涠洲W油田复杂流体性质测井定量识别技术
2017-11-11何胜林胡向阳高楚桥
陈 嵘，李 奎，何胜林，胡向阳，高楚桥
(1.中海石油(中国)有限公司湛江分公司，广东 湛江 524057；2.中国石油长城钻探工程有限公司测井公司，辽宁 盘锦 124000；3.长江大学，湖北 武汉 430100)
涠洲W油田复杂流体性质测井定量识别技术
陈 嵘1，李 奎2，何胜林1，胡向阳1，高楚桥3
(1.中海石油(中国)有限公司湛江分公司，广东 湛江 524057；2.中国石油长城钻探工程有限公司测井公司，辽宁 盘锦 124000；3.长江大学，湖北 武汉 430100)
南海西部海域北部湾盆地涠洲W油田四井区的油层中常有“气层”出现，给该油田的开发调整规划造成一定困难。通过地层组分分析模型和最优化理论计算储层条件下天然气和可动油的含量，由此计算产层的气油比，根据计算得到的气油比识别储层流体性质。实际应用表明，该研究方法对区分油气同层和油层有较明显的地质效果，并且与地层测试的结果较吻合，对其他盆地复杂流体性质的测井评价具有一定的指导意义。
复杂流体 定量评价 气油比 最优化 地层测试
常规测井可以有效地区分并确定油气层和水层的界限,但对复杂流体性质的识别难度较大[1]。涠洲12-1油田有些油层中有“气层”，这种随石油开采出来的石油溶解气在储层条件下的物理性质介于油与干气之间，密度较大[2]，正常测井响应中含气特征不明显；油田的不同区块不同层位的溶解气含量差别很大，这种复杂情况对测井识别储层的油气性质造成了很大困难。本文引入气油比计算方法及定量评价标准,用测井资料定量评价溶解气含量。
1 地层条件下溶解气含量计算
1.1 物理模型
对含油气的储集层来说，储集层可以看成是由具有不同性质的组分组成的，这些组分包括：不动油、可动油、可动水、天然气、泥质以及岩石的各种骨架矿物[3]。
假设组分不动油、可动油、可动水、天然气、泥质以及岩石的各种骨架矿物在地层中的相对含量(%)分别为：xor，xom，xfw，xgas，xma1，xma2，…，xmak，则：
孔隙度φ(%)
φ=xor+xom+xfw+xgas
(1)
地层含水饱和度Sw(%)
(2)
冲洗带含水饱和度Sxo(%)
(3)
泥质含量Vsh(%)
Vsh=xsh
(4)
1.2 数学模型
1.2.1 反演问题
根据以上物理模型，可写出各种测井仪器的响应方程式[3]。
ρb=ρorxor+ρomxom+ρfwxfw+ρgasxgas+ρshxsh+
ρma1xma1+ρma2xma2+…+ρmakxmak
(5)
式中ρor，ρom，ρfw，ρgas，ρsh，ρma1，ρma2，…，ρmak分别表示地层中不可动油、可动油、自由水、气、泥质、岩石骨架矿物(1～k种)的体积密度值[2]；上式可写成
(6)
其中n表示组成地层的组分个数，xj表示第j种组分的相对含量。同理可写出其它测井仪器的响应方程，用通式表示为
(7)
式中：m为测井仪器的个数，个；Aij为i仪器对第j种组分的响应值；B为地层对测井仪器的响应值。
解以上由m个方程组成的方程组，就可以求得xj，这就是待解决的反演问题。
1.2.2 带约束超定线性方程组
当m
(8)
由线性最小二乘原理，解式(8)这一带约束线性方程组的问题可转换成以下求极值问题：
(9)
2 测井资料计算气油比
通过最优化算法由式(9)可得到储层条件下溶解气和可动油的含量，进而计算出气油比，通过计算得到的气油比达到识别储层流体性质的目的。
天然气气体的状态方程为
pV=zMRT
(10)
式中：M为气体的摩尔数，mol；p为气体的压力，105Pa；V为气体的体积，L；T为气体的绝对温度，K；R为通用气体常数，J/(mol·K)；z为气体的压缩因子，无量纲[2]。
地面条件下的状态方程为(下标s表示地面)
pgsVgs=zsMRTs
(11)
其中zs≈1。
地下条件的状态方程为(下标f表示地下。由于本区块天然气甲烷含量平均为61%，乙烷含量平均为13%,因而天然气在地层条件下仍为气态，本方程可用)
pgfVgf=zfMRTf
(12)
式(11)除以式(12)，并整理得
(13)
气油比为
(14)
其中Vom为可动油在地面的体积。
设岩石体积为VT，若认为可动油在地面的体积与地下的体积近似相等[1]，则Vgf=xgasVT，Vom=xomVT，即用式(13)代入式(14)，并整理得：
(15)
式中xgas为溶解气在地层中的相对含量；xom为可动油在地层中的相对含量；Ts为地面温度，K；pgf为地层压力，105Pa；zf为溶解气在井底条件下的压缩因子，无量纲；Tf为井底温度，K；pgs为地面压力，105Pa。
3 气油比的侵入影响校正
泥浆侵入对测井资料会产生一定程度的影响，致使测井计算的气油比偏低。图1是某盆地6口井11个层位计算的气油比与试油得到的气油比之间的对比图。由图可见，计算的气油比比试油得到的气油比偏低，尤其是在泥浆密度非常大的井中更是如此，如D2井(泥浆密度为1.54 g/cm3,图1中层号有D2-1、D2-2)、L2井(泥浆密度为2.24 g/cm3,图1中层号为L2-1)，这是泥浆侵入所致。
图2是气油比计算误差(试油结果与计算结果数值之差)与泥浆密度之间的关系。由图可见，气油比计算误差与泥浆密度关系密切，由此可得到用泥浆密度校正计算气油比的关系式[7]
