考慮注水體積倍數(shù)及離子交換的水淹層剩余油評價(jià)方法

李國艷，常琳，陳猛，鐘萍，陳杰，王琳，李玉萍，張煜

（1.中國石油青海油田分公司勘探開發(fā)研究院，甘肅 敦煌 736202；2.西南石油大學(xué)地球科學(xué)與技術(shù)學(xué)院，四川 成都 610500；3.中國石油青海油田分公司鉆采工藝研究院，甘肅 敦煌 736202）

隨著油田開發(fā)的逐步深入，原始油藏邊底水的推進(jìn)和注水開發(fā)使得越來越多的油田出現(xiàn)不同級別的水淹，侵入水作用使得儲(chǔ)層油水流體分布發(fā)生系列變化，儲(chǔ)層含水飽和度普遍上升明顯[1]。同時(shí)，受外來水侵入程度和不同作用階段的影響，儲(chǔ)層含油飽和度降低的同時(shí)原始地層水性質(zhì)亦會(huì)發(fā)生相應(yīng)的變化，致使儲(chǔ)層電性響應(yīng)特征復(fù)雜。針對水淹后儲(chǔ)層評價(jià)，關(guān)鍵是準(zhǔn)確求取儲(chǔ)層的剩余油飽和度，而其中水淹后地層水混合液電阻率的準(zhǔn)確求取是評價(jià)地層剩余油飽和度的關(guān)鍵基礎(chǔ)。

目前水淹層測井技術(shù)主要包括常規(guī)勘探測井、套后剩余油飽和度測井等技術(shù)[2-6]，受套后剩余油飽和度測井監(jiān)測成本和監(jiān)測覆蓋率限制，目前水淹層評價(jià)依舊以常規(guī)勘探測井技術(shù)為主，同時(shí)輔助以一定量套后剩余油飽和度測井。針對勘探測井資料的水淹層評價(jià)，國內(nèi)外學(xué)者圍繞水淹后混合地層水電阻率定量評價(jià)開展了大量的物理實(shí)驗(yàn)、數(shù)值模擬和理論推導(dǎo)研究[7-13]，在水淹層剩余油飽和度定量評價(jià)方面以國內(nèi)研究居多[14-15]。對應(yīng)建立的混合液地層水電阻率計(jì)算方法主要包含混合液取樣直接測試法[16]、交匯圖版法[17-18]、測井曲線（如自然電位、電阻率曲線）反演法[19-20]等，上述各類方法在計(jì)算混合溶液電阻率中被一定范圍采用，但受不同地區(qū)礦場施工和井眼、地層及圍巖等因素影響，幾類方法存在成本較高且精度有限的局限，并未廣泛推廣應(yīng)用[12]。其后，基于并聯(lián)導(dǎo)電模型[21-23]、一階偏導(dǎo)阿爾奇模型、動(dòng)靜態(tài)資料綜合法[24]，物質(zhì)平衡法模型[20,24-26]、離子交換模型[9,27-28]、多參數(shù)擬合模型[29]等被提出并被學(xué)者進(jìn)行改進(jìn)以提升水淹層地層水電阻率計(jì)算精度。朱學(xué)娟等[30]通過考慮注水開發(fā)階段的推進(jìn)，研究建立了基于不同注水開發(fā)階段水淹層混合地層水電阻率計(jì)算方法；張恒榮等[12]研究引入動(dòng)態(tài)的未被注入水混合的毛管束縛水變量，提出了一種動(dòng)態(tài)混合導(dǎo)電模型；趙軍等[31]研究將混合地層水分為無離子交換、離子交換完全以及離子交換未充分完成3 個(gè)階段，利用物質(zhì)平衡方程和并聯(lián)電阻關(guān)系式推導(dǎo)計(jì)算出混合地層水電阻率；秦敏等[32]提出一種基于水驅(qū)油過程微元法和離子有效交換比計(jì)算地層混合液電阻率的微元?jiǎng)討B(tài)物質(zhì)平衡法，大大提升混合溶液電阻率計(jì)算精度。張建升等[26]基于實(shí)驗(yàn)結(jié)果分析建立了膠結(jié)指數(shù)m和飽和度指數(shù)n與混合地層水礦化度關(guān)系式，并通過迭代反演得到水淹層含油飽和度，實(shí)現(xiàn)了渤海S 油田水淹層定量評價(jià)。上述方法模型一定程度上反映水淹過程不同階段、不同水淹級別條件注入水與原始地層水的相互作用，但水淹過程中，儲(chǔ)層微觀孔隙結(jié)構(gòu)及原生地層水分布方式，會(huì)對注水開發(fā)過程混合流體作用產(chǎn)生直接影響，進(jìn)而影響混合流體礦化度及電阻率表征。

