温西三块高含水期剩余油分布特征及评价方法

温西三块高含水期剩余油分布特征及评价方法

2009年，图汉田的三个单元开始对井网进行加密，并开始进入高含水层。由于剩余油的分散和类型的复杂性，自然坡度降低，采收过程低，剩余油的挖掘潜力大。对此,分析剩余油分布类型及形成原因,优化剩余油评价方法,了解平面剩余油分布规律,充分挖掘层内剩余油至关重要。文章从测井评价角度入手,对其水淹层测井解释及剩余油评价方法进行研究,取得了很好的实际应用效果。1储层水淤地层水权温西三块以辨状河三角洲水下分流河道沉积为主,河道侧向迁移频繁,砂体规模小,单一河道宽度横向变化大,储层粒级混杂,以中细不等粒长石岩屑砂岩为主,高岭石、绿泥石、伊蒙混层等溶蚀后杂乱重填孔隙,导致储层粒间孔、溶蚀粒内孔发育,孔隙结构复杂;岩心分析孔隙度主要分布于15-20%之间,渗透率主要分布于10-100mD之间,属中低孔-中低渗储层。比如5口取芯井岩心分析孔隙度和渗透率相关性分析认为二者关系复杂,毛管压力曲线主要表现为六种类型孔隙,按照流动单元指数分类后,孔隙度渗透率相关性较好(图1),对比2008年完钻的WJ3-X井和油田开发早期的W2X井(1992年完钻)岩心分析物性资料发现,储层水淹后大孔隙、高渗透层比例明显增加,分选性变差(图2),主要原因即储层水淹后物理性质即物性、粘土性质、驱油效率、含油性,尤其是地层水性质等均会发生变化,注入水矿化度与原状地层水矿化度差别越大,测井响应特征越复杂,水淹层测井识别难度越大。测井响应特征上主要表现为储层水淹后声波时差增大,电阻率降低,含油饱和度降低,且物性较好的层段水淹程度强,物性偏差的层段可能存在低阻油层,容易形成剩余油富集区。2剩余油形成和类型分析2.1砂体上厚砂球依据前人研究成果,剩余油形成的原因主要有:(1)由于剖面吸水不均衡,单层内各段受砂体对应性及物性等影响吸水量差别大;(2)沉积微相不同,砂体厚度变化大,注水见效程度小;(3)无注水层对应或注水层不吸水;(4)多向水驱导致压力分散,吸水量小或不吸水;(5)边底水共同作用形成剩余油;(6)高部位注水,底部位厚砂体顶部剩余油形成;低部位注水,高部位形成剩余油;(7)层内层间隔夹层封堵形成剩余油。2.2井内电阻率分析根据密闭取芯井岩心分析资料(图3)显示,水淹层主要有底部水淹和整体水淹两种类型。S23为底部水淹型,测井曲线表现为顶部剩余油,底部水淹,取芯现场描述顶部荧光显示好,滴水缓渗,底部速渗,过套管电阻率测井顶部电阻率数据未测全,底部过套管电阻率高,含水饱和度低,表现为近水边缘特征,试油射开顶部3m初期日产液39.89m3,日产油17.88t,含水45%,结论为弱水淹层。S42为均匀水淹型,取芯现场描述荧光显示较差,油气味淡,滴水速渗,为水淹层。过套管电阻率测井响应值明显低于裸眼井电阻率测井响应值,表现为均匀水淹特征。试油证实为水淹层(日产液35.7m3,含水98%)。统计分析发现该区块主要有四种水淹类型:正、反韵律水淹、复合韵律水淹、均匀水淹,而正韵律水淹容易形成顶部剩余油,所占比例在含油储层中高达33%,与WJ3-X井取芯资料分析结果一致。纵向上分析发现温西三块三间房上油组油水界面落实,开采程度高,注采相对完善,目前S2水淹程度高,剩余油分布少,下油组S3顶部泥岩发育不均匀,随着沉积微相改变厚度变化较大,夹杂发育较多互层,此类储层物性偏差,电阻率相对上油组油层明显降低,有效厚度薄,是形成剩余油的有利目标,另外根据注采关系分析S4为厚度较大的砂体,由于边底水影响,存在多向水驱可能,顶部容易形成剩余油富集带。