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    測井綜合指數(shù)法識別新井高滲條帶

    2014-12-13 05:27:40郭長春
    測井技術(shù) 2014年6期
    關(guān)鍵詞:孤東微電極新井

    郭長春

    (中國石化股份勝利油田分公司地質(zhì)科學(xué)研究院,山東 東營207015)

    0 引 言

    油藏經(jīng)過長期注水開發(fā),動態(tài)非均質(zhì)變強(qiáng),滲透率和孔喉半徑增大,導(dǎo)致在局部區(qū)域內(nèi)會出現(xiàn)低效、無效的注入水或注入液循環(huán)[1-3]。喇嘛甸油田、薩爾圖油田、勝坨油田、孤東油田等中國東部老油田的主力開發(fā)單元都發(fā)育高滲條帶[4-8],高滲條帶存在使注入水沿高滲條帶低效、無效循環(huán),導(dǎo)致油井的含水率升高,生產(chǎn)成本上升,開發(fā)效益下降,還造成化學(xué)驅(qū)油劑的大量浪費(fèi)[9],給老油田的高效開發(fā)帶來很大壓力。高滲條帶一直是油藏研究的重點和難點之一,形成了一系列的高滲條帶識別和堵調(diào)方法[10-12]。本文將低效、無效的條帶狀的區(qū)域稱之為高滲條帶,從高滲條帶測井特征分析和“對子井”測井變化研究入手,運(yùn)用模糊定量評價方法,計算出新井高滲條帶綜合評價指數(shù),提出新井高滲條帶的快速、定量識別的新方法。該方法在孤東油田七區(qū)西Ng63+4進(jìn)行了應(yīng)用和驗證。

    1 高滲條帶的測井響應(yīng)特征

    高滲條帶具有滲透率高、孔隙度大、飽和度低等強(qiáng)水淹層的特征;高滲條帶在自然電位、微電極、聲波和電阻率等測井曲線上有較為明顯的響應(yīng)特征。

    1.1 自然電位基線偏移嚴(yán)重

    高滲條帶的自然電位基線偏移嚴(yán)重。在油藏的注水開發(fā)過程中,注入水與原始地層水的礦化度不同,相應(yīng)的各層段地層水與注入水的混合程度不同,導(dǎo)致自然電位基線發(fā)生偏移。高滲條帶內(nèi)注入水的比例高,自然電位基線的偏移量最大。孤東油田七區(qū)西的新井(2010年10月前后七區(qū)西內(nèi)完鉆的21口生產(chǎn)井)Ng63+4的自然電位基線偏移量多在12~25mV之間,高滲條帶發(fā)育井的自然電位偏移量多在18mV以上。

    1.2 微電極幅度低幅度差小

    高滲條帶的微電極幅度低。微電極的幅度代表沖洗帶的電阻率,與儲層的含油性有關(guān)。高滲條帶的含油性差,含油飽和度接近于殘余油飽和度,因此微電極幅度降低。根據(jù)孤東油田七區(qū)西新井統(tǒng)計,高滲條帶的微電極電阻率一般要比正常儲層的降低1/3左右。

    高滲條帶的微電極幅度差小,甚至出現(xiàn)負(fù)差異。微電極的幅度差代表沖洗帶與泥餅的電阻率差異。高滲條帶多出現(xiàn)井徑擴(kuò)大或井眼不規(guī)則現(xiàn)象,井壁沒有泥餅或泥餅很薄,導(dǎo)致微電極幅度差,出現(xiàn)反常,表現(xiàn)為正差異變小,甚至出現(xiàn)負(fù)差異。七區(qū)西新井Ng63+4的微電極幅度差多在-0.1~0.8Ω·m之間,高滲條帶的微電極幅度差多為-0.1~0.5Ω·m。

    1.3 聲波時差大

    高滲條帶的聲波時差大。聲波測井時差的大小反映了地層聲速的大小,孔隙度、巖性等因素對聲波時差影響很大。高滲條帶的孔隙度高,導(dǎo)致聲波時差增大。七區(qū)西新井Ng63+4的聲波時差為360~450μs/m,而高滲條帶的聲波時差多在390~450μs/m,平均值多在400μs/m以上。

    1.4 感應(yīng)電導(dǎo)率高

    高滲條帶的感應(yīng)測井電導(dǎo)率高。感應(yīng)測井電導(dǎo)率的高低代表了地層導(dǎo)電能力的高低,與含油性、地層水礦化度密切相關(guān)。高滲條帶內(nèi)以注入水為主,基本不含油,礦化度高;高滲條帶對應(yīng)的感應(yīng)測井電導(dǎo)率高。七區(qū)西新井Ng63+4的感應(yīng)電導(dǎo)率為100~350mS/m,高滲條帶的感測井應(yīng)電導(dǎo)率多在350~450mS/m。

