)用程度主要集中在近井地帶,各井平均日產(chǎn)液為2.63 m3/d。建議加密配合老井轉(zhuǎn)注,或加大改造力度形成足夠?qū)Я髂芰Φ牧芽p,增大開發(fā)效果。如D63-49井,根據(jù)研究成果,該井進(jìn)行二次壓裂改造,加砂至60 m3。二次壓裂效果明顯,平均日產(chǎn)液可達(dá)6.73 m3/d。
Ⅲ類為注水不受效井,井組中儲(chǔ)層連通性較差,隔夾層居多,流動(dòng)單元多為C類,少數(shù)為B、D類,各井平均日產(chǎn)液為1.57 m3/d。該類井組由于井排距與流動(dòng)單元性質(zhì)不匹配,井距過(guò)大,能量無(wú)法及時(shí)有效傳遞到生產(chǎn)井附近,無(wú)法形成有效驅(qū)替。建議在井網(wǎng)短軸方向進(jìn)行加密,在長(zhǎng)軸方向進(jìn)行轉(zhuǎn)注,充分利用裂縫進(jìn)行側(cè)向驅(qū)替,改變液流方向。如D79-55井,對(duì)井組進(jìn)行開發(fā)技術(shù)政策調(diào)整,在該井組短軸方向新鉆D79-56井,同時(shí)將長(zhǎng)軸方向D76-42井進(jìn)行轉(zhuǎn)注,最終該井組平均日產(chǎn)液可達(dá)5.51 m3/d。
Ⅳ類為水淹井,分為2種情況。①類為單方向見水井,井組中儲(chǔ)層連通性較好,具有A、B類流動(dòng)單元,存在裂縫,沿著滲透率主應(yīng)力方向的角井見水迅速,而邊井和非滲透率主應(yīng)力方向的角井驅(qū)替效果較差,含水率上升快,剩余油集中在未水淹區(qū)。建議通過(guò)井網(wǎng)加密和周期注水調(diào)整,補(bǔ)充地層能量,改變液流方向;②類為多方向見水井,井組中儲(chǔ)層連通性較好,具有C、D類流動(dòng)單元,存在大量裂縫,多方向發(fā)生水淹,剩余油集中在未水淹區(qū)。建議采用周期注水措施,控制合理的注入量和注入周期,降低油井含水率,進(jìn)而提高采收率。如D62-38井和D67-32井,分別進(jìn)行周期注水,周期為30d,含水率分別從90.5%、87.1%降至68.2%、52.3%。
(1) 利用毛管導(dǎo)電通道模型結(jié)合測(cè)井資料計(jì)算儲(chǔ)層孔喉結(jié)構(gòu),避免了室內(nèi)實(shí)驗(yàn)巖心受溫度、壓力的變化造成的影響。
(2) 利用新方法計(jì)算所得巖心的孔喉半徑和通過(guò)壓汞實(shí)驗(yàn)得到的孔喉半徑吻合率為0.7,具有良好的相關(guān)性。
(3) 依據(jù)孔喉半徑將流動(dòng)單元分為4類。根據(jù)研究區(qū)流動(dòng)單元與產(chǎn)能之間的關(guān)系,針對(duì)目標(biāo)油藏實(shí)際情況,基于流動(dòng)單元分類結(jié)果,劃分4種開發(fā)方式,每種開發(fā)方式與流動(dòng)單元類別相對(duì)應(yīng),分別提出典型井組改善開發(fā)效果的技術(shù)對(duì)策。