通過巖心尺度不同礦化度水驅(qū)油模擬實(shí)驗(yàn)，綜合理論分析研究建立對應(yīng)的儲(chǔ)層地層水混合液電阻率計(jì)算模型和儲(chǔ)層電阻率表征模型，較好地實(shí)現(xiàn)了水淹過程不同階段儲(chǔ)層電阻率變化表征。并以青海油田H 區(qū)塊為例進(jìn)行實(shí)測資料處理，驗(yàn)證建立模型的有效性。

1 實(shí)驗(yàn)研究

為明確不同礦化度地層水水淹過程儲(chǔ)層電阻率變化特征，結(jié)合目標(biāo)區(qū)儲(chǔ)層巖心開展不同模擬地層水驅(qū)油實(shí)驗(yàn)。實(shí)驗(yàn)選用青海油田H 區(qū)塊J1井目標(biāo)層巖心樣品，樣品洗鹽洗油烘干后基于國家標(biāo)準(zhǔn)《巖心分析方法：GB/T 29172—2012》測得對應(yīng)的氦氣孔隙度和氮?dú)鉂B透率，其中樣品S1孔隙度為21.8%，滲透率為72.2×10-3μm2，樣品S2 孔隙度為14.36 %，滲透率為11.05×10-3μm2?；诟邏簤汗軌毫?shù)據(jù)分析，獲取樣品對應(yīng)的孔喉分布見圖1，孔喉半徑主要分布于0.1～10.0μm。

實(shí)驗(yàn)在實(shí)驗(yàn)室內(nèi)標(biāo)準(zhǔn)狀況下完成，具體實(shí)驗(yàn)流程：

1）樣品準(zhǔn)備

將鉆取的巖心樣品制備為標(biāo)準(zhǔn)柱塞樣，洗鹽洗油烘干，并測試獲取基礎(chǔ)物性數(shù)據(jù)，然后采用循環(huán)加壓的方法將樣品老化處理。

2）飽和水狀態(tài)制備及電阻率測量

將所選實(shí)驗(yàn)樣品采用抽真空加壓的方法飽和礦化度170 000 mg/L 模擬地層水（NaCl 溶液），采用數(shù)字電橋測量得到對應(yīng)的飽和水狀態(tài)巖石電阻率。

3）模擬飽和油狀態(tài)制備及電阻率測量

采用模擬原油低速（0.01、0.05、0.10 mL/min）驅(qū)替飽和水巖心樣品，每一次驅(qū)替至樣品中無模擬地層水產(chǎn)出時(shí)調(diào)整驅(qū)替速度，直至樣品最終無模擬地層水產(chǎn)出時(shí)止，此時(shí)認(rèn)為樣品為模擬地層飽和油狀態(tài)，計(jì)量出水量，并測量得到樣品對應(yīng)電阻率。

4）水淹過程模擬及電阻率測量

分別采用配置的模擬注入水（3 000、40 000、70 000、100 000 mg/L）以礦化度從低到高的方式低速驅(qū)替巖心樣品模擬注水開發(fā)過程，監(jiān)測水驅(qū)油不同階段出水量和穩(wěn)定時(shí)電阻率，得到實(shí)驗(yàn)過程不同含水飽和度條件巖心樣品電阻率。完成一種礦化度地層水模擬水淹實(shí)驗(yàn)后，將樣品洗鹽洗油烘干再次飽和礦化水，重復(fù)上述步驟，直至完成所有不同礦化度模擬地層水條件水淹模擬實(shí)驗(yàn)。實(shí)驗(yàn)得到2 塊巖心樣品電阻率變化見圖2。

圖2 水驅(qū)油過程巖石樣品電阻率響應(yīng)特征Fig.2 Resistivity change feature of rock samples during water flooding

