綜合測試技術在剩余油評價和挖潛中的應用

徐建平, 曲文杰

(1.西安石油大學石油工程學院, 陜西 西安 710065; 2.大港油田第一采油廠, 天津 300280)

0 引 言

測試資料在指導油水井措施方面發(fā)揮著重要作用,單項測試技術的應用已不能完全滿足整體區(qū)塊動態(tài)分析和治理的需求。C/O測井、硼中子測井和PNN測井只能描述井點附近儲層縱向油氣水分布,井間以及平面剩余油分布的確定仍是一個難題?，F(xiàn)有的克里金插值、井間示蹤、地震、試井等多種方法[1-5]中每種方法都有不足,如計算精度低、計算過程與實際地質情況脫離,或者方法復雜、現(xiàn)場實施難度較大,或者探測范圍局限、實施周期長等。

本文針對GD一區(qū)五、六注水區(qū)塊開發(fā)矛盾及需求,在傳統(tǒng)測試技術基礎上發(fā)展應用綜合測試方法,與油藏動、靜態(tài)資料結合,加深對油藏潛力和剩余油分布規(guī)律的研究和認識,在區(qū)塊治理上加以運用,取得較好的地質應用效果;提出的綜合運用動態(tài)監(jiān)測資料分析區(qū)塊剩余油分布規(guī)律方法適用于注水開發(fā)區(qū)塊動態(tài)分析和剩余油挖潛。

1 注水開發(fā)油藏綜合測試方法

區(qū)塊綜合治理需要充分利用地質靜態(tài)、生產(chǎn)動態(tài)、動態(tài)測試等多方面資料,以數(shù)據(jù)體的形式描述油藏現(xiàn)狀(儲層特征、剩余油分布、優(yōu)勢水流通道等),在此基礎上進行注水優(yōu)化、井網(wǎng)層系調整、單井調整措施、深部調驅等方面的調整優(yōu)化措施,以便最大限度地挖掘老油田的開發(fā)潛力。

圖1 水流模擬過程示意圖

1.1 建立初始地質模型

針對開發(fā)中后期的層狀水驅砂巖油藏,應用井位、小層數(shù)據(jù)、構造圖、沉積相圖等靜態(tài)資料,簡捷快速地建立地質模型[6]。通過采用帶趨勢約束的克里金插值建立構造模型,采用可以模擬復雜非均質模型的序貫指示方法模擬砂體骨架模型,采用算法穩(wěn)健的序貫高斯模擬在沉積相的控制下建立儲層物性參數(shù)模型,即在砂巖骨架模型的基礎上,采用隨機模擬方法對測井解釋和巖心資料解釋的屬性參數(shù)(如孔隙度、滲透率等)進行空間內插和外推。該方法在儲層參數(shù)預測時確保了預測結果在井點處忠實于實測數(shù)據(jù),在井點以外則根據(jù)儲層參數(shù)的空間變化規(guī)律、參數(shù)的分布概率等進行儲層參數(shù)的預測。

1.2 動態(tài)修正地質模型

在初始地質模型建立的基礎上,根據(jù)生產(chǎn)動態(tài)、動態(tài)測試資料,對其進行檢驗與修正,對比分析儲層滲透率、生產(chǎn)壓差、產(chǎn)注能力三者之間的關系,修正原始模型的偏差。同時,可以推測水驅中儲層物性的變化,最終建立起與生產(chǎn)動態(tài)基本一致的精細地質模型。其中歷史擬合的水流模擬技術是核心,包括4方面。

(1) 注采單元概念。本文的注采單元是指在水驅層狀油藏的一個小層平面中,一注一采所控制范圍內的油藏部分。

(2) 模擬思路。圍繞利用測試資料對靜態(tài)地質模型的檢驗、修正以及利用測試資料控制歷史擬合過程,使之更符合實際情況。與傳統(tǒng)的數(shù)值模擬類似,以地質模型為基礎,從油田初始狀態(tài),以月為時間階段,模擬整個生產(chǎn)過程,得到當前油田狀況。水流模擬以注采單元為基本研究對象,技術關鍵點包括注采單元的劃分、注水量的劈分、油井產(chǎn)液對水量劈分的校正、測試資料的應用、歷史擬合等。

