時(shí)移測井飽和度擬合方法及其在珠江口盆地油田開發(fā)調(diào)整中的應(yīng)用

伍文明 張 偉 李 偉 王亞會 孫更濤

(中海石油(中國)有限公司深圳分公司)

時(shí)移測井飽和度擬合方法及其在珠江口盆地油田開發(fā)調(diào)整中的應(yīng)用

伍文明 張 偉 李 偉 王亞會 孫更濤

(中海石油(中國)有限公司深圳分公司)

NHB油田是珠江口盆地(東部)一個(gè)已進(jìn)入開發(fā)中后期的小型多層砂巖油田,油層厚度較薄,主要采用大斜度井多層合采,由于大斜度井作業(yè)困難,油田無生產(chǎn)測井、分層測試資料,常規(guī)歷史擬合的多解性對剩余油分布研究提出了極大的挑戰(zhàn)。提出了采用時(shí)移測井飽和度擬合指導(dǎo)油藏模型校正的新方法,其主要思路是將隨鉆測井解釋飽和度作為擬合參數(shù),通過擬合模型飽和度和對應(yīng)時(shí)間同一位置隨鉆測井解釋含油飽和度實(shí)現(xiàn)對地質(zhì)模型的迭代修改,再結(jié)合常規(guī)歷史擬合從時(shí)間和空間上對油藏剩余油分布進(jìn)行分析,使模型逐漸接近油藏實(shí)際。應(yīng)用效果表明,采用生產(chǎn)數(shù)據(jù)和時(shí)移測井飽和度雙參數(shù)擬合方法顯著降低了油藏模型多解性,為油田精細(xì)開發(fā)提供了良好基礎(chǔ)。

時(shí)移測井;飽和度擬合;油田開發(fā)調(diào)整;剩余油分布;分層劈產(chǎn);珠江口盆地

油藏多層合采在海上油田開發(fā)中十分普遍,其中產(chǎn)量的合理劈分對剩余油分析非常關(guān)鍵。研究表明,常規(guī)測井信息是迄今為止精度最高的地層靜態(tài)信息之一,遵循地質(zhì)約束測井、巖心刻度測井的原則可以較好地將測井信息轉(zhuǎn)化為所需的地質(zhì)信息,從而更好地服務(wù)于油田開發(fā)工作[1]。通過時(shí)移測井飽和度擬合結(jié)合生產(chǎn)數(shù)據(jù)擬合循環(huán)校正各生產(chǎn)層的貢獻(xiàn)比例,使油藏模型逐漸逼近油藏實(shí)際,從而可獲得合理可靠的剩余油分布。

在國外,Wilson曾嘗試?yán)脮r(shí)間推移隨鉆測井進(jìn)行地層評價(jià)[2];Yao&Holditch提出了利用時(shí)間推移測井資料確定油藏滲透率的方法[3]。在國內(nèi),譚廷棟對時(shí)間推移測井給出了明確的定義,并對時(shí)間推移測井原理、資料解釋進(jìn)行了探討[4];汪中浩提出了利用生產(chǎn)測井時(shí)間推移測井資料確定油水相對滲透率曲線的方法[5];孫建孟提出了用時(shí)間推移測井計(jì)算原始含水飽和度的方法[6];趙軍龍?zhí)岢隽擞脮r(shí)間推移的測井信息確定油水界面變化方法[1];其他文獻(xiàn)中也介紹了利用時(shí)移地震進(jìn)行油氣藏描述的研究方法[7-10]。

上述研究中都運(yùn)用了時(shí)間推移的思想開展了相關(guān)研究,但基于時(shí)移測井飽和度擬合指導(dǎo)剩余油分析的研究工作少見報(bào)道。筆者提出了采用時(shí)移測井飽和度擬合指導(dǎo)油藏模型校正的新方法,在珠江口盆地NHB油田開發(fā)調(diào)整研究中采用了時(shí)移測井飽和度擬合技術(shù)指導(dǎo)模型劈產(chǎn),解決了因無劈產(chǎn)資料以及測試資料不足導(dǎo)致的模型不確定性,為后續(xù)油田調(diào)整方案的實(shí)施提供了良好基礎(chǔ)。

