陈晓明，李志愿，赵汉卿，吴晓慧，常会江

(中海石油(中国)有限公司 天津分公司，天津 300459)

随着油田开发进入高含水、高采出程度的“双高”阶段，能否准确预测调整井钻后的综合含水率直接影响着油井产液能力的评价[1-2]。传统的预测方法主要依赖于油藏数值模拟结果或直接类比周边井生产动态[3-5]，并没有充分利用实钻井资料，预测精度较低，这在一定程度上制约了射孔方案和泵选方案的优化[6-8]。基于此，本文以BZ油田Sand-2砂体水淹层的测井响应特征为研究对象，结合油藏工程理论，探讨了基于常规测井资料的多层合采井含水率预测思路和方法，该方法在BZ油田局部调整实践过程中取得了较好的应用效果。

1 水淹层测井响应特征

BZ油田位于渤海湾南部海域，为一继承性发育并被断层复杂化的断块构造，属于浅水三角洲沉积。储层岩性复杂，以细砂岩、粉砂岩为主，储层物性较好，平均孔隙度31%，平均渗透率1 538×10-3μm2，属于高孔-高渗储层。油田砂体储量规模差异较大，开发早期采用了水平井分层系开发，目前油田综合含水84.5%，采出程度24.3%。为降低开发风险，在局部调整阶段油田选择纵向叠合程度较高的区域实施定向井加密。该油田储层以正韵律沉积为主，从储层顶部至储层底部物性逐渐变好，油层原始电阻率也相应变高，经过长期注水开发后，一方面注入水冲刷导致储层孔喉半径略有增加，另一方面注入水与地层水的混合导致混合液矿化度升高，两种作用协同使得油层水淹后的电阻率呈现明显降低的特征。图1为Sand-2砂体储层原始状态下的测井响应曲线。图1中电阻率曲线反映出了明显的正韵律特征，由砂体顶部至底部，储层物性逐渐变好，电阻率数值逐渐增大；图2为Sand-2砂体储层在经过水驱开发后由过路井B22测得的部分水淹后的测井响应曲线。图2中电阻率曲线反映出砂体上部电阻率随物性变好而逐渐增大，为未水淹层，但在垂深1 228 m之下，电阻率呈现明显下降的趋势，为储层水淹后的特征。

2 水淹级别定量评价

基于以上测井响应特征，在水淹层解释过程中，可以用实测水淹层电阻率计算当前含水饱和度，利用油田原始物性资料进行原始电阻率的反演，进而得到原始含水饱和度，最后利用两个饱和度之间的差异计算驱油效率，结合驱油效率与含水率之间的定量关系，确定水淹级别[9-10]。

2.1 含水饱和度计算

BZ油田水淹前后的测井含水饱和度计算模型采用印度尼西亚公式[11-13]效果较好，见式(1)：

(1)

式中：Sw为含水饱和度；Vsh为泥质含量；φ为孔隙度；Rsh为泥岩电阻率，Ω·m；Rt为地层电阻率，Ω·m；Rw为地层水电阻率，Ω·m；a为岩性系数；m为胶结系数；n为饱和度指数。

1)岩电参数 岩电参数a、m和n可以通过岩电实验获得，BZ油田采用的印度尼西亚公式中涉及的岩电参数取值分别为：a=1.0，m=1.82，n=1.84。

2)地层电阻率 原始地层电阻率本文采用相邻区域反演法得到，调整阶段的地层电阻率可通过实测资料获得。BZ油田储层发育稳定，原始状态下纯油层段的深侧向电阻率与物性曲线关系对应较好，电阻率与有效孔隙度具有很好的相关性(见图3)，因此可以通过选取调整区域周边相同构造高度的未水淹井作为参考井，利用物性曲线进行原始电阻率反演。

3)地层水电阻率 原始地层水电阻率采用开发方案设计阶段的地层水电阻率，调整阶段的地层水电阻率是原始地层水与注入水混合后的值，因此准确计算混合水电阻率是评价水淹层剩余油饱和度的关键，在BZ油田测井解释过程中，采用了混合水电阻率模型[14-17]。

溶液导电的本质是溶液中离子的定向移动，溶液混合前后应满足离子平衡条件，结合岩石体积物理模型可得到：

(2)

式中：cwm、cwc、cwi分别为混合液矿化度、原始地层水矿化度、注入水矿化度，mg/L；Swc为束缚水饱和度，%。

该式即为混合液地层水离子导电模型，结合前人对溶液电阻率、温度以及矿化度关系的研究[18]，地层混合水电阻率可表示为：

(3)