(16)
式中ρm为泥浆密度，g/cm3；rog校前为校前的气油比，m3/m3；rog校后为校后的气油比，m3/m3。
图3为图1中各层校正后的气油比与试油所得气油比的对比图，由对比图可知，校正后的气油比与试油得到的生产气油比很接近[6]。
图1 计算的气油比与试油得到的气油比的对比
图2 气油比计算误差与泥浆密度的关系
注：x为泥浆密度，g/cm3；y=log(rog试油)-log(rog计算)；R为相关系数
图3 校正后的气油比与试油得到的气油比的对比
4 利用气油比区分油气层类型
根据本区实际情况，将油气层类型分为气层、油气同层、油层，参考杨宝善1995年给出的油气藏类型划分标准[6]，可用表1的标准对油气层类型进行区分。
表1 气油比划分油气层类型
图4中DST测试和生产气油比与经校正的测井地层组分分析模型计算气油比对比，两者十分接近，相关性达0.87，说明计算结果与实际生产结果误差较小，由测井资料计算的气油比可靠，气油比定量反映溶解气含量进行油气层识别的方法可行。
图4 DST测试(生产)气油比与测井计算气油比对比
5 部分井段处理解释结果
基于上述方法，利用常规测井资料并结合地层组分分析模型计算出泥质含量、孔隙度、骨架矿物含量、流体组分含量等参数。
图5为涠洲W油田4井部分井段测井处理解释成果图，可见测井计算孔隙度和渗透率与物性分析结果匹配较好，2 678～2 695 m和2 700～2 712 m的DST测试日产油387.43 m3，日产气56 877 m3，测试气油比147 m3/m3，测井计算气油比78 m3/m3，因此确定该层为油层，测井解释结论与测试结果一致。
图6为W油田B22井测井处理解释成果图，3 187～3 214 m日产油60.6 m3，日产气92 006 m3，生产气油比1 518 m3/m3，测井计算气油比1 576 m3/m3，属于油气同层，由此方法确定的油气结论与生产结果能较好地吻合，说明本研究获得的模型和方法能很好地应用于该地区。
图5 W油田4井测井资料处理解释成果
图6 W油田B22井测井资料处理解释成果
6 结论
涠洲W油田某些区块油层中有溶解气的情况，为更准确地评价储层的流体性质，利用地层组份分析模型建立的拟合函数及其约束条件[8],通过最优化技术处理得到地下的油气藏油气组份,由该方法计算的地面气油比确定储层的流体性质,经测试资料证实该计算方法可靠,从而为由测井信息识别复杂油气储层提供了一种有效的方法。
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Logging quantitative identification method for complex fluid property in Weizhou W Oilfield
Chen Rong1,Li Kui2,He Shenglin1,Hu Xiangyang1,Gao Chuqiao3
(1.ZhanjiangBranchofCNOOCLtd.,Zhanjiang524057,China;2.LoggingCompanyofGWDC,Pangjing124000,China;3.YangtzeUniversity,WuHan430100,China)
Gas-bearing layer is frequently appeared in oil reservoir of Weizhou W Oilfield in Beibu Gulf Basin of the western South China Sea,and leads some difficulties in the development adjustment of the Oilfield.According to the analysis model of formation components and the optimization theory,it was calculated the contents of solution gas and movable oil under the reservoir condition,and then the gas-oil ratio of producing pay.Based on the calculated gas-oil ratio,the reservoir fluid property was identified.The field application showed that the method has significant geological effect on distinguishing gas-bearing oil pay zone from oil pay zone,and the calculation results have good agreement with formation testing.It can provide a successful experience for the logging evaluation of the complicated fluid property in other oilfield.
