CB 油田開發(fā)中后期水淹層評(píng)價(jià)研究

馮 雯，孔 紅

（中國(guó)石化江蘇油田分公司勘探開發(fā)研究院，江蘇揚(yáng)州 225009）

1 C3斷塊地質(zhì)概況

CB 油田C3 斷塊位于蘇北盆地吳堡低凸起中段，地層區(qū)域性東南傾，上傾方向被近北東向的區(qū)域性同生大斷層（吳1 斷層）所遮擋，形成長(zhǎng)條形不對(duì)稱斷鼻圈閉。地層自上而下分別為：第四系東臺(tái)組、新近系鹽城組（鹽二段、鹽一段）、古近系三垛組（垛二段、垛一段）、阜寧組（阜二段、阜一段）、白堊系泰州組（泰二段、泰一段）、赤山組。主要含油層系為阜一段、泰一段與赤山組。開展研究的目的層位是阜一段（E1f1）和泰一段（K2t1）砂巖儲(chǔ)層，具有中孔—中滲特點(diǎn)。其中E1f1油藏為多油水系統(tǒng)的層狀油藏；K2t1油藏具有基本統(tǒng)一的油水界面，深度為2 135 m，壓力系數(shù)在0.9～1.0之間，屬于正常壓力系統(tǒng)。

2 C3斷塊水淹程度動(dòng)態(tài)評(píng)價(jià)

水淹層的識(shí)別是測(cè)井解釋和地質(zhì)基礎(chǔ)研究中遇到的難題之一，也是影響油田開發(fā)的主要因素。國(guó)內(nèi)外各大油田對(duì)水淹層進(jìn)行過大量的研究，積累了豐富的經(jīng)驗(yàn)，同時(shí)也取得了顯著的經(jīng)濟(jì)效益。但是由于油層水淹情況的千差萬(wàn)別，測(cè)井評(píng)價(jià)方法具有明顯的地域性、實(shí)踐性和經(jīng)驗(yàn)性，目前還無法對(duì)水淹層進(jìn)行一個(gè)定性定量的解釋。

2.1 水淹層水淹級(jí)別劃分

含水率（Fw）是確定水淹程度的最直接參數(shù)，依據(jù)CB 油田實(shí)際生產(chǎn)的含水率劃分為以下5 個(gè)水淹級(jí)別（見表1）：

表1 CB油田水淹級(jí)別劃分標(biāo)準(zhǔn)

通過建立電阻率和含水率之間的關(guān)系，可以實(shí)現(xiàn)研究區(qū)水淹層定量評(píng)價(jià)的目的。

2.2 選取數(shù)據(jù)的原則

CB 油田自1997 年投入開發(fā)，歷史較長(zhǎng)，數(shù)據(jù)資料較為豐富，但是隨著油田的深度開發(fā)，儲(chǔ)層的含油性和電性不斷發(fā)生變化，部分?jǐn)?shù)據(jù)不再具有代表性。為了提高圖版精度，選擇性利用數(shù)據(jù)，剔除不能利用的數(shù)據(jù)，數(shù)據(jù)優(yōu)選的條件為：

（1）分層系。分E1f1和K2t1兩套層系。

（2）單采層。能真實(shí)反映每個(gè)層的實(shí)際生產(chǎn)能力。

（3）投產(chǎn)時(shí)間距完鉆時(shí)間較近。距離完鉆時(shí)間越長(zhǎng)，含油性變化越大。

（4）投產(chǎn)后具有穩(wěn)定的生產(chǎn)初期。初始投產(chǎn)含井筒水，不代表儲(chǔ)層真實(shí)的含水率。

（5）水平井未利用。由于水平井射孔厚度大，其生產(chǎn)特征不具代表性。

（6）C3-29塊生產(chǎn)數(shù)據(jù)單獨(dú)分析。

2.3 水淹層評(píng)價(jià)

C3 斷塊E1f1和K2t1分屬于兩個(gè)獨(dú)立的油藏，其油藏特征和注入水性質(zhì)、注入量差別較大，按照注水時(shí)間及注水量分層系劃分為天然能量開發(fā)、注水穩(wěn)產(chǎn)、增注提液三個(gè)階段（見圖1）。

圖1 C3斷塊E1f1、K2t1開發(fā)歷程劃分

2.3.1 K2t1水淹層評(píng)價(jià)

C3 斷塊K2t1單采層生產(chǎn)數(shù)據(jù)按開發(fā)階段分為三類（見圖2），1997-2004 年天然能量開發(fā)階段，單采層共13 井次；2005-2013 年注水穩(wěn)產(chǎn)階段，單采層共8 井次；2014-2021 年增注提液階段，單采層共7 井次。從圖2 中可以看出，隨著開發(fā)的深入、注入水的增加，油層電阻率下限值不斷增大，相關(guān)公式的斜率值也在不斷增大。天然能量開發(fā)階段的油層電阻率不低于8 Ω·m；注水穩(wěn)產(chǎn)階段的油層電阻率不低于35 Ω·m；增注提液階段的油層電阻率不低于60 Ω·m。由此可見開發(fā)后期的油層電阻率遠(yuǎn)遠(yuǎn)大于開發(fā)初期的油層電阻率。

