马岭油田BS区延10油藏水淹层测井响应特征分析

高 媛,吴少波,王 琛,丁湘华

(1.西安石油大学地球科学与工程学院,陕西西安710065;2.新疆油田分公司实验检测研究院油田化学剂质量监督检验站,新疆克拉玛依834000)

我国多数油田都采用早期注水开发方式。开发区注入水后,储层经过水驱油,油层的岩石物理化学性质、流体性质、油气水分布规律以及孔隙结构等都在发生改变。这些改变在水淹层的自然电位、密度、电阻率、声波时差、RFT等测井数据上都有明显反映。造成测井数据对水淹层的评价和解释有显著影响的原因大致有三方面:一是随着注水量的持续增加,注入水对岩石产生冲洗作用,使岩石的化学、物理性质发生了改变,尤其是清、污混注环境下的改变更为复杂;二是随着互层不断注水开发,油层含油饱和度不断降低,但含水饱和度却持续增加,使深、中探测电阻率曲线数值变小;三是多层砂岩的油层压力不均衡改变,造成生产井产层的压力系数差异大[1-5]。本文通过分析BS区延10油藏从注水开发到现阶段,自然电位、电阻率、声波时差、自然伽马等曲线特征的变化规律,对BS区延10油藏水淹层精细解释及水驱规律进行研究,认识延10油藏水淹程度,对制定提高采收率技术对策提供参考依据。

1 油田概况

BS区位于马岭油田北部木钵河间丘上,为鼻状隆起,1998年投入开发,开采层系为侏罗系延9、延10油层组,动用含油面积6.5 km2,动用地质储量259.12×104t,动用可采储量71.83×104t。区块开采初期,产量较为稳定,但从2000年下半年开始,含水逐渐上升,产油量急剧下降,目前区块已进入高含水期,综合含水已接近90%。受储层非均质性、水淹等因素影响,油藏地质储量采出程度低(23.68%),剩余油地质储量大(197.748×104t)、注水开发效果差,已成为制约提高油藏最终采收率的突出问题。

2010年,在BS区开展二元驱试验,试验区面积0.72 km2、地质储量28.8×104t,2011 年完钻新井23口(其中检查井3口),目前已完试12口均出水,试油结果与测井解释不符。因此,通过对BS区延10油藏水淹层精细解释及水驱规律研究,认识延10油藏水淹程度及水驱规律,对制定提高采收率技术对策具有重要意义。

2 水淹层测井响应特征

2.1 电阻率响应特征

根据阿尔奇公式,对于给定地区一定孔隙度的地层,地层混合液电阻率与含水饱和度决定水淹层的电阻率[6-7]。储层水淹后,因为含水饱和度的增加,未水淹油层电阻率要比水淹层感应电阻率或4 m梯度电阻率高,水洗强度越低,4 m梯度电阻率或水淹层感应电阻率越高。BS区延10大部分水淹层具有此种特征。

图1是木14-10井与木H9-2、木H7-3、木H6-3延10层测井曲线对比,从图中看出,木H9-2井含水率34.7%,水淹程度相对较弱,而木H6-3井含水率达到100%,电阻率明显降低10～40 Ω·m,属强水淹层。

图1 木14-10、木H9-2、木H7-3与木H6-3井测井曲线对比Fig.1 Logging curve comparison of Mu14-10、MuH9-2、MuH7-3 and MuH6-3 well

图2是木11-9井与木H3-1井延10层测井曲线对比,2口井相距120 m左右。从图2看出,木11-9井延1012-1油层段深感应电阻率为30～90 Ω·m,4 m梯度电阻率为50～100 Ω·m,试油结果为日产油70.03 t,含水率为0。木H3-1井对应井段试油结果为日产油0 t,产水25.8 m3,含水率100%,属强水淹层,其深感应电阻率下降了10～40 Ω·m,4 m梯度电阻率也相应下降了10～40 Ω·m。

图2 木11-9与木H3-1井测井曲线对比Fig.2 Logging curve comparison of Mu11-9 with MuH3-1 well

图3、图4分别为相邻的木14-9井与木H9-2井、木13-8井与木H8-1井的测井曲线对比图,可以看出,对于未水淹及弱水淹油层,其电阻率的变化不明显。

图3 木14-9与木H9-2井测井曲线对比Fig.3 Logging curve comparison of Mu14-9 with MuH9-2 well

图4 木13-8与木H8-1井测井曲线对比Fig.4 Logging curve comparison of Mu13-8 with MuH8-1 well

因此,从测井曲线对比图中可以看出,后期投产井(储层已被水淹)的电阻率小于早期投产井(储层未被水淹)的储层原始电阻率。同时还可以利用储层电阻率下降这一现象来判断储层水淹的可能性。一般同一地区的同一储层,地层原始电阻率处在一个相对固定的区间内,随着油藏注水开发的进行,当储层电阻率明显小于地层原始电阻率时,则可以认为储层可能已被水淹。

2.2 声波时差响应特征

油藏注水开发的后期,储层声波时差常常出现增大的现象,油层水淹是出现这一现象的主要原因。其机理是:①在储层中的黏土矿物吸收注入水发生体积膨胀,使储层岩石结构发生变化,孔隙度增大,从而导致声波时差增大;②由于岩石中存在的离散状黏土颗粒和泥质成分被注入水溶解或冲刷,致使岩石内部孔隙、喉道半径增大,从而使声波时差增大;③注水开发能导致目前地层压力大于原始地层压力,从而压开一些裂缝,导致声波时差增大[8-10]。图2中,晚期投产的木H3-1井,其声波时差略大于初期投产的木11-9井的对应井段。弱水淹油层及未水淹油层声波时差基本无变化(图3—图4)。

据BS区延10资料统计,油层水淹后声波时差比水淹前的声波时差有升高的趋势,但并不是很明显,说明在研究区注水开发过程中,声波时差受到储层水淹的影响很小。

2.3 自然伽马响应特征

实验及测井资料表明,油层水淹后,会出现自然伽马值降低的现象。综合分析,出现这一现象的主要原因是在注水开发过程中,由于岩石中存在的离散状黏土颗粒和泥质成分被注入水溶解或是冲刷,使其在储层中含量降低,进而导致储集层的放射性降低,从而使自然伽马测井值降低。根据对BS区延10油层组实际测井资料的统计分析,油层水淹后地层自然伽马测井值略有降低(图5),但降低幅度不是很明显,所以,在该区单纯利用自然伽马测井值降低来判断水淹层是比较困难的。

图5 木13-11与木H3-4井测井曲线对比Fig.5 Logging curve comparison of Mu13-11 with MuH3-4 well

2.4 自然电位响应特征

随着油田注水开发的进行,水淹层会出现自然电位基线偏移的现象。基线偏移的主要原因在于注入水与地层水矿化度不同,注入水大量进入油层以后,改变了原始地层水矿化度,致使油层水淹部位出现自然电位基线偏移现象[9-17]。

但在BS区延10段油藏,水淹前的老井自然电位和水淹后的新井由于泥浆性能差异较大,导致水淹前老井储层段呈明显的正异常,水淹后新井储层段呈明显的负异常,可对比性较差(图6)。

3 结论及建议

油层水淹后感应电阻率及4 m梯度电阻率降低,声波时差增大,自然伽马测井值略有降低,自然电位幅度减小。水淹层测井解释是一项较为复杂的工作,为了提高本区水淹层的定性及定量解释精度,建议开展碳氧比测井及水淹后储层的岩电分析测试,精确计算水淹层的剩余油饱和度。

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