1 研究區(qū)概況

NHB油田是珠江口盆地(東部)一個(gè)小型砂巖油田,油藏厚度介于1.2～8.7 m,油藏面積介于0.88～3.78 km2,具有面積小、油藏多的特點(diǎn),儲層為三角洲平原—三角洲前緣沉積。該油田于20世紀(jì)90年代中期投入開發(fā),主要依托相距8 km的NHA平臺鉆大位移井進(jìn)行生產(chǎn),其中15口生產(chǎn)井均為多層合采井,射孔垂深在190～500 m。該油田目前已進(jìn)入開發(fā)中后期,采出程度已達(dá)到35%,剩余油非常分散,繼續(xù)采用大位移井進(jìn)行開發(fā)的難度和風(fēng)險(xiǎn)日益增加。

2 油田開發(fā)調(diào)整面臨的挑戰(zhàn)

由于NHB油田地質(zhì)因素及開發(fā)條件的特殊性,油藏剩余油的研究以及開發(fā)調(diào)整都面臨極大的挑戰(zhàn),主要表現(xiàn)在以下幾個(gè)方面。

2.1 大位移井工程問題突出

NHB油田油藏埋深在2 800 m以內(nèi),距生產(chǎn)平臺的水平距離近8 km。該油田一直依靠NHA平臺采用大位移井進(jìn)行開發(fā),由于井型原因使得油田生產(chǎn)、作業(yè)存在很大困難,具體表現(xiàn)在:大位移井的固井質(zhì)量難以保證;大位移井井段長、斜度非常大,側(cè)鉆和修井等工程作業(yè)十分困難,生產(chǎn)管柱完整性很難保證。

2.2 油井生產(chǎn)數(shù)據(jù)難以準(zhǔn)確反映油藏動(dòng)態(tài)

由于NHB油田大位移井工程問題突出(如生產(chǎn)管柱損害嚴(yán)重),油井生產(chǎn)含水和油藏實(shí)際存在很大出入。例如,Y18井由于出砂導(dǎo)致投產(chǎn)4個(gè)月后含水突然猛增,2000年10月10日含水率達(dá)到了90%;進(jìn)行修井作業(yè)后,含水上升得到了一定控制, 2001年4月1日含水率降到了37%(見圖1)。顯然,工程問題突出時(shí)油井含水不一定反映油藏動(dòng)態(tài)。

圖1 珠江口盆地NHB油田Y18井生產(chǎn)動(dòng)態(tài)曲線

2.3 層間關(guān)系不清

NHB油田基本采用大位移井多層合采,由于層內(nèi)和層間非均質(zhì)性比較強(qiáng),各層貢獻(xiàn)存在很大的不確定性。另外,由于該油田大位移井作業(yè)困難的限制,測試獲取資料十分困難,目前油田沒有任何分層測試資料(PLT),導(dǎo)致油藏模型難以準(zhǔn)確建立。

2.4 采用常規(guī)的劈分方法解釋存在困難

常規(guī)劈分方法一般是采用滲透率、地層系數(shù)等進(jìn)行劈分,只考慮了靜態(tài)的理想狀態(tài)下油井的產(chǎn)量貢獻(xiàn),而未考慮動(dòng)態(tài)因素的影響(如生產(chǎn)制度變化和井間干擾等),同時(shí)也未能考慮大位移井實(shí)際井況(如實(shí)際鉆井中對井筒或某層的污染等),導(dǎo)致層間貢獻(xiàn)的不確定性增大[11]。