作为剩余油主要来源的低阻油层,主要有三种类型:(1)薄油层:电性曲线因分辨率限制,受厚度影响大于受含油气性的影响,电阻率低,但孔隙度曲线之间或与电性曲线之间匹配关系好;(2)平面上孤立的砂体或横向上呈局部接触关系的砂体:邻井无注水对应层、邻井注水层注水效果差、砂体内部存在泥质夹层或致密夹层导致受效程度差,测井曲线特征不太明显,需要根据岩性系数与电阻率的交会图版或从平面上注采关系分析进行识别;(3)细岩性储层:岩性细、泥质含量高、含油气不饱满,可从补偿密度与补偿中子相对关系、自然伽马曲线、自然电位曲线结合电性曲线综合识别。平面上分析认为中心部位由于注采井网相对完善,部分井注水开采时间长,水淹程度相对重,而构造边部剩余油较多,但边部地层压力低,物性偏差,开采难度大,所以目前的重点主要以层内剩余油开采为主,层内剩余油主要以顶部剩余油分布最为广泛。3储层水速度计算方法筛选所有二次开发井进行参数图版建立(图4ab),剔除掉粘连层、高阻水淹层后,分别用声波时差和孔隙度与深感应电阻率曲线建立图版发现,声波时差小于220μs/m的为干层,油层电阻率基本大于11Ω·m,水层电阻率小于7.5Ω·m,普通水淹层和低阻油层、油层的区分效果稍差。研究发现,温米油田储层水淹程度强弱与岩性相关,岩性粗的储层更容易水淹,岩性细的储层本身束缚水含量高,因此在解释中构建岩性和侵入系数,通过多参数交会来识别潜力层:令岩性系数B=CN*DEN(标准化后数据),侵入系数为Rt/Rxo,视地层电阻率,分别与声波时差AC、深电阻率曲线交会,优势互补进行半定量分析,譬如侵入系数与声波时差交会图版(图4c)可以相对有效识别高阻水淹层,但常规弱水淹层与油层识别率低,岩性系数与声波时差交会图版(图4d)可以相对有效识别低阻油层,其他交会图版可以相对有效识别常规水淹层,而不能有效识别低阻油层和高阻水淹层。注水后地层自由水为原生地层水(与束缚水性质相同)和注入水的混合液,因此如何取得混合液电阻率成为储层水淹后计算含油饱和度的关键。通过利用地层水分析资料取得的总矿化度、地层温度与埋深之间的关系,计算所得地层混合液电阻率,与利用自然电位幅度差进行反算所得电阻率进行比对(表1)发现,自然电位所受影响因素较多,前者与地层埋深相关性好,因此取用水分析矿化度资料计算所得地层水电阻率。利用阿尔奇公式计算含油饱和度后,利用含油饱和度与产水率关系计算产水率,进行水淹层评价。通过对WX30X井区S32-2砂体含油饱和度和有效厚度进行平面展布(图5)分析发现WX30X井位于剩余油饱和度富集区,砂层厚度7.3m,气测显示较好,全烃值高达45%,测井综合解释为油层。4次测井解释试油建议通过以上综合研究,形成了一套层内剩余油评价方法,由于本区块在构造边部布井,井数较少,利用该套方法在温米油田其他区块进行推广应用效果较好:从表2可以看出,本年度主体块新钻井16口开发井,符合率达到80%。另外利用该套方法在温西一块进行67口井二次测井解释,共解释1086层/7009.04米,优选部分层提供试油建议。WQ1X井(图6)S32-2的2649-2654米原解释结论为水层,与S31-2的油层特征差别大,与二者中间的储层顶部油层物性相当,电阻率相当,二次解释分析后认为S32-2的水层可能为低阻油层,双感应负差异和同向变化特征均没有中间水淹层明显,试油后日产液12.2m3/d,含水5.2%,证实了该套层内剩余油评价方法的应用效果较好,可以在其他类似油田进行推广应用。5基于未固结充填层内剩余油的平面展布(1)温西三块三间房组水淹前后储层特征对比分析发现,水淹后储层大孔隙高渗层比例明显增加,但分选型变差,孔隙结构复杂化;(2)从纵向上、平面上总结剩余油分布类型及形成原因,为剩余油挖潜提供目标;(3)引入侵入系数和岩性系数等敏感参数,能相对有效识别高阻水淹层和低阻油层,低阻油层和正韵律水淹中有隔层的弱水淹层应作为层内剩余油挖掘的重点对象;(