(3) 水流模擬過程。①劃分注采單元。根據(jù)模擬時間階段的射孔、油水井生產(chǎn)情況,考慮斷層、砂體連通等因素劃分注采單元,結合井間示蹤監(jiān)測資料,將大油藏(油田區(qū)塊)分解成很多小油藏(注采單元)。②初步劈分注水量。根據(jù)注水剖面或者滲流阻力,將全井注水量劈分到各注采單元。③油井產(chǎn)液校正。根據(jù)油井產(chǎn)液情況,調整與修正水量劈分結果。油水井反復迭代修正,在區(qū)塊內所有井的產(chǎn)注液量誤差最小的原則下得到最終水量劈分結果。④理論計算含水情況。根據(jù)滲流理論計算該時間階段注水后的注采單元含水上升情況,匯總后可以得到每個油井的理論計算含水。⑤擬合油井含水。對比油井的計算含水與實際含水,結合飽和度測井資料,按照一定的流程與優(yōu)先級別,在一定范圍內適當調整波及系數(shù)、相滲曲線、滲透率場等。⑥計算水淹分布。含水擬合后,實際上確定了每個注采單元的流動情況,根據(jù)滲流原理可以計算每個注采單元的水淹情況,投影到地質模型網(wǎng)格,得到剩余油飽和度及含水率的數(shù)據(jù)體。⑦指標匯總?；谌S數(shù)據(jù)體及注采單元信息,可以得到全區(qū)塊、注水層系、小層、井組、井層的各項開發(fā)指標,揭示各種級別的各類開發(fā)指標(見圖1)。

在②～⑤模擬計算過程中采用區(qū)域多井測試資料(注采剖面、井間監(jiān)測、壓力、飽和度等)與數(shù)值模擬技術相結合的方法,可以顯著提高油藏認識精度,精確描述油藏現(xiàn)狀及開發(fā)矛盾,提出合理的措施方案,并運用測試資料進行效果評價。

在模擬和檢驗過程中,測試資料應用主要體現(xiàn)在3個方面:①通過井間示蹤監(jiān)測[7],確定油水井間儲層的連通性及流動能力。②通過注采剖面測試,描述儲層層間非均值性及層間矛盾,進行注水量劈分。③通過飽和度的測試及水淹層解釋[8-9],檢驗與約束油藏模擬過程,使模擬結果中的剩余油飽和度分布、水淹分布更加合理(見圖2)。

圖2 綜合測試分析剩余油方法流程

2 在GD一區(qū)五、六注水區(qū)塊的應用

2.1 區(qū)塊概況

GD一區(qū)五、六斷塊構造相對復雜。其中,一區(qū)五斷塊含油面積0.47 km2,地質儲量312.7×104t,可采儲量117×104t,水驅儲量35.4×104t,采收率37.4%,主要開發(fā)層系為上第三系的明化、館陶組;一區(qū)六斷塊含油面積0.57 km2,地質儲量500×104t,可采儲量188.5×104t,采收率37.7%,主要開發(fā)層系為上第三系的明化、館陶組。2個區(qū)塊共有油井總井52口,開井22口,日產(chǎn)油57.1 t,水井總井21口,開井20口,日注水量1 150 m3;綜合含水92.2%。

開發(fā)存在的問題:①主力砂體水淹嚴重,剩余油高度分散;②非主力砂體注采井網(wǎng)難以完善,穩(wěn)產(chǎn)基礎差;③平面矛盾突出,優(yōu)勢滲流通道導致注水效果差。

