黄保纲 宋洪亮 申春生 张迎春 汪利兵 金宝强 潘玲黎

(中海石油(中国)有限公司天津分公司)

在注水油田开发中后期,摸清油层水淹状况是制定调整井合理射孔方案和保证开发效果的关键。目前判断油层水淹程度的常用方法是基于密闭取心资料,通过岩心标定建立裸眼测井解释标准,定量评价油层水淹程度。但是,海上油田常缺乏密闭取心资料,仅依靠调整井本身的裸眼测井解释结果制定射孔方案存在较大风险。气测数据能直接反映油藏内流体特征,可用于研究油层水淹状况。段仁春[1]详细阐述了其依据、做法及在录井现场解释和老井复查中的应用,并提出了全烃曲线形态法和纵向对比法等几种基本方法;但在实际应用中,由于气测数据受钻井液、钻速和仪器设备类型等影响较大,不同井甚至同一口井的不同井段钻井条件常不一样,导致气测数据可对比性差,因此需几种基本方法组合使用才能保证评价结果的可靠性,运用起来比较繁琐。笔者将利用气测资料判断油层水淹程度的方法应用到渤海J油田调整井水淹层识别研究中,并提出用判别因子消除钻井因素的影响,提高了气测数据的可对比性。渤海J油田应用效果表明,本文方法能够直观、快速、准确地判别调整井油层水淹状况。

1 方法的提出

根据孙孟茹等[2]对注水油田所做的实验分析,油水接触后,油中的轻烃组分均不同程度地向水中扩散,甲烷含量降低最快。随着注水时间增加,水驱强度增强和水淹程度的提高,油层含油饱和度降低,烃类物质减少,导致气测所能检测到的烃类组分(C1—C5)含量下降[1],这是利用气测数据判断油层水淹状况的基本原理。因此,只需观测总的气测烃类组分值(CT=C1+C2+C3+C4+C5)变化就可以判断油层水淹程度。此外,湿度比((C2+C3+C4+C5)/CT)、平衡比((C1+C2)/(C3+C4+C5))等参数也都可反映水淹程度。

然而,在气测资料录取过程中,气测显示不可避免地受到钻井工程、钻井液性能、检测条件和气测基值等钻井因素的影响[3],调整井和一次井网下的开发井进行气测录井时受影响的因素和程度通常也不一致,使得气测变化规律并不明显,导致使用前述参数判断油层水淹程度甚至得出错误的结论。分析发现,引入一个判别因子 R(R=CT/TG,TG为气全量值)即可消除钻井因素的影响,并放大气测变化规律,利于直观判别油层水淹状况。其原因在于:

(1)钻井因素对烃类组分含量的测量值有影响,对气全量的测量值(TG)也有影响,并且对两者的影响是同向的。

(2)从测量原理上看,气全量的测量值(仪器显示值)与进入离子室的被测组分浓度以及碳原子的含量有关,即被测组分浓度越高,碳原子的含量越多,产生的微电流就越大,气全量的测量值也越大。根据汪小平[4]、吴龙斌[5]以及杨卫东等人[6]的研究成果,气全量测量值与烃类组分含量的关系可近似用下式表示:

则

R为无量纲因子,不受钻井因素的影响,其取值为0＜R＜1。实际应用时,C1—C5和 TG都是实测值(气检仪器显示值),利用这些气测数据计算出CT和 R值,然后绘制每口井的CT、TG和 R曲线,用于分析新井的油层水淹状况:油层处于原始状态时,井的CT和 TG曲线幅度差很小或基本重合,R值较大并且接近1.0;油层水淹后,水淹层与邻近老井原始状态时同层位油层对比,井的CT和 TG曲线幅度差明显,R曲线往低值方向发生明显偏移(R值越小表明水淹程度越强)。

在渤海SZ油区,通过密闭取心资料、测井资料及生产动态资料结合进行研究,已形成了一套较为成熟的水淹层测井解释方法,测井解释结果与实际生产动态符合率超过了90%。从该油区3个油田15口井中采集了共计144个油层的数据,统计不同水淹程度下 R值的分布规律(图1),并参考水淹级别常用划分方法[7-8],建立了判断渤海海域油田油层水淹程度的气测标准(表1)。

图1 渤海SZ油区不同水淹程度油层 R值分布图

表1 渤海海域油田油层水淹程度气测参数判别标准

2 方法验证及应用

J油田位于渤海海域辽东湾辽西低凸起北端,其构造为一北东—南西向展布的狭长断裂背斜;油藏类型为边水层状构造油藏,埋深为海拔-1650 m;储层为三角洲前缘沉积水下分流河道、河口坝和远砂坝砂体,横向分布较稳定,井间对比关系好,岩性为粉细砂—中粗砂岩;储层物性较好,渗透率变异系数高于0.7,非均质性强;原油为中质低粘原油。J油田共分为10个油组,主力油组为Ⅰ—Ⅲ油组;采用一套规则井网合采多个油层,反九点法面积注水开发,井距400 m(图2)。经过10余年开采,目前J油田综合含水率为65%,已进入开发中后期。研究表明,由于边水和注入水的不均匀推进,J油田剩余油在平面上主要集中于油井间和油田边部。为挖掘剩余油,已钻4口先期加密调整井,本次方法验证及应用以这4口井为例。

