一种定量判别储层流体性质的新方法

2016-04-27 05:44刘海涅杨玉卿刘海波李扬申小虎中海油田服务股份有限公司北京101149

长江大学学报(自科版) 2016年5期

刘海涅，杨玉卿，刘海波，李扬，申小虎　(中海油田服务股份有限公司，北京 101149)

一种定量判别储层流体性质的新方法

刘海涅，杨玉卿，刘海波，李扬，申小虎(中海油田服务股份有限公司，北京 101149)

[摘要]在录井技术及常规测井难以有效确定储层的流体性质时，基于电缆测压取样，在地面进行油水样分离后，采用现场水分析技术和现场原油高温高压物性分析技术，可以快速有效地解决该难题。对于水样，利用现场水分析技术可以确定其离子组成、总矿化度以及泥浆滤液与地层水的体积，再根据图版法，可以计算出地层水在地层条件下的体积。对于油样，利用现场原油高温高压分析技术，可以确定原油的黏度、体积系数等高压物性参数，并计算出原油在地层条件下的体积。根据取样在地层条件下原油与地层水的比例，即可定量地确定储层的流体性质。该判别结果较目前测井解释结论进一步定量化，且可有效确定储层，特别是油水同层的含水比例或产水率，有效指导油田的勘探开发作业。

[关键词]储层流体性质；定量判别；现场水分析技术；电缆测压取样；原油高温高压物性分析

目前，储层流体性质的判别方法有很多，比较常用的方法是通过录井技术[1，2]、测井技术[3～6]来定性识别流体性质。通常情况下，在岩性相同、物性相似、孔隙结构相近的储层中，可以根据电阻率的变化来判断储层是否含水。一般先找出一个标准水层，反算地层水电阻率，然后判断储层的流体性质。但由于储层岩性的多样化、孔隙结构的差异大，尤其是在油藏关系复杂、油(气)水层测井响应分异小时，储层流体性质的判别就有很多局限性和挑战性，如油(气)层中是否含水、含水多少、能够产出多少水等难以定量计算，使测井解释存在难以定论的问题。特别是对于油(气)水同层或者含水油(气)层，也只是一个定性的概念，究竟该类储层含水多少无法定量，因此，目前的流体判断方法对油田开发指导意义有限。但是，油(气)水同层或者含水油(气)层也可能具有很大的开发潜力[7,8]。在试油阶段，根据勘探试油工作规范[9]，当储层测试油水同出时，把含水率小于5%的产层定义为纯油层，含水率5%～20%的产层定义为含水油层。显然，通过试油可以对储层流体性质的解释更加细化，也能够有效指导油田的后期开发作业。笔者基于电缆测压取样，在地面进行油水样分离后，采用现场水分析技术和现场原油高温高压物性分析技术，力求实现在勘探阶段，不仅能够有效判别储层的流体性质，而且要针对油层，定量计算出产水比例或产水率，尽可能节约昂贵的测试费用。

1方法原理

笔者提出的储层流体性质定量判别方法主要依托电缆测压取样技术，通过现场水分析技术和现场原油高温高压物性分析技术，分别对油层电缆测压取样获得的水样和油样进行快速分析，定量计算出油层，特别是油水同层的含水比例，为产能计算、储量预测提供基础参数。

1.1原油高温高压物性分析

现场原油高温高压物性分析技术主要是利用QUAD PVT仪器[12,13]，在海上作业现场，对电缆测压取样的油样，快速进行黏度试验、恒质膨胀试验、单次脱气试验，然后根据试验数据分析，获得地层条件下原油的黏度、体积系数、体积收缩率、原油密度、单次脱气气油比、脱气油密度参数、地层原油泡点压力、Y函数、热膨胀系数、压缩系数等所有地层流体高压物性数据，提高对油藏高压物性描述的精度和速度，满足海上油藏快速评价及勘探阶段快速评价的要求。

该仪器由3套主要设备组成，包括原油PVT釜、自动气体体积计量计、高压毛细管黏度计。原油PVT釜体分为上、下2部分：上釜体积为100cm3，主要进行气体(凝析气)试验，并与自动气体体积计量计连接；下釜体积为30cm3，主要进行黑油试验。2个釜体中间设有光纤探头，探测原油中产生的气泡，确定泡点压力；下釜底端配有震动搅拌设备。该釜体独特的设计，有效地减少了仪器占据的体积，使仪器在现场应用更加方便。该套原油PVT釜能够完成原油样品的恒质膨胀、原油脱气等试验，可获得气油比、泡点压力、体积系数、压缩系数、膨胀系数等PVT参数。高压毛细管黏度计工作原理是基于Poiseuine定律：

(1)

式中：μ为油藏流体的黏度，Pa·s；r为管子半径，m；L为管子长度，m；Δp为毛细管上、下压力之间的压差，Pa；Q为流量，m3/s；k为常数，m3。

1.2现场水分析技术

水样一般为地层水和泥浆滤液的混合物，同时K+不易发生化学反应，样品中K+的来源也只能为地层水或泥浆滤液，即混合样品中K+质量浓度乘以样品体积等于泥浆中K+质量浓度乘以泥浆滤液体积与地层水中K+质量浓度乘以地层水体积之和。