圖2 C3斷塊K2t1不同開發(fā)階段電阻率與含水率關(guān)系

C3-29塊位于C3斷塊西側(cè)，2020年在K2t1完鉆4 口新井，雖然完鉆時(shí)間較晚，但是該塊與C3 斷塊有小斷層分隔，所以單獨(dú)列為一類。其生產(chǎn)特征與C3斷塊K2t1早期生產(chǎn)特征基本一致，說明C3斷塊注水對(duì)其基本沒有影響，小斷層對(duì)油藏起封擋作用。

2.3.2 E1f1水淹層評(píng)價(jià)

C3 斷塊E1f1屬于薄互層儲(chǔ)層，砂體較薄，大多數(shù)井跨砂體、跨砂層組合采，符合條件的數(shù)據(jù)較少。E1f1單采層僅5 井次。針對(duì)該情況對(duì)E1f1采取以下對(duì)策：1）盡量采用砂層組內(nèi)合采層；2）電阻率最大值取合采砂體中最大值；3）電阻率平均值采用厚度加權(quán)。如C3-6 井1998 年投產(chǎn)阜一段第四砂層組（E1）47～52 號(hào)層共6 個(gè)小層（見圖3），射孔厚度1.4～7.2 m，累計(jì)射孔厚度20.8 m；電阻率5.2～25 Ω·m，取最大值25 Ω·m。

圖3 C3-6井E1f14測(cè)井曲線

根據(jù)生產(chǎn)數(shù)據(jù)統(tǒng)計(jì)結(jié)果，將C3斷塊E1f1符合條件的井分為三類（見圖4），1997-2001年天然能量開發(fā)階段，單采層共15 井次；2003-2013 年注水穩(wěn)產(chǎn)階段，單采層共21 井次；2014-2021 年增注提液階段，單采層共7 井次。從圖4 中可以看出，隨著開發(fā)的深入、注水的增加，油層電阻率下限值逐步增大。天然能量開發(fā)階段的油層電阻率不低于8 Ω·m；注水穩(wěn)產(chǎn)階段的油層電阻率不低于11 Ω·m；增注提液階段基本沒有油層存在，油藏整體處于強(qiáng)水淹狀態(tài)。據(jù)此分析，電阻率和含水率變化趨勢(shì)規(guī)律性較差，可能因?yàn)镋1f1大多為合采，數(shù)據(jù)代表性差。

圖4 C3斷塊E1 f1不同開發(fā)階段電阻率與含水率關(guān)系

2.3.3 E1f1、K2t1水淹特征比較

C3斷塊E1f1和K2t1水淹特征相同的是天然能量開發(fā)階段生產(chǎn)層電阻率分布范圍兩者相近，且含水率均低于70%。不同的特征表現(xiàn)為：①E1f1從原始狀態(tài)到強(qiáng)水淹，生產(chǎn)層電阻率范圍變化不大；K2t1生產(chǎn)層電阻率分布呈現(xiàn)逐步升高的趨勢(shì)；②增注提液階段K2t1局部剩余油富集，投產(chǎn)優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層仍然有高收益，但由于K2t1剩余油呈點(diǎn)狀分布，含水上升較快；而E1f1普遍水淹程度高，生產(chǎn)層含水率高。

2.4 注入水對(duì)產(chǎn)層電阻率變化的影響

水淹層的水淹程度受地層的巖性、物性、沉積、構(gòu)造、原油性質(zhì)、地層壓力、注入水性質(zhì)、注入量等因素影響，巖石電阻率隨含水飽和度的增加而變化緩慢，若注入水礦化度和巖石孔隙水的礦化度差別較大，則注入水的作用遠(yuǎn)遠(yuǎn)大于巖石自身電阻率的作用。注水開發(fā)后，若不考慮流體和巖石骨架的彈性變化影響，可以認(rèn)為影響地層水電阻率的主要因素是地層水的礦化度。

根據(jù)CB 油田原始地層水分析資料，C3 斷塊地層水性質(zhì)為高鹽地層水。2007-2019年注入水礦化度分布范圍在20 000～30 000 mg/L 之間，隨著開發(fā)的深入，注入水礦化度整體呈現(xiàn)下降的趨勢(shì)（見圖5）。