2.2 精細地質建模及擬合計算

2.2.1 地質建模

三維構造模型是地質體的離散化,用于定量表征構造和分層特征,通過網(wǎng)格化的頂面及地層厚度數(shù)據(jù)體體現(xiàn),采用以地震解釋構造圖上的數(shù)據(jù)為協(xié)變量,作為一種趨勢約束,利用井點的分層數(shù)據(jù)通過具有外部漂移的克里金插值方法生成154個地質分層頂面,將整個空間在縱向上分成154個小層。平面網(wǎng)格137×95,三維網(wǎng)格以地層構造格架模型為基礎生成,完成154個小層各個物性參數(shù)分布模型,模型總網(wǎng)格數(shù)為2 004 310(見圖3)。

2.2.2 擬合計算

在整個生產(chǎn)過程中,模擬計算出的研究區(qū)塊總體指標為日產(chǎn)液、日產(chǎn)油、含水等變化規(guī)律,與實測資料對比吻合良好,擬合程度接近99%。在對斷塊整體擬合的基礎上進一步進行單井擬合,擬合了全部油井的含水。單井含水擬合中主要調整局部區(qū)域滲透率、傳導率分布和分層生產(chǎn)指數(shù)等參數(shù)。

2.3 測試資料應用

分析共利用GD一區(qū)五、六斷塊注產(chǎn)剖面測井93井次(注水剖面75井次、產(chǎn)出剖面18次),剩余油飽和度測井7井次,井間監(jiān)測12個井組(44井次)。

注產(chǎn)剖面測井資料用于分層流量劈分。將數(shù)模中常規(guī)的kh劈分流量法與用注水剖面資料劈分法進行對比,從同一口井不同時間的液量劈分情況(見表1)可以看出,常規(guī)方法劈分得到的液量只是隨總注水量的變化而變化,屬于靜態(tài)劈分;用注水剖面資料劈分得到的水量是隨油田開發(fā)動態(tài)變化的,更接近油藏開發(fā)動態(tài)情況。

飽和度測井資料用于形成初始動態(tài)分析模型,計算出井點理論飽和度與實測試飽和度進行對比,不斷調整模型參數(shù)(相滲曲線、滲透率和傳導率等)。

參考GD一區(qū)五、六斷塊地質分層結果,顯示G8-27井的NmⅡ-6層不含油,該井測得的PNN[10]結果顯示NmⅡ-6層含油飽和度為31.5%。通過對比分析,將該剩余油飽和度測井結果用來修正模擬所得剩余油飽和度分布(見圖4)。

井間監(jiān)測資料主要應用于注采受效關系修正,或者按照井間監(jiān)測獲得的高滲透層的滲透率進行模型參數(shù)調整,直到計算的井分配因子與井間監(jiān)測結果匹配。

表1 G7-26-1井水量劈分對比表

表2 GD一區(qū)五、六斷塊井間監(jiān)測統(tǒng)計(12井組,32監(jiān)測井次)

圖3 GD一區(qū)五、六斷塊初始地質模型

圖4 NmⅡ-6模型修正前后剩余油飽和度

參照地質分層結果,將G7-30井示蹤劑監(jiān)測解釋結果與模型分配因子模擬結果進行對比后,對模型進行校正,調整G7-30與G248-1和G7-31K等井間滲透率,修改后的模擬結果與現(xiàn)場監(jiān)測資料吻合(見圖5)。

圖5 G7-30井組NmⅡ-10模型修正前后受效關系對比

2.4 剩余油分布分析特點

GD一區(qū)五、六斷塊經(jīng)過40年的注水開發(fā),主力砂體已經(jīng)水淹,含油飽和度比較低,但在一些局部地區(qū)還存在著相對的富集區(qū),剩余油分布呈現(xiàn)整體高度分散,局部相對集中的狀態(tài)。

(1) 高采出程度主力砂體控制的剩余油。一區(qū)五、六斷塊主力油層為明二6、7、9、10,明三7、8、10、11,明四4和館一層,其水淹程度比較高,剩余油較低。剩余油主要分布在砂體巖性邊界區(qū)、斷層控制剩余油區(qū)和一些孤立砂體控制的剩余油區(qū)域中。油層連通程度高,分布范圍廣,發(fā)育比較連片,井網(wǎng)易于完善,同時儲量規(guī)模大,水驅程度高(見圖6)。