假设样品体积为1，经过推导，样品中泥浆滤液混入量的计算公式如下：

(2)

式中：M为样品中泥浆滤液混入的比例，%；ρ2为样品中K+的质量浓度，mg/L；ρ1为泥浆滤液中K+的质量浓度，mg/L；ρ0为地区地层水中K+的质量浓度，mg/L。

地层水中K+的质量浓度取地区经验值，样品中K+的质量浓度一般相对小很多，而泥浆滤液中却很高，所以经验值的选取对计算结果影响很小。

同样经过推导，纯地层水矿化度的计算公式如下：

(3)

式中：S0为纯地层水总矿化度，mg/L；S2为地层取样样品总矿化度，mg/L；S1为泥浆滤液总矿化度，mg/L。

2分析流程

图1　储层流体性质定量判别流程图

在上述分析的基础上，根据现场水分析技术所确定的水样中地层水的比例或体积，利用PVT设备分析出地层水的体积系数，计算出其在地层条件下的体积；同样，对于油样，根据现场原油高温高压分析所确定原油的体积系数，把地面条件下取得的油样体积转化为地层条件下的原油体积；最后，根据地层条件下油层中油与水的比例，可定量地确定储层的流体性质，进而确定出储层的产水率。储层流体性质定量判别的思路及流程如图1所示。

3应用实例

笔者提出的新技术在中国海域

应用后，对高温高压以及复杂岩性等油气藏流体性质的识别发挥了重要作用。现以南海北部湾盆地的2口井为例来说明定量判别油层的方法。

A井为北部湾涠洲凹陷的第1口预探井，目的是落实该井所在构造浊积体的含油气性、储集物性及产能数据。利用现场水分析技术对水样样品进行分析，分析结果见表1。从表1中看出，水样中泥浆滤液的混入比例为61.5%，计算出地层水体积为100×(1-61.5%)=38.5mL。根据电缆测压取样，地层压力2714psi(1psi=6.895kPa)，地层温度94.36℃，利用PVT仪器分析出地层水体积系数为1.03；根据地层水体积系数计算出地层条件下地层水体积为38.5×1.03=39.7mL。对于油样，根据PVT样品分析结果可知，原油体积系数约为1.50，计算出地层条件下原油体积为700×1.50=1050mL。

图2是该井目的层段的测井响应曲线图。

图2　北部湾涠洲凹陷A井目的层段测井响应曲线图

样品名称深度/m阴、阳离子的质量浓度/(mg·L-1)HCO-3Cl-SO2-4Na+NH+4K+Ca2+Mg2+样品总矿化度/(mg·L-1)钠钾离子比值泥浆混入比例/%泥浆滤液45122746037951072731117901997849665510.60样品51993.529726206813207689111311428439586871.1961.5

从图2可以看出，在1992.3～1996.0m井段，泥质含量较低，孔隙度较好，气测值较高；但随着物性变好电阻率有下降趋势，流体性质难以确定。为此，决定在电阻率较低的1993.5m处，利用RCI(reservoir characterization instrument)进行测压取样，泵抽197.8min，泵抽出流体体积42500.00mL，取得油样体积700mL，水样体积100mL，气样体积0.48ft3(1ft=0.3048m)。

根据上述样品现场快速分析结果，最终计算出该储层样品在地层条件下含油1050mL，含水39.7mL，总体积为1089.7mL。由此可知，该储层含水率为3.6%，低于5%，按照相关规范[7,10]，该储层流体性质可解释为油层，但油层电阻率下降与储层含少量可动地层水有关。

B井为北部湾乌石凹陷的一口预探井，目的是落实乌石凹陷的含油气性，争取实现凹陷中浅层油气勘探突破。利用现场水分析技术对水样进行分析，分析结果见表2。从表2中看出，泥浆滤液混入比例3.9%，计算出水样中地层水体积为330×(1-3.9%)=317.1mL。根据电缆测压取样地层压力5065psi，地层温度136.9℃，利用PVT设备分析出地层水体积系数为1.06，根据体积系数计算出地层条件下地层水体积317.1×1.06=336mL。根据油样PVT样品分析结果，体积系数1.50，计算出地层条件下原油体积100×1.50=150mL。最终计算出该层含水率30.1%，高于20%，按照相关规范[7,10]，该储层流体性质可解释为油水同层。

图3是该井目的层段的测井响应曲线图，可以看出，该井在3579.9～3582.4m井段，砂体特征明显，物性较好，气测值也有所上升，但是电阻率有下降趋势。为确定储层流体性质，决定在3580.2m处利用RCI进行测压取样，泵抽作业330min，泵抽出流体体积114000mL，获得油样体积100mL，水样体积330mL，气样体积0.90ft3。