图2 J油田开发井位图(局部)

实例1。调整井A 1井位于J油田边部,结合裸眼测井资料综合分析,判定边水推进导致Ⅱ油组3小层底部水淹,于是确定射孔方案为:射开顶部油层,不射开水淹层。A 1井投产后含水率一直在80%以上,但对Ⅱ油组采取关层措施后基本不含水。对比分析A 1井生产动态与利用本文方法预测的水淹状况,可以验证利用气测资料判别水淹的方法及其判别标准的可行性。

图3为新钻调整井A 1井和老井A 2井的气测曲线对比图,可以看出A 1井Ⅱ油组2、3小层的 R值(平均值为0.5)明显低于A2井相应层位,表明A1井Ⅱ油组2、3小层已强水淹,这与动态认识一致,说明利用气测资料能较可靠地判断油层水淹情况。

图3 J油田A1井水淹程度分析图

实例2。B1井为J油田油井间的一口加密调整井,在钻A 1井之前该井已投产,裸眼测井解释无水淹层,于是油层全部射开生产,按油组分3段防砂。投产初期B1井含水率为50%,但很快上升至80%,且出水层位不清楚,无法采取针对性的治理措施。应用本文方法对B1井高含水原因进行了分析。

图4为B1井与相邻老井B2、B3井气测曲线对比图,可以看出,与B2井和B3井相比,B1井Ⅰ油组底部、Ⅱ油组以及Ⅲ油组1、3小层的CT和 TG值之间存在明显的幅度差,R值均在0.5以下,说明多数油层已经出现强水淹。后来对该井进行了产液剖面测试,其结果为Ⅰ油组含水率100%,Ⅱ油组含水率90%,Ⅲ油组含水率14.9%(油层薄、物性相对差),证实了气测分析结果。

图4 J油田B1井与相邻老井B2、B3井气测曲线对比图

实例3。调整井C1井为J油田另一口油井间加密调整井。图5为C1井与邻近老井C2、C3井气测曲线对比图,可以看出,C1井气测特征与C2、C3井极为相似,除Ⅲ油组第3个油层的CT和 TG存在一定幅度差外,其他油组和小层的CT和 TG两条曲线基本重合,R值在0.9以上,因此判断C1井含水率小于10%,射孔时将全部油层段射开。投产一年内,C1井含水率一直保持在10%以下,实际生产情况和气测方法预测结果完全相符。

实例4。利用气测资料判断油层水淹程度方法在水平井中同样适用。D1h井为J油田油藏边部的一口水平调整井,裸眼测井解释未发现水淹层,但从该井水平段气测曲线图(图6)中 R值的变化情况来看,除3030～3075 m井段外,其它井段均发生水淹,尤其是 3089～3158 m井段,R值在 0.50～0.65之间,属中水淹。投产后初期D1h井含水率达到了60%,这与气测分析水淹状况的认识相吻合。

从J油田4口调整井(包括常规定向井和水平井)的应用效果来看,利用气测资料判断油层水淹程度方法简便、准确度较高,对于了解油田水淹现状以及指导调整井射孔和完井具有较高的价值。

3 结论与建议

(1)为了能够利用气测数据直观、快捷、准确地判断调整井油层水淹情况,本文提出了判别因子,并通过与动态资料结合,建立了应用气测方法判别渤海海域油田油层水淹程度的标准。实例应用表明,该方法便捷、可靠,可以有效地指导注水开发油田调整井编制射孔方案,保证开发效果。海上水驱开发油田多,油田密闭取心成本高、资料少,而气测资料每口井都有,加上开发后期调整井数量多,因此该方法有着较广阔的应用前景。

(2)由于气测资料的录取相对滞后,容易造成气测数据对应的深度偏深,因此气测曲线要考虑深度校齐,即参考测井曲线进行校正;另外,气测数据采样间隔较大,导致薄层的气测数据点少,并且薄层的测量值易受到上下紧邻层的影响,因此,对于厚油层内部的水淹薄层应综合其他资料进行分析。

[1] 段仁春.运用气测资料识别水淹层方法探讨[J].录井工程,2008,19(1):48-51.

[2] 孙孟茹,张星,耿洪章.水、油接触过程中原油粘度变化的试验研究[J].石油大学学报(自然科学版),2003,27(2):63-66.

[3] 赵洪权.气测录井资料环境影响因素分析及校正方法[J].大庆石油地质与开发,2005,24(增刊):32-34.

[4] 汪小平.气测录井中甲烷含量大于烃类组分含量的探讨[J].录井技术,1997,8(4):54-55.

[5] 吴龙斌.对气测录井技术的几点认识[J].录井技术,2000,11(2):19-25.

[6] 杨卫东,李斌.气测全烃值响应方程的建立及现场应用分析[J].录井技术,2002,13(1):23-29.

[7] 高楚桥,张超谟,肖承文等.L油田含水率计算及水淹等级划分[J].测井技术,2004,28(1):75-77.

[8] 高楚桥.复杂储层测井评价方法[M].北京:石油工业出版社,2003:118-158.