圖5 C3斷塊E1 f1、K2t1歷年地層水、注入水礦化度分布

注水開發(fā)過程中如果注入水的礦化度和原始地層水礦化度有較大差別，受注入水的影響，其地層水的性質(zhì)變化較大（見圖5）。K2t1地層水礦化度年平均值在28 000～45 000 mg/L 之間，遠(yuǎn)遠(yuǎn)高于注入水礦化度；E1f1地層水礦化度年度平均值在18 000～25 000 mg/L 之間，早期注入水高于原始地層水礦化度，中后期兩者基本接近，后期注入水低于地層水礦化度，兩者整體均呈下降趨勢(shì)。

K2t1在注水初期，弱水洗情況下，低礦化度注入水的影響大于含油飽和度降低的影響，從而導(dǎo)致電阻升高；強(qiáng)水洗情況下，含油飽和度降低的影響大于低礦化度注入水的影響，從而導(dǎo)致電阻率降低?？傊?，不同的水洗程度，電阻率變化較大。

E1f1在弱水洗情況下，注入水的影響對(duì)電阻率影響不大；強(qiáng)水洗情況下，含油飽和度的降低大于注入水的影響，從而導(dǎo)致整體電阻率降低。總之，E1f1在不同的水洗程度，電阻率變化較小。

3 成果應(yīng)用

3.1 確定不同開發(fā)階段的油層電阻率下限

根據(jù)以上研究成果，確定了C3 斷塊E1f1和K2t1不同開發(fā)階段的油層電阻率下限（見表2）。K2t1早期油層電阻率下限為8 Ω·m，中期油層電阻率下限為35 Ω·m，后期油層電阻率下限為60 Ω·m；E1f1早期油層電阻率下限為8 Ω·m，中期油層電阻率下限為12 Ω·m。

表2 C3斷塊不同開發(fā)階段油層電性下限

3.2 尋找優(yōu)質(zhì)高產(chǎn)層，優(yōu)選射孔層位

在高含水率情況下，高液量也能帶來高收益。圖6 中K2t1紅色區(qū)域部分為優(yōu)質(zhì)高效產(chǎn)量區(qū)域；藍(lán)色區(qū)域?yàn)楦吆畢^(qū)域。當(dāng)含水率高于60%，在物性較好且液量充足的情況下，大量增注提液能獲得較好的收益。E1f1經(jīng)過多年的開發(fā)含水率均大于70%，開發(fā)后期的鉆井未發(fā)現(xiàn)優(yōu)質(zhì)高效產(chǎn)量區(qū)域，均處于高含水階段，圖中藍(lán)色區(qū)域可作為高含水期大量增注提液的后備有利區(qū)域。

圖6 C3斷塊K2t1、E1f1不同開發(fā)階段最大電阻率與含水率關(guān)系

根據(jù)水淹層評(píng)價(jià)結(jié)果，在C3 斷塊實(shí)施了C3-133 井，2020 年1 月投產(chǎn)19 號(hào)層，砂層厚度12.5 m，射孔厚度4.5 m，電阻率68 Ω·m，聲波時(shí)差285μs/m（見圖7）。投產(chǎn)初期日產(chǎn)油14.4 t，日產(chǎn)液23.4 t，含水率38.6%，累計(jì)產(chǎn)油1 962 t，屬于優(yōu)質(zhì)高效產(chǎn)層。

圖7 C3-133井測(cè)井曲線

4 結(jié)論

（1）開發(fā)后期，取心井少，水驅(qū)油實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)少，難以得到新的巖電參數(shù)來建立高含水期的阿爾齊公式，而測(cè)井、生產(chǎn)資料則相對(duì)容易取得。

（2）巖石電阻率隨含水飽和度的增加而變化緩慢，若注入水礦化度和巖石孔隙水礦化度差別較大，注入水的作用遠(yuǎn)遠(yuǎn)大于巖石電阻率的作用。注入水礦化度與原始地層水礦化度差別越大，對(duì)電阻率的影響越明顯。

（3）生產(chǎn)層的含水率不僅和電阻率相關(guān)，還和射孔層位、厚度、儲(chǔ)層物性、上下隔夾層發(fā)育程度等多個(gè)因素有關(guān)，這些影響因素均會(huì)造成產(chǎn)能的差異。

（4）針對(duì)實(shí)際地質(zhì)情況，對(duì)比測(cè)井電阻率資料，結(jié)合本井、鄰井的生產(chǎn)情況，可有效判斷儲(chǔ)層水淹程度、尋找剩余油。

（5）通過對(duì)含水率和電阻率之間的統(tǒng)計(jì)分析，建立不同開發(fā)階段含水率與電阻率之間的關(guān)系，達(dá)到對(duì)新井水淹程度的動(dòng)態(tài)定量評(píng)價(jià)，并將其應(yīng)用于生產(chǎn)，指導(dǎo)試油層位、射孔厚度的優(yōu)選，為增產(chǎn)挖潛提供大量可靠的基礎(chǔ)數(shù)據(jù)和地質(zhì)依據(jù)。