新木油田高含水期剩余油分布规律
时间：2023-03-11 10:55:04 来源：千叶帆 本文已影响人
王波，李超炜，朱霖，贾君庆，王曦，杨叶
（中国石油集团测井有限公司吉林分公司，吉林 松原 138000）
吉林新木油田位于松辽盆地南部中央坳陷区扶新隆起带，储层孔隙度平均为12.9%；
渗透率平均为2.7×10-3μm2，主要为低孔隙度低渗透率储层，属于构造背景下岩性油藏，油田历经40 多年注水开发，主力目的层均已水淹且相继进入高含水期，综合含水率均达90%以上。在开发中主要存在层内、层间非均质性强，层间产出差异大，区块断层切割严重，井网不完善，含水率上升快，剩余油分布非常复杂并且侧向挖潜困难等问题。油层在注水过程中发生的一系列变化均能不同程度反映在测井资料上，本文针对研究区建立了适用的水淹层测井精细解释评价方法。在单井水淹层精准解释基础上，实现了测井与地质油藏开发一体化评价剩余油及老井潜力，明确剩余油富集区，提出潜力层系统挖潜方案，解决了油田挖潜技术问题。
1.1 水淹层变化特征
油层水淹后，储层物理特征和测井响应特征均发生一系列的变化，认清这些基本变化特征是水淹层测井解释评价的基础。根据研究区新井和老井的岩心资料、试油投产资料统计分析，随着注水开发时间的加长，孔隙度和渗透率总体呈增加趋势，油层水淹后地层含油饱和度明显降低，不同区域变化程度有所不同。
研究水驱油电阻率与含水饱和度关系是油田开发过程中用电阻率研究剩余油饱和度的基础[1-2]。为了研究新木油田不同物性的储层在不同水淹程度下所表现出的电性特征，设计了岩相驱替试验。图1为检查井3块样品1-3、10-1和12-2，其孔隙度分别为15.1%、12.8%和11.3%，用矿化度4 792.07 mg/L的注入水（相当于油田地层污水）进行驱替，在驱替过程中测量岩样含水饱和度、电阻率和含水率，得到如图1所示的电阻率和含水率随含水饱和度的变化关系图。由于该油田注入水和地层水的矿化度差别不大，岩相驱替实验中，随着水淹的加重及含水饱和度的增加，电阻率总体呈下降趋势，只是在强水淹阶段以后电阻率下降幅度减慢，呈平缓趋势，总体呈“L”型、“S”型及幅度极小的“U”型。电阻率下降是新木油田水淹层的主要特征。水洗强度越高，水淹层电阻率越低，因而，可以通过电阻率降低判断水淹级别。
图1 电阻率和含水率随含水饱和度的变化关系图
污水回注开发的新木油田，油层水淹后电阻率降低，水淹越重电阻率降低越明显[3-4]。如图2 （a）所示，老油井M1井4小层深侧向电阻率为25 Ω·m，声波时差为300 μs/m，该层压裂后日产液4.7 t，日产油3.6 t，含水率23.4%。如图2 （b）所示，水淹井M2井4小层深侧向电阻率为20 Ω·m，声波时差为300 μs/m，压裂4小层，日产液3.6 t，日产油0.5 t，含水率85.6%，含水率明显升高，油层水淹较重。
图2 测井曲线对比图
油层水淹后，会引起自然电位曲线幅度变化、基线偏移[5-6]。当井筒中钻井液矿化度一定时，自然电位负异常幅度随着地层水矿化度的降低而减小。如图2所示，M2井是2021年新井，与邻井老油井M1井对比，M2井的油层水淹后自然电位幅度明显减小，当油层水淹较重时，自然电位曲线甚至呈现平直特征，有时还出现正异常幅度。随着注入水的推进，原生水中所溶解的铀元素容易被离析，并沉淀在岩石颗粒的表面，所以高渗透性的水淹层容易出现高铀显示，导致自然伽马出现高异常值。
1.2 水淹层参数定量解释模型
建立区块适用的水淹层参数模型，定量计算水淹层剩余油饱和度是水淹层测井描述的核心内容，是定量评价剩余油的主要依据[7]。综合考虑泥质含量对孔隙度的影响，通过3口取心井256块样本岩心分析化验资料，利用声波时差、密度曲线与自然伽马相对值进行二元拟合，求取孔隙度解释模型。
利用声波时差曲线与自然伽马相对值，建立计算孔隙度模型为
式中，ϕ为孔隙度，%；
ISH为自然伽马相对值；
AC为声波时差，μs/m；
R为相关系数。
利用密度曲线与自然伽马相对值，建立计算孔隙度模型为
式中，DEN为补偿密度，g/cm3。
利用声波时差和岩性密度计算孔隙度，两者平均绝对误差分别为1.28%、1.16%。
图3为新木油田取心井渗透率与孔隙度关系图。由图3可以看出，渗透率与孔隙度有较好的相关性，计算渗透率可用渗透率与孔隙度单相关模型。
图3 取心井渗透率与孔隙度关系图
式中，K为渗透率，mD。
计算的渗透率与岩心化验分析渗透率进行对比分析，相关性较好，渗透率误差在一个数量级。
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1.3 求取地层混合液电阻率