實(shí)驗(yàn)表明：

1）采用100 000 mg/L高礦化度模擬水驅(qū)替巖心樣品電阻率持續(xù)下降，含水飽和度小于70%時(shí)巖心整體電阻率在驅(qū)替過程中下降較為明顯，后電阻率下降逐漸趨緩。以S1樣品為例，飽和油時(shí)（束縛水飽和度為24.0 %）巖心電阻率為9.799 Ω·m，當(dāng)采用100 000 mg/L 氯化鈉溶液驅(qū)替至含水飽和度下降至66.6 %時(shí)，電阻率下降至2.159 Ω·m，至最終殘余油狀態(tài)（含水飽和度72.8%）時(shí)電阻率下降至2.046 Ω·m。

2）采用礦化度70 000 mg/L 及以下模擬溶液驅(qū)替過程中，電阻率開始下降明顯而后變化平緩，當(dāng)達(dá)到某一臨界值時(shí)，巖心電阻率整體升高，且驅(qū)替溶液礦化度越低，巖心電阻率升高越明顯。以S1 號(hào)樣品為例，飽和油巖石含水飽和度為28.8 %，電阻率為8.333 Ω·m，用3 000 mg/L 壓水驅(qū)替至含水飽和度到67.1 %附近，電阻率下降至4.921 Ω·m，隨著含水飽和度的升高，巖心電阻率呈現(xiàn)非對稱U 型形態(tài)變化，至殘余油狀態(tài)樣品電阻率升高至42.707 Ω·m，對應(yīng)40 000 mg/L 和70 000 mg/L 殘余油狀態(tài)巖心電阻率分別為7.087 Ω·m和2.609 Ω·m。

綜合分析表明，原始地層水礦化度與注入水礦化度比值N小于某一臨界值（一般為3）時(shí)，注入水與原始地層水礦化度較為接近。隨著水淹程度增加，儲(chǔ)層中油相被驅(qū)出，電阻率下降，當(dāng)水淹程度很高時(shí)，電阻率趨于平緩或略有抬升；當(dāng)N增大至某一范圍（3～5）時(shí)，此時(shí)注入水礦化度小于原始地層水，隨著水淹程度的增加，電阻率呈現(xiàn)先降低后升高的U型特征，U型的左端即為初始階段孔喉中原油被水驅(qū)出導(dǎo)致整體電阻率降低，U型的右端為水淹后期注入水如原始水相互作用，水淹層電阻率趨于油層電阻率值；當(dāng)N值更大時(shí)，此時(shí)注入水礦化度遠(yuǎn)小于原始地層水，U 型的右端較高，注入水與初始束縛水充分作用致使儲(chǔ)層電阻率高于原始飽和油狀態(tài)。電阻率的U 型變化，表明注入水與地層水之間存在離子交換以達(dá)到離子平衡，且隨水淹程度的增加，該作用越不可忽略。

2 表征模型

水驅(qū)油過程中，受孔喉微觀結(jié)構(gòu)及儲(chǔ)層非均質(zhì)性影響，注入水在地層中多呈現(xiàn)指進(jìn)式驅(qū)替。由于注入水與孔喉束縛水間離子質(zhì)量分?jǐn)?shù)的差異，注入水與孔喉束縛水間存在離子交換作用，且該作用是一個(gè)動(dòng)態(tài)過程，即在水淹初期離子交換作用較弱，而至最終殘余油狀態(tài)，孔喉內(nèi)流體礦化度逐漸趨近于注入水礦化度[28,31-32]。在地層逐步水淹加劇過程中，隨著注入水體積倍數(shù)增加，儲(chǔ)層內(nèi)含油飽和度降低，注入水與孔喉原生水離子交換作用逐步增強(qiáng)。由于水驅(qū)油過程中，注入水流體速度極低，因此忽略流體與骨架部分作用導(dǎo)致孔喉物性變化，同時(shí)，不考慮流體和巖石骨架的彈性變化影響。注水過程中基于物質(zhì)平衡方程，注入流體含鹽量與孔喉內(nèi)原始含鹽量之和應(yīng)等于產(chǎn)出流體含鹽量與當(dāng)前孔喉流體含鹽量之和。

整體關(guān)系可表示為：

式中：Qi為注入水量，單位m3；Ci為注入水礦化度，單位mg/L；Vp為儲(chǔ)層孔喉體積，單位m3；Swi為儲(chǔ)層束縛水飽和度；Cwi為初始束縛水礦化度，單位mg/L；Qwp為產(chǎn)出水量，單位m3；Cwp為含水飽和度為Sw時(shí)產(chǎn)出水礦化度，單位mg/L；Sw為水淹后當(dāng)前含水飽和度；Cwa為含水飽和度為Sw時(shí)孔喉內(nèi)全部水平均礦化度，單位mg/L。