(2) 次主力砂體及非主力層砂體控制的剩余油。一區(qū)五、六斷塊次主力及非主力砂體受井網(wǎng)完善程度的影響,油層動用程度低,這類砂體單井控制剩余可采儲量高,潛力明確。該類型砂體含油面積小,油井鉆遇井數(shù)少,生產(chǎn)過程中注采難以完善,穩(wěn)產(chǎn)基礎差,剩余油較難動用(見圖7)。

(3) 斷層控制剩余油。在斷塊的高部位往往會有剩余油的分布。研究發(fā)現(xiàn),GD一區(qū)五、六斷塊主力油層井網(wǎng)較密,在近斷層地帶大都有井控制,只有在個別斷層附近有較明顯的剩余油飽和度高值區(qū)存在,但面積較小,剩余油比例非常小,構不成挖潛的主要對象。

(4) 油砂體巖性邊界區(qū)控制剩余油。砂體邊部物性逐漸變差,注入水不易驅到,剩余油飽和度值相對較高。這類油砂體形態(tài)不規(guī)則,無規(guī)則的注采井網(wǎng),這類油藏可結合新井,完善注采井網(wǎng)來挖潛。

(5) 井間滯留油。受儲層平面非均質性影響,在平面上注入水突進,易發(fā)展成優(yōu)勢通道,可通過深部調驅或三次采油技術進一步挖潛。

(6) 零星小砂體控制剩余油。從剩余油飽和度分布看,保持在原始含油狀況附近的主要是被未動用層控制,但一般呈零星分布,范圍較小。

2.5 注采對應關系識別

進行流動模擬和歷史擬合過程中,可得到井與井間的注采對應關系——井的分配因子圖(見圖8),用以判斷水流優(yōu)勢滲流通道?？梢钥闯?在G8-28-2井區(qū)、G6-26井區(qū)、G7-26井區(qū)、G7-26-2井區(qū)等局部井區(qū)存在優(yōu)勢滲流通道,在一定程度上形成無效注水。

圖6 部分主力小層剩余油分布

圖7 非主力小層剩余油分布

圖8 井分配因子圖

根據(jù)以上模擬結果,綜合分析當前注采井網(wǎng)、剩余油分布、儲層特征的基礎上,提出鉆新井(包括側鉆井)、補孔、油井卡堵水、優(yōu)化配置水等挖潛方案,有效動用剩余油。

2.6.1 鉆新井或側鉆井

針對明、館剩余油富集區(qū),完鉆投產(chǎn)7口井,分別為G9-33-1、G5-34-2、G5-37-1、G6-34-1、G211K、G248-2H、G7-33-1H。

G5-34-2井投產(chǎn)47號層(NmⅡ10)初期日產(chǎn)油2.4 t,含水85%,與剩余油模擬結果相吻合。該井進行產(chǎn)出剖面測試結果顯示47號層為主產(chǎn)油層。

2.6.2 油井補孔和卡堵水

針對剩余油潛力較大的井層實施補孔措施(見表3)。對于模擬顯示具有一定潛力而儲層物性較好的小層,通過補孔也能有效增加產(chǎn)能。

表3 部分油井補孔效果統(tǒng)計

3 結 論

(1) 綜合運用動態(tài)監(jiān)測資料分析區(qū)塊剩余油分布的新方法體現(xiàn)在對監(jiān)測資料的充分利用上,在剩余油研究和挖潛過程中的地質建模、流動模擬、歷史擬合以及剩余油成果的對比驗證、剩余油挖潛評價方面都綜合運用了動態(tài)監(jiān)測資料。

(2) 綜合運用動態(tài)監(jiān)測資料(注采剖面、壓力、飽和度測井和井間監(jiān)測資料等)分析GD一區(qū)五、六斷塊區(qū)塊物性參數(shù)、剩余油分布情況和注采對應關系,根據(jù)模擬結果提出挖潛方案,對實施效果進行評價。該方法的運用對油水井治理、注采井網(wǎng)完善、開發(fā)層系調整具有一定指導意義。

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