式中：Rwm为地层混合水电阻率，Ω·m；T为地层温度，℃；α为温度系数，通常取0.025；β为常数，通常取-0.95。

当地层电阻率Rt采用调整井实测的电阻率Rd，地层水电阻率Rw采用混合液地层水电阻率Rwm时，由印度尼西亚公式得到的含水饱和度为当前调整阶段时期的含水饱和度：

(4)

联立式(2)、(3)、(4)即可获得地层混合水电阻率Rwm和当前的含水饱和度Sw。

2.2 驱油效率计算

基于以上分析，采用双饱和度法[12,19]可以确定当前油层的驱油效率η，公式为：

(5)

为确定水淹级别，通常将含水率作为评价参数，水淹解释过程中需要根据相渗曲线关系将驱油效率转化为含水率，BZ油田驱油效率与含水率关系可根据本油田相渗数据计算获得(见图4)，按照行业标准，以含水率10%、40%、80%作为水淹级别[4]界限，得到该油田水淹级别判断标准见表1。

表1 BZ油田水淹级别判断标准

3 多层油藏含水率表征模型

为评价多段油层合采初期的产能，需要对投产初期的含水率做出准确预测，传统方法以数值模拟和类比法为主，对实钻井资料利用不够充分。本部分在水淹定量评价的基础上对多层油藏投产初期含水率进行定量预测，该方法采用加权平均的方式，对所有层段的水淹解释结果进行加权平均，预测得出所有层段同时打开后的综合含水率。

流体在储层孔隙中的流动符合达西定律，根据水电相似原理，某一层段的产液量可表示为[20]：

(6)

式中：qL为产液量，m3/d；P为储层任一点压力，MPa；r为储层任一点位置，m；Rw为井筒半径，m；R为储层渗流阻力，MPa·d/m4。

根据两相渗流理论[21]，此处渗流阻力可表示为：

(7)

式中：K为储层渗透率，10-3μm2；h为储层厚度，m；Krw为水相渗透率，无因次；Kro为油相渗透率，无因次；μw为水相黏度，mPa·s；μo为油相黏度，mPa·s。

为直观描述渗流阻力的大小，根据文献[22]，在此引入流度Mt：

(8)

由(8)式可以看出流度的大小取决于岩石相对渗透率的大小，类似地，通过相渗公式转换，可以得到流度与驱油效率的关系曲线，如图5所示。

联立式(6)、(7)、(8)，储层产液量展开式为：

(9)

假设油藏共有n个小层，对每个小层进行加权平均可得多层油藏综合含水率Fw：

(10)

将式(9)带入式(10)，并化简：

(11)

由式(11)可以看出，与储层综合含水率直接相关的两个动态参数分别为单层段的流度和含水率，这两个动态参数可以通过测井解释结果(驱油效率)转化得到。

4 矿场实例分析

BZ油田在开发调整阶段共实施了13口定向井(6注7采)，根据本文水淹级别定量评价方法对调整井各层段水淹情况解释并对投产后含水率进行预测。以B31井为例，在未水淹油层段反演的原始电阻率基本上与相移电阻率重合，而在水淹层段，反演的原始电阻率则明显比相移电阻率高，且水淹程度越高，二者的幅度差越大(见图6)。表2为B31井综合含水率预测所用到的评价参数，考虑到第6号小层水淹程度较高且5号小层未进行避射，在实际计算过程中5号小层的驱油效率选用两个小层的平均值，最终预测综合含水为53.5%。

表2 BZ油田调整井综合含水率定量评价参数(以B31为例)

图7为B31井投产后开采特征曲线，该井投产后3个月内的综合含水率维持在50%至60%之间，与预测值较为吻合。根据射孔原则，采用本文方法对其他6口采油井投产初期综合含水率进行预测，预测含水率与实际生产情况符合程度超过80%(见图8)，验证了新方法是准确可靠的。该方法可为油田剩余油分布研究、调整井射孔方案敏感性分析、采油井电泵排量合理选择等提供技术支持。

5 结论与认识

1)基于Sand-2砂体测井响应特征分析，明确了BZ油田油层水淹前后的测井响应差异和特点，并根据双饱和度法给出油田水淹级别判断标准；

2)基于水淹定量评价结果，结合水电相似原理和两相渗流理论，建立了多段油层合采井综合含水率定量表征模型，模型表明与综合含水率直接相关的两个动态参数为单层段的流度和含水率，可通过驱油效率换算得到；

3)新方法成功指导了BZ油田调整井投产初期的含水率预测，弥补了渤海油田多层油藏综合含水率预测方法的局限性，可为后续类似油田的调整研究提供参考。