而注入過程含水飽和度的增加是一個(gè)漸進(jìn)式過程，因此，水驅(qū)過程中對應(yīng)任一含水飽和度Sw條件下孔喉流體發(fā)生離子交換的束縛水體積僅占總束縛水體積的一部分。假定某一穩(wěn)定狀態(tài)總注入水體積為水驅(qū)后產(chǎn)出油氣體積Vp(Sw-Swi)的k倍，孔喉內(nèi)原始束縛水中發(fā)生離子交換體積占總束縛水體積的比例為α，發(fā)生離子交換部分溶液礦化度整體均衡，則有：

孔喉內(nèi)當(dāng)前水相含鹽量可表示為：

其中，注入水體積倍數(shù)k表示為[12]：

式（2）—式（4）中：k為注入水體積倍數(shù)；Fw為含水飽和度為Sw時(shí)的產(chǎn)水率；α為含水飽和度為Sw時(shí)原始束縛水中發(fā)生離子交換的比例。

隨著注水體積倍數(shù)增加，儲(chǔ)層水淹程度加劇，持續(xù)水洗使得注入水波及面積增大，儲(chǔ)層含水飽和度不斷增加，注入水與原始地層水進(jìn)一步充分接觸完成離子動(dòng)態(tài)交換。在剛開始注入水瞬間，無注入水進(jìn)入地層儲(chǔ)層離子交換率為0，當(dāng)油層含水飽和度達(dá)到（1-Sor）時(shí)，此時(shí)，孔喉空間內(nèi)油相被完全驅(qū)出，注入水與原生束縛水離子充分交換，儲(chǔ)層離子換率無限接近為1。因此，地層驅(qū)油效率越高，離子交換率越大，通過儲(chǔ)層含水飽和度的相對變化，可一定程度上表征離子交換率，α等效表示為：

式中：Sor為殘余油飽和度；Sw0為儲(chǔ)層初始含水飽和度（對于純油層則等于束縛水飽和度）。

則將式（2）和式（3）聯(lián)合，可得當(dāng)?shù)貙雍柡投葹镾w時(shí)發(fā)生離子交換部分混合液礦化度與產(chǎn)出水礦化度相等，表示為：

根據(jù)混合液電阻率Rwz與礦化度Cwz的關(guān)系[25，32]，則有：

式（6）—式（7）中：Cwz為含水飽和度為Sw時(shí)發(fā)生離子交換混合液礦化度，單位mg/L；Rwz為含水飽和度為Sw時(shí)孔喉內(nèi)流體離子交換部分流體的電阻率，單位Ω·m；T為當(dāng)前儲(chǔ)層溫度，單位℃。

基于并聯(lián)導(dǎo)電機(jī)理（圖3），水淹層地層含水飽和度為Sw時(shí)，孔喉內(nèi)混合液總電阻率Rwa與各部分流體電阻率間關(guān)系可表示為：

圖3 水淹過程離子交換等效示意圖Fig.3 Equivalent sketch of ion exchange during water flooding

對應(yīng)儲(chǔ)層電阻率Rt計(jì)算依據(jù)Archie公式：

式（8）—式（9）中：Rwa為含水飽和度為Sw時(shí)孔喉內(nèi)流體的總電阻率，單位Ω·m；Rt為儲(chǔ)層電阻率，單位Ω·m；φ為儲(chǔ)層孔隙度；Rwi為初始束縛水電阻率，單位Ω·m；Ri為注入水電阻率，單位Ω·m；a、b、m、n為巖電參數(shù)，基于巖電實(shí)驗(yàn)獲取。

研究表明，水淹過程中巖電參數(shù)m和n會(huì)隨著地層水性質(zhì)和流體飽和度變化而發(fā)生改變[26，33-34]，表現(xiàn)為混合液礦化度和儲(chǔ)層含水飽和度的函數(shù)，基于實(shí)驗(yàn)結(jié)果擬合分析可得：