3 時(shí)移測井飽和度擬合方法的提出及在油田開發(fā)調(diào)整中的應(yīng)用

3.1 時(shí)移測井飽和度擬合方法的提出

時(shí)移測井飽和度擬合方法是在進(jìn)行常規(guī)生產(chǎn)動(dòng)態(tài)擬合的基礎(chǔ)上,利用不同時(shí)期已鉆井的隨鉆測井資料分析油藏剩余油分布的一種方法。一般而言,在構(gòu)造等高位置、物性相同的條件下原始含油飽和度基本一致。而隨著油田的開發(fā)生產(chǎn),油柱高度和含油飽和度都會發(fā)生變化。本文提出的時(shí)移測井飽和度擬合方法是利用模型中的油柱高度(含油飽和度)來擬合對應(yīng)時(shí)間同一位置隨鉆測井解釋的油柱高度,通過不斷迭代修改靜態(tài)模型,使模型的油柱高度(含油飽和度)不斷逼近隨鉆測井解釋油柱高度(含油飽和度),從而指導(dǎo)油藏模擬中的分層劈產(chǎn)。通過不同時(shí)間、不同井點(diǎn)的模型與隨鉆測井含油(含水)飽和度擬合,動(dòng)態(tài)檢驗(yàn)各階段各油藏的分層出油比例,并結(jié)合生產(chǎn)動(dòng)態(tài)擬合循環(huán)校正模型,提高模型的可靠性。

3.2 在油田開發(fā)調(diào)整中的應(yīng)用

3.2.1宏觀上對油層進(jìn)行分析

在進(jìn)行時(shí)移測井飽和度擬合之前,首先全面分析油層測井資料,在宏觀上對各層動(dòng)用程度(貢獻(xiàn)比例)進(jìn)行定性排序。由于NHB油田無任何劈分資料,宏觀上對油藏動(dòng)態(tài)的初步認(rèn)識有助于減少時(shí)移測井飽和度擬合的試算次數(shù),從而加快歷史擬合的進(jìn)度。

3.2.2通過生產(chǎn)井診斷技術(shù)剔除無效生產(chǎn)時(shí)間段

由于各種工程原因,NHB油田的生產(chǎn)井井筒完整性被破壞后,來自非生產(chǎn)層的地下水會進(jìn)入井筒,井口測試將會出現(xiàn)含水劇增等無效數(shù)據(jù),模型的含水不能完全體現(xiàn)油藏實(shí)際動(dòng)態(tài)。因此,開展數(shù)值模擬工作前需要根據(jù)泵吸入口的溫度變化、含水以及采液指數(shù)的變化等指標(biāo)診斷生產(chǎn)井是否正常生產(chǎn),從而利用有效時(shí)間段生產(chǎn)數(shù)據(jù)指導(dǎo)模型動(dòng)態(tài)校正。

3.2.3應(yīng)用時(shí)移測井飽和度擬合方法指導(dǎo)油藏模擬中的分層劈產(chǎn)

以測井解釋的含水飽和度為觀測數(shù)據(jù),擬合模型與觀測數(shù)據(jù)同時(shí)間點(diǎn)上的飽和度,從而指導(dǎo)油藏模擬中的分層劈產(chǎn)(從油藏空間概念上可分為平面上剩余油分布研究和縱向上合采井劈產(chǎn))。

1)指導(dǎo)平面上剩余油分布研究

Y17井為NHB油田第2口生產(chǎn)井,在該井取得隨鉆測井信息時(shí),該油田只有Y14井生產(chǎn),因此可以通過Y17井來檢驗(yàn)?zāi)Ｐ椭衁14井的劈產(chǎn)是否合理。過Y17井Z13油藏模型與測井飽和度擬合結(jié)果如圖2所示,可見擬合前Z13油藏對Y14井貢獻(xiàn)比例過多,導(dǎo)致模型中Y17井點(diǎn)處出現(xiàn)Z13油藏過驅(qū),油水界面上升高于實(shí)際,最終通過多次調(diào)整模型得到了較好的擬合。以此類推,隨著不斷增加新鉆井資料,能不斷通過后續(xù)井的信息檢驗(yàn)前期井的分層劈產(chǎn)情況。

圖2 珠江口盆地NHB油田過Y17井Z13油藏模型與測井飽和度擬合圖及井點(diǎn)位置圖

2)指導(dǎo)縱向上合采井劈產(chǎn)

在縱向上同樣可以利用模型與測井飽和度擬合指導(dǎo)模型校正。過Y24ST1井Z4D4和Z11油藏模型與測井飽和度擬合結(jié)果如圖3所示,可見擬合前Y24ST1井點(diǎn)處模型在Z4D4油藏過驅(qū)而在Z11油藏中貢獻(xiàn)比例不夠,最終通過調(diào)整Y24ST1井之前各井出油比例,使2個(gè)油藏模型都得到了較好的擬合。