注入水进入地层驱替一部分原油的同时，注入水和原生地层水混合成为混合地层水，混合地层水的电阻率随水淹程度的不同而不同。实际应用中可以将水淹的地层等效为由原生地层水、注入水、毛细管束缚水、泥质束缚水、油气、泥质以及砂岩骨架组成的一个体积模型（见图4）。
图4 地层等效体积模型及电导率模型
由于砂岩骨架与油气可以看作是不导电的，则地层电阻可以看作是以上4个组分混合液并联导电的结果（见图5）。考虑区块地质特点，经过一系列的公式推导得到式中，Rwz为地层混合液电阻率，Ω·m；
Rw为原始地层水电阻率，Ω·m；
Rwj为注入水电阻率，Ω·m；
Rsh为泥岩电阻率，Ω·m；
Sw为含水饱和度，%；
Swz为混合地层含水饱和度，%；
Swb为束缚水饱和度，%；
Vsh为泥质含量。
地层导电模型必须要满足分散泥质的印度尼西亚公式
式中，Rt为深探测电阻率，Ω·m；
m、n为岩电参数。
采用迭代编程法实现地层混合液电阻率的连续求取，编程实现过程：让Sw从Swb向Swz、Swz从Swb向1的顺序，以步长为0.01遍历，期间必然存在某个合适的Sw、Swz使式（4）、（5）都成立，此时的Rwz即所要求解的混合地层水电阻率。
储层水淹后地层水电阻率处于注入水电阻率和原生水电阻率之间，并且水淹越严重，混合地层水电阻率越靠近注入水电阻率。目前新木油田共有5口井20个样品进行混合地层水电阻率测试，应用该方法对这20个样品进行重新计算，实验数据与实际处理数据差值平均为0.015 35 Ω·m。说明此种混和地层水电阻率求取方法较为可靠。
1.4 剩余油饱和度模型
结合地区地质资料，应用不同含油饱和度模型的实际计算结果进行效果分析，优选新木油田剩余油饱和度计算模型。通过多种方法求取饱和度与岩心分析饱和度进行对比，从图5中可以看出油田取心M3井计算含油饱和度与岩心分析含油饱和度相关性较好的是Fertl饱和度模型。
图5 M3井含水饱和度模型分析图
新木油田大部分水淹区块日产油量较高的井区含水率均相对较低，剩余油相对较丰富，但也有个别井区日产油量相对较低，含水率较高，油层水淹较重。分析区块井史资料，虽然主力目的层动用程度较高，但个别井区由于井网不完善影响或断层隔挡等仍有一定的剩余油富集，整体区块挖潜潜力仍然较大。
2.1 剩余油纵向分布特征
受重力分异作用的影响，岩性、物性相同的储层，注入水较容易向下驱动储层底部的原油。不同沉积砂体、不同韵律储层的水淹特征不同[8-9]，剩余油纵向分布亦不同。
非均质正韵律储层水淹特征：新木油田区块各个储层均具有较强的非均质特征，呈现不同的沉积韵律，各个沉积韵律表现的水淹层特征不同，剩余油富集部位亦不同。正韵律油层底部明显水淹，测井曲线表现出高自然伽马，低电阻率，特别是感应曲线圆滑且明显下滑，呈现明显的水淹特征。
非均质反韵律地层水淹规律：反韵律地层在新木油田比较少见，一般表现为地层从底部到顶部岩石颗粒由细变粗，岩石物性由差变好，反映当时水动力环境由弱到强。地层水淹后物性好的顶部先见水，随着水淹程度的增加，地层压力的增高，受重力分异作用的影响，地层的中下部慢慢水淹，在测井曲线上表现为电阻率曲线值降低且曲线圆滑。
非均质复合韵律地层水淹规律：多次沉积、迭加的储层厚度较大，层内可以细分为几个正韵律和反韵律地层，岩性、物性变化大，反映沉积环境经历多次水进、水退，水动力变化过程较复杂。地层中下部分的孔渗条件最好，在测井曲线上可以看出由多个韵律砂体迭加而成。地层水淹后表现出多样性，但一般在岩性、物性最好的中下部某一个韵律地层的某段内水淹。
2.2 剩余油平面分布规律
在单井水淹层精细解释前提下，利用测井与地质油藏动态一体化评价技术研究了油田剩余油分布规律[10-11]，有效指导了老井挖潜。
（1）地质构造影响形成剩余油富集区。构造高部位易形成剩余油聚集区：构造背景下的断层岩性油藏，储层含油性主要受构造作用控制，构造高部位原始含油性好，注水开发后受注入水波及程度相对较差，目前仍是较好的产油区。M17区块为该油田的典型示范区，整体构造都是东高西低，区块向南、向北延伸，构造位置也逐渐变低。高部位含油饱和度也相对较高，剩余油相对富集，含油饱和度从东向西呈降低趋势。完钻新井M4井位于区块相对构造高部位，投产11、12小层，投产后日产液17.3 t，日产油3.8 t，含水率78%。日产油量较高，说明井区剩余油饱和度较高。
断层遮挡易形成剩余油富集区：断层遮挡往往易形成更好的储集空间，原始油藏含油性相对较好，目前由于断层遮挡作用，注入水波及程度相对较差，油层水淹相对较轻，剩余油饱和度较高。新木油田各区块目前日产油较高、累产油较多的井区也大多位于断层附近，目前井区内井日产油量均在1.0 t以上，最高日产油量达4.4 t。