基于公式（8）和式（9）建立的水淹過程地層混合液平均電阻率和儲(chǔ)層電阻率關(guān)系，結(jié)合目標(biāo)儲(chǔ)層巖心S1樣品不同礦化度水驅(qū)油實(shí)驗(yàn)監(jiān)測樣品電阻率變化，同時(shí)選擇100 000 mg/L條件驅(qū)替束縛水和殘余油飽和度作為參考基準(zhǔn)，初始束縛水飽和度為24.0%，殘余油飽和度為27.2 %，則模擬計(jì)算得到水驅(qū)油過程樣品電阻率變化見圖4，結(jié)果表明采用模型可以較好地表征水淹過程儲(chǔ)層電阻率整體變化特征。

圖4 模擬計(jì)算巖心電阻率變化與實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)對比Fig.4 Comparison between simulated and experimental results for core sample

3 實(shí)例應(yīng)用

根據(jù)建立的混合液電阻率模型及含油飽和度模型，結(jié)合目標(biāo)區(qū)域儲(chǔ)層特征參數(shù)計(jì)算模型對青海油田H 區(qū)塊有密閉取心資料的X1 井進(jìn)行處理解釋，該井2016 年8 月完井投產(chǎn)，投產(chǎn)初期取樣分析產(chǎn)出水為CaCl2型，氯離子質(zhì)量分?jǐn)?shù)為68 893.53 mg/L。圖5中，從左至右第1 道為巖性曲線道，第2 道為深度道、第3道為射孔層位道，第4道為孔隙度曲線道，第5和6 道為電阻率曲線道，第7 至9 道為處理成果曲線和巖心分析結(jié)果道。將計(jì)算得到的儲(chǔ)層含油飽和度與密閉取心飽和度進(jìn)行對比（第7道），結(jié)果表明采用建立的水淹層飽和度定量計(jì)算模型計(jì)算的含油飽和度與巖心分析含油飽和度符合率為92.33%，證明所建立模型能夠較為準(zhǔn)確評價(jià)目標(biāo)區(qū)儲(chǔ)層水淹層含油飽和度。綜合該井投產(chǎn)后井口生產(chǎn)數(shù)據(jù)（圖6），該井投產(chǎn)初期射孔層為962.9～964.3 m、965.9～969.4 m 和993.4～996.6 m 進(jìn)行分析，3 個(gè)射孔層解釋含油飽和度分別為53.465%、51.729%、50.829%，計(jì)算得束縛水飽和度分別為33.692%、29.059%、31.352%，參照區(qū)域水淹層評價(jià)標(biāo)準(zhǔn)解釋該井3 個(gè)射孔層均為低水淹層，結(jié)合該井井口生產(chǎn)動(dòng)態(tài)進(jìn)行分析，該井投產(chǎn)初期產(chǎn)液2.77 m3/d，產(chǎn)油1.92 m3/d，含水率為30.69%，與解釋結(jié)論一致。

圖5 青海油田H區(qū)塊X1井測井處理解釋成果Fig.5 Well logging interpretation results for Well-X1 in H block of Qinghai Oilfield

圖6 青海油田H區(qū)塊X1井井口生產(chǎn)動(dòng)態(tài)數(shù)據(jù)Fig.6 Production performance data for Well-X1 in H block of Qinghai Oilfield

4 結(jié)論與認(rèn)識(shí)

1）不同礦化度注入過程中儲(chǔ)層電阻率變化存在不同特征，水淹后儲(chǔ)層電阻率變化規(guī)律與原始地層水礦化度與注入水礦化度比值密切相關(guān)。

2）水淹層含油飽和度定量評價(jià)過程中需考慮注入水與原生地層水離子交換以提升混合地層水電阻率計(jì)算精度，結(jié)合建立的考慮不同礦化度模擬地層水驅(qū)替過程注入水體積倍數(shù)及離子交換作用效率影響的混合地層水礦化度表征模型，準(zhǔn)確表征了注水開發(fā)過程儲(chǔ)層流體動(dòng)態(tài)變化。

3）以青海油田H 區(qū)塊為例進(jìn)行水淹儲(chǔ)層測井評價(jià)，計(jì)算水淹儲(chǔ)層剩余油飽和度與取心分析含油飽和度符合率為92.33%，解釋水淹級別與實(shí)際生產(chǎn)動(dòng)態(tài)一致，為油田水淹儲(chǔ)層剩余油飽和度評價(jià)提供了有效技術(shù)支持。