    2 高滲條帶的“對子井”測井變化分析

    高滲條帶是經(jīng)過長期注水開發(fā)儲層物性逐步變化而成的,因而發(fā)育高滲條帶新井與油田開發(fā)初期的相對應(yīng)老井在測井響應(yīng)上有明顯的變化。通過分析新老“對子井”的測井響應(yīng)變化能夠為新井高滲條帶的識別提供指導(dǎo)。首先明確了“對子井”篩選原則。

    (1)相帶相同。屬于同一微相帶,且處于相同的相對位置上。

    (2)厚度相當(dāng)。地層厚度相似度大于85%,砂巖厚度相似度大于90%。厚度相似度是指薄層厚度占厚層厚度的百分?jǐn)?shù)。

    (3)位置相近。兩井之間距離要近,最好不超過砂體的寬度或長度。

    按照上述原則,孤東油田七區(qū)西的21口新井中有18口井找到了油田開發(fā)初期的“對子井”,平均井距只有26.8m,砂巖厚度的平均相似度高達(dá)93.9%?!皩ψ泳敝械睦暇軌虼硇戮脑紶顟B(tài),具備了高滲條帶“對子井”分析的基礎(chǔ)。

    研究表明,新井的微電位下降明顯,下降幅度多在0.2~4.1Ω·m之間;微電極幅度差顯著變小,老井的微電極幅度差平均為1.09Ω·m,而新井的只有0.28Ω·m;聲波時差增大,由老井的395μs/m增大到新井的425μs/m;感應(yīng)電導(dǎo)率變大,老井的感應(yīng)電導(dǎo)率多集中在20~120mS/m,新井的多在120~400mS/m。而且,“對子井”的測井變化幅度越大,高滲條帶發(fā)育可能性越高(見圖1)。

    圖1 “對子井”測井響應(yīng)變化

    3 新井高滲條帶的測井綜合指數(shù)識別方法

    限于當(dāng)前測井技術(shù)和解釋方法,無論是新井的自然電位的偏移量,還是“對子井”中微電極幅度差變化,都只能從某一側(cè)面反映高滲條帶發(fā)育可能性,但是又不能完全確定是否發(fā)育高滲條帶。依據(jù)模糊數(shù)學(xué)研究和處理模糊體系規(guī)律的理論和方法[13]選用了多個高滲條帶測井特征參數(shù)和“對子井”測井變化參數(shù),構(gòu)建高滲條帶識別的判別模型,計算新井高滲條帶的測井綜合指數(shù),定量識別高滲條帶。

    3.1 多級模糊綜合識別的基本原理

    首先對每一個子集進(jìn)行模糊判識,在此基礎(chǔ)上進(jìn)行高一級的綜合模糊判識[14]。用權(quán)重表示各因素在研究評價中的重要程度,一般要求所有參數(shù)的權(quán)重之和為1。由權(quán)重向量和評價參數(shù)矩陣經(jīng)過模糊運(yùn)算得到綜合判識指數(shù),以此分類評價研究對象。常用的模糊算法有加權(quán)平均型、主因素決定型和主因素突出型等3種算法。具體運(yùn)算時,應(yīng)根據(jù)研究對象的特點而定。

    3.2 高滲條帶識別的測井參數(shù)

    高滲條帶不僅在測井響應(yīng)上有明顯響應(yīng),而且在“對子井”測井變化上有所顯現(xiàn)。綜合分析各類測井響應(yīng)、測井變化后,優(yōu)選出微電極幅度差、聲波時差、感應(yīng)電導(dǎo)率等2類、8個特征參數(shù)綜合表征高滲條帶所具有的注入水快速、無效循環(huán)的特征。根據(jù)每個特征參數(shù)大小與所表征高滲條帶屬性的關(guān)系,建立各自的隸屬函數(shù)(見表1)。表1中M為某一參數(shù)最大值,m為某一參數(shù)最小值。所有參數(shù)的隸屬度構(gòu)成了一個模糊變換矩陣。

    表1 高滲條帶研究測井參數(shù)的權(quán)重系數(shù)和隸屬函數(shù)

    通過矩陣分析[14],高滲條帶的測井特征參數(shù)的重要程度排序為,微電極幅度差>感應(yīng)電導(dǎo)率>聲波時差>自然電位偏移量,其相應(yīng)的權(quán)重向量為

    高滲條帶的“對子井”測井變化參數(shù)的重要程度排序為,微電極幅度差>聲波時差>感應(yīng)電導(dǎo)率>微電極幅度,其相應(yīng)的權(quán)重向量為