（2）储层有效厚度大的井区剩余油较多。厚油层中往往分布着若干不连续的非渗透性薄夹层，这些薄夹层会对注入水推进过程中的垂向上窜流起到抑制或隔离作用，使厚油层的某些部位水洗较弱，形成剩余油富集区。有效厚度大是影响储层产能的重要因素。因此，对有效厚度大的未动用层或者有效厚度大初次动用时产能较好的层进行二次压裂，仍有望获得较好的效果。M5井是M17区块的一口老井，该井9小层有效厚度为5 m，该层补压前日产液2.4 t，日产油0.6 t，含水率72%；
补压后日产液8.5 t，日产油3.8 t，含水率55.7%，增油较多，说明这类储层是较好的潜力接替层。
（3）井网影响剩余油分布。因油田注采系统不完善，往往会使油井某一层位的油不能在良好的水驱条件下开采出来而成为剩余油。油、水井的位置关系是影响油井水淹程度及快慢的因素之一。该油田不同井网驱油效果不同，剩余油富集程度也有很大差别。
水井东西向的油井剩余油相对较少，水井南北向油井水淹相对较轻，剩余油较多。M6与水井M6-1井近东西向，该油井目前水淹最重，日产液量较高为19.9 t，日产油量相对较少只有0.1 t。而水井近东西向，偏北、偏南的5口油井目前产液量均相对较高，日产油量均为0.3 t，水井南北向的油井目前日产油量相对较高，例如，M7井日产油量高达1.4 t，M8井日产油量为0.7 t。
二线采油井区往往剩余油较多。二线油井因距离水井相对较远，且一线油井投产后在该井方向产生泄压点，从而加快该方向的注入水推进速度，导致一线油井水淹，而对二线油井注入水增量补充作用大于水洗影响，因此，往往在二线油井形成剩余油富集。
距离水井远、附近油井少的井区有一定剩余油。例如ME3、ME+3井东西向虽各有1口水井，但距离较远，这2口油井目前日产油分别为1.64 t、1.51 t，含水率分别为85%、88%，仍具有较高的产油量。其北部及南部油井则较密，目前含水率较高，日产油量较少。
水井注水量影响井区剩余油分布。M128区块为新木油田的重点挖潜区块，经过长期注水开发，目前已进入高含水期，其北部井区累注水较少，周围油井累产油较少，目前部分井日产油较高。如M+1井3小层周围水井注水量相对较少，目前该井日产液1.9 t，日产油0.3 t，含水率82.9%；
M12井目前日产液6.1 t，日产油1.0 t，含水率67.1%，其周围水井注水量也不高。目前井区均有较好的剩余油富集。
利用建立的适用于新木油田的测井解释方法，2020—2022年间解释完成新调整井232口，统计投产142口井456层，符合395层，解释符合率为86.6%。在新木油田低孔隙度低渗透率高含水期剩余油评价研究基础上，进行919口老井复查研究。结合区块开发动、静态资料，详细掌握井区储层动用情况，考虑构造和注采井网关系的影响，分析油层水淹程度，进行油田各个区块潜力层评价研究，提出183口井挖潜建议方案。
如图6所示，M10井是M17区块2004年开发的老油井，按照区块老井复查认识成果提出该井的4小层和6小层具有很好的潜力，措施前日产液0.7 t，日产油0.6 t，含水率为14.3%。为了提高单井产油量，于2021年对4小层和6小层采取二次压裂措施增油，措施后日产液15.1 t，日产油1.6 t，含水率89.4%，日增油1.0 t，累计增油已达890.0 t，取得较好的挖潜效果。目前新木油田采取建议措施126口井，累计增油2.06×105t，为新木油田老井挖潜提供了很好的测井技术支持。
图6 M10井测井曲线对比图
（1）采用测井与地质油藏开发一体化技术评价新木油田低孔隙度低渗透率高含水期剩余油分布规律。储层纵向上主要分布在非均质性较强、物性较差的层段；
横向上分布在构造高部位、断层遮挡区、储层有效厚度大的井区、原始含油饱和度较高的井区及井网不完善区，包括水井南北向井区、二线采油井区、距离水井较远井区、采油井较少的井区、注水量较少井区等。
（2）利用建立的水淹层测井精细解释方法对新木油田232口新井进行处理解释，统计投产142口井456层，符合395层，符合率为86.6%。水淹层测井精细解释为油田高含水期剩余油分布研究奠定了很好的技术基础。
（3）提出的潜力层措施挖潜取得较好的效果。在新木油田高含水期剩余油分布研究基础上，进行近3年919口老井复查研究，提出183口井挖潜建议方案，实际应用中效果较好。目前采取措施126口井，累计增油2.06×105t，为油田老井挖潜做出贡献。
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