complicated fluid;quantitative evaluation;gas oil ratio;optimization theory;formation testing
TE133
A
10.16181/j.cnki.fzyqc.2017.03.005
2016-11-29；改回日期：2017-02-27。
陈嵘(1985—)，工程师，现从事测井资料处理与解释工作。E-mail：chenrong1@cnooc.com.cn。
国家科技重大专项(2016ZX05024-006)。
(编辑 杨芝文 韩 枫)
小断块油藏油水过渡带提高采收率技术研究
江苏油田小断块油藏开发中后期，在油水过渡带的挖潜中，存在剩余油分布复杂及描述难度大、挖潜井效益差异明显、注采井网适应差、含水上升快等问题。为此，中石化总公司设立《小断块油藏油水过渡带提高采收率技术研究》的课题，围绕改善小断块油藏油水过渡带挖潜效果这一主题，以提高采收率为目标，开展了油水过渡带水淹层识别、油水运动规律描述、剩余油主控因素解剖、剩余油质量评价、以及过渡带高效挖潜技术研究。通过多年攻关，形成了油水过渡带从潜力评价到有效挖潜提高采收率技术系列。
项目创新了3项油水过渡带评价挖潜技术：①基于岩电参数时变规律的水淹层含油饱和度计算模型。针对水淹层受注入水影响不断变化的特点，以定性识别出的水淹层为基础，再通过岩电参数实验分析，确定不同水淹级别下岩电参数，建立岩电参数和地层水电阻率变化模版，创新了注入水与地层水混合液矿化度与电阻率动态迭代方法，有效定量识别了水淹层，进而提出了适用于开发中后期水淹层含油饱和度计算的优化模型。②复杂断块分类油藏油水过渡带剩余油定性定量评价技术。利用模糊聚类理论，引入过渡带优势潜力综合指数，建立了油水过渡带分级潜力评价方法，并根据相似理论应用数值模拟技术，建立分类油藏油水过渡带剩余油潜力评价图版及同一油藏不同过渡带区分级潜力评价。③复杂边界油藏油水过渡剩余油有效动用技术。通过引入无因次注采井排距理念，建立了分类油藏油水过渡带合理注采井排距图版，研发了过渡带井网优化部署等具有自主知识产权的过渡带剩余油有效动用新技术。综合以上创新，最终建立形成了一套适用于小断块油藏油水过渡带剩余油快速定量评价方法和有效动用技术。
研究成果在江苏油田12个小断块油藏油水过渡带的剩余油挖潜中得到成功应用，共实施挖潜井63口，有效动用油水过渡带失控地质储量280×104t，新增可采储量42×104t。其中水淹层识别及油水过渡带剩余油评价现场应用符合率均90%左右。
项目研究成果对江苏油田同类型油藏油水过渡带剩余油评价与提高采收率具有重要借鉴意义，并已成功推广应用到江苏油田其他小断块油藏。失控剩余储量成功动用，有效降低了江苏油田小断块油藏产量递减幅度，延长油田的稳产期限，提高了油藏最终采收率，并对我国复杂小断块油藏油水过渡带失控储量评价与有效动用具有一定的推动作用。项目于2016年获得中石化科技进步二等奖。
(唐湘明)