    3.3 高滲條帶的測井綜合指數(shù)計算

    ①采用加權(quán)求和方法分別對高滲條帶測井特征和測井變化2個方面進(jìn)行一次評價,得到高滲條帶的測井評價指數(shù)和測井變化評價指數(shù);②把高滲條帶測井特征和測井變化的一次模糊評價結(jié)果都看作單一因素,并賦予相應(yīng)的權(quán)重系數(shù)進(jìn)行二次綜合模糊評價,得到高滲條帶綜合評價指數(shù);③依據(jù)研究區(qū)高滲條帶發(fā)育情況和計算的高滲條帶綜合評價指數(shù)范圍,建立Ⅰ級高滲條帶、Ⅱ級高滲條帶和非高滲條帶分類標(biāo)準(zhǔn)等3個類,指導(dǎo)新井高滲條帶的定量識別。Ⅰ級高滲條帶必須進(jìn)行調(diào)堵;Ⅱ級高滲條帶需要密切關(guān)注其油藏動態(tài)變化,防止其向Ⅰ級高滲條帶轉(zhuǎn)化;非高滲條帶是剩余油富集有利區(qū)域,是當(dāng)前油田開發(fā)的主力對象。

    孤東油田七區(qū)西Ng63+4單元1986年投產(chǎn),經(jīng)歷了近30年的高速高效開發(fā),已進(jìn)入特高含水開發(fā)階段,綜合含水高達(dá)98.6%,采出程度為42.6%。七區(qū)西的取心井資料、動態(tài)檢測資料和礦場生產(chǎn)實踐都證實,七區(qū)西 Ng63+4內(nèi)高滲條帶發(fā)育嚴(yán)重[8,15]。依據(jù)高滲條帶的測井特征分析和“對子井”測井變化研究成果,結(jié)合計算的高滲條帶綜合指數(shù)分布范圍,建立了七區(qū)西Ng63+4高滲條帶分類標(biāo)準(zhǔn),并統(tǒng)計不同類型的高滲條帶各評價參數(shù)的分布范圍和平均值(見表2)。

    表2 孤東油田七區(qū)西Ng63+4高滲條帶劃分標(biāo)準(zhǔn)

    4 高滲條帶識別結(jié)果驗證

    動態(tài)監(jiān)測資料證實,測井綜合指數(shù)法識別出高滲條帶是正確、可靠的,預(yù)測的孤東7-28-更×××井高滲條帶主要發(fā)育在1330.9~1335.0m之間,為Ⅰ級高滲條帶,其他層段均為非高滲條帶。該井的注水剖面資料顯示,1331.6~1334.2m段為強(qiáng)吸水段,吸水量占整個 Ng63+4的82.8%,吸水強(qiáng)度是非高滲條帶吸水強(qiáng)度的10倍,強(qiáng)吸水段與測井預(yù)測的Ⅰ級高滲條帶基本吻合(見圖2)。孤東7-26-更×××井對Ng63+4進(jìn)行過壓降測試,壓力從最初的8.85MPa直線下降到1.34MPa僅用5min(見圖3),表明Ng63+4發(fā)育高滲條帶。利用本文方法在該井的Ng63+4識別1323.0~1325.0m段,其高滲條帶綜合評價指數(shù)為0.673,為Ⅰ級高滲條帶;1317.1~1320.9m段其高滲條帶綜合評價指數(shù)為0.525,為Ⅱ級高滲條帶。

    圖2 孤東7-28-更×××井高滲條帶識別結(jié)果動態(tài)驗證

    圖3 孤東7-26-更×××井壓降曲線

    對新井高滲條帶的識別結(jié)果與動態(tài)監(jiān)測資料解釋結(jié)果對比分析,Ⅰ級高滲條帶符合率達(dá)到了85.3%,Ⅱ級高滲條帶符合率為78.2%,非高滲條帶的符合率為87.4%。結(jié)果表明,本文提出的高滲條帶的測井綜合指數(shù)法切實可行,預(yù)測結(jié)果與動態(tài)監(jiān)測吻合度高。利用該方法識別高滲條帶,可以減少動態(tài)監(jiān)測的工作量,提高油田的開發(fā)效益。

    5 結(jié) 論

    (1)充分合理地利用高滲條帶的測井綜合指數(shù)法對新井微電極幅度差、聲波時差、感應(yīng)電導(dǎo)率以及“對子井”測井變化多個測井參數(shù),運(yùn)用模糊數(shù)學(xué)方法對高滲條帶進(jìn)行二級綜合評價,計算出高滲條帶綜合評價指數(shù),以此定量識別高滲條帶。

    (2)孤東油田七區(qū)西Ng63+4的高滲條帶具有微電極幅度差小或負(fù)幅度差、聲波時差大、感應(yīng)電阻率高的特征?!皩ψ泳睖y井變化的幅度越大,高滲條帶發(fā)育的可能性越高。

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