按照上述方法,從油田投產(chǎn)開始逐步擬合各油藏平面上和縱向上出油比例,直至所有測井信息都被利用上,并對每個(gè)油藏形成一個(gè)圖版。當(dāng)然,由于模型具有多解性,時(shí)移測井飽和度擬合要與常規(guī)歷史擬合同時(shí)進(jìn)行,通過反復(fù)擬合既要達(dá)到使生產(chǎn)動(dòng)態(tài)數(shù)據(jù)得到擬合,同時(shí)也要使各油藏測井飽和度也得到較好的擬合,從而指導(dǎo)油藏模擬中的分層劈產(chǎn)。

油藏應(yīng)用效果表明,采用時(shí)移測井飽和度擬合方法不僅可以指導(dǎo)模型劈產(chǎn),還可以用于評價(jià)潛力的合理可靠程度。如圖4所示,NHB油田Z12油藏飽和度擬合整體上較為合理,但Z12油藏過Y14ST1井模型含油飽和度比測井解釋偏高,這種情況下若在Y14ST1位置部署新井,模型預(yù)測產(chǎn)量將過于樂觀。因此,只有結(jié)合歷史生產(chǎn)數(shù)據(jù)擬合和時(shí)移測井飽和度擬合,運(yùn)用雙參數(shù)約束反復(fù)擬合手段不斷對模型進(jìn)行調(diào)整,才能使模型逐漸接近油藏實(shí)際,方案編制的基礎(chǔ)才更為可靠。

圖3 珠江口盆地NHB油田過Y24ST1井Z4D4和Z11油藏模型與測井飽和度擬合圖及井點(diǎn)位置圖

圖4 珠江口盆地NHB油田Z12油藏時(shí)移測井飽和度擬合圖

4 結(jié)論

1)本文提出的時(shí)移測井飽和度擬合方法能動(dòng)態(tài)檢驗(yàn)各階段各油藏的分層出油比例,結(jié)合生產(chǎn)動(dòng)態(tài)歷史擬合循環(huán)校正模型,降低了因分層測試資料不足帶來的多解性,提高了模型的可靠程度。

2)時(shí)移測井飽和度擬合方法在珠江口盆地NHB油田開發(fā)調(diào)整中的成功應(yīng)用,為指導(dǎo)該油田模型劈產(chǎn)和剩余油分布研究提供了有效手段,也為該油田開發(fā)方案的編制和實(shí)施提供了良好支撐,在采用合采井進(jìn)行開發(fā)的油田中具有廣闊的應(yīng)用前景。

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A match method of time-lapse logging saturation and its application in the development adjustment of an oilfield in Pearl Mouth River basin

Wu Wenming Zhang Wei Li Wei Wang Yahui Sun Gengtao
(Shenzhen Branch of CNOOC Ltd.,Guangzhou,510240)

As a small sandstone oilfield with multiple pays in Pearl Mouth River basin(its east part),NHB has been in the middle-late stage of development,and the commingled multiple-zone production through highly-deviated wells was used due to its thin pays.Without the data of production logging and zonal testing due to the operation difficulties in highly-deviated wells,the ambiguity of conventional history matching may give a great challenge to the research on remaining oil distribution.Thus a new method to guide the calibration of reservoir models by using the match of timelapse logging saturation was developed,in which the saturation interpreted from logging while drilling(LWD)was used as the matching parameter, the geology model was corrected with iteration bymatching the model saturation with the actual saturation from LWD at the same time and same location,and the remaining oil distribution was temporally and spatially analyzed by combining with the conventional history matching,in order to gradually approximate the model to the actual oil reservoir.The application results have shown that this dual-parameter matching of production data and time-lapse logging saturation data can significantly reduce the ambiguity of a reservoir model and provide a good basis for the refined development of an oilfield.

time-lapse logging;saturation match; oilfield development adjustment;remaining oil distribution;stratified production split;Pear Mouth River basin

2013-12-12改回日期:2014-03-18

(編輯:張喜林)

伍文明,男,2008年畢業(yè)于成都理工大學(xué)能源學(xué)院,獲油氣田開發(fā)工程專業(yè)碩士學(xué)位,現(xiàn)主要從事油藏管理與油藏?cái)?shù)值模擬工作。地址:廣州市江南大道中168號海洋石油大廈1007室(郵編:510240)。