基于水淹評價的多層合采井含水率預測方法

陳曉明，李志愿，趙漢卿，吳曉慧，常會江

(中海石油(中國)有限公司 天津分公司，天津 300459)

隨著油田開發進入高含水、高采出程度的“雙高”階段，能否準確預測調整井鉆后的綜合含水率直接影響著油井產液能力的評價[1-2]。傳統的預測方法主要依賴于油藏數值模擬結果或直接類比周邊井生產動態[3-5]，并沒有充分利用實鉆井資料，預測精度較低，這在一定程度上制約了射孔方案和泵選方案的優化[6-8]。基于此，本文以BZ油田Sand-2砂體水淹層的測井響應特征為研究對象，結合油藏工程理論，探討了基于常規測井資料的多層合采井含水率預測思路和方法，該方法在BZ油田局部調整實踐過程中取得了較好的應用效果。

1 水淹層測井響應特征

BZ油田位于渤海灣南部海域，為一繼承性發育并被斷層復雜化的斷塊構造，屬于淺水三角洲沉積。儲層巖性復雜，以細砂巖、粉砂巖為主，儲層物性較好，平均孔隙度31%，平均滲透率1 538×10-3μm2，屬于高孔-高滲儲層。油田砂體儲量規模差異較大，開發早期采用了水平井分層系開發，目前油田綜合含水84.5%，采出程度24.3%。為降低開發風險，在局部調整階段油田選擇縱向疊合程度較高的區域實施定向井加密。該油田儲層以正韻律沉積為主，從儲層頂部至儲層底部物性逐漸變好，油層原始電阻率也相應變高，經過長期注水開發后，一方面注入水沖刷導致儲層孔喉半徑略有增加，另一方面注入水與地層水的混合導致混合液礦化度升高，兩種作用協同使得油層水淹后的電阻率呈現明顯降低的特征。圖1為Sand-2砂體儲層原始狀態下的測井響應曲線。圖1中電阻率曲線反映出了明顯的正韻律特征，由砂體頂部至底部，儲層物性逐漸變好，電阻率數值逐漸增大；圖2為Sand-2砂體儲層在經過水驅開發后由過路井B22測得的部分水淹后的測井響應曲線。圖2中電阻率曲線反映出砂體上部電阻率隨物性變好而逐漸增大，為未水淹層，但在垂深1 228 m之下，電阻率呈現明顯下降的趨勢，為儲層水淹后的特征。

2 水淹級別定量評價

基于以上測井響應特征，在水淹層解釋過程中，可以用實測水淹層電阻率計算當前含水飽和度，利用油田原始物性資料進行原始電阻率的反演，進而得到原始含水飽和度，最后利用兩個飽和度之間的差異計算驅油效率，結合驅油效率與含水率之間的定量關系，確定水淹級別[9-10]。

2.1 含水飽和度計算

BZ油田水淹前后的測井含水飽和度計算模型采用印度尼西亞公式[11-13]效果較好，見式(1)：

(1)

式中：Sw為含水飽和度；Vsh為泥質含量；φ為孔隙度；Rsh為泥巖電阻率，Ω·m；Rt為地層電阻率，Ω·m；Rw為地層水電阻率，Ω·m；a為巖性系數；m為膠結系數；n為飽和度指數。

1)巖電參數 巖電參數a、m和n可以通過巖電實驗獲得，BZ油田采用的印度尼西亞公式中涉及的巖電參數取值分別為：a=1.0，m=1.82，n=1.84。

2)地層電阻率 原始地層電阻率本文采用相鄰區域反演法得到，調整階段的地層電阻率可通過實測資料獲得。BZ油田儲層發育穩定，原始狀態下純油層段的深側向電阻率與物性曲線關系對應較好，電阻率與有效孔隙度具有很好的相關性(見圖3)，因此可以通過選取調整區域周邊相同構造高度的未水淹井作為參考井，利用物性曲線進行原始電阻率反演。

3)地層水電阻率 原始地層水電阻率采用開發方案設計階段的地層水電阻率，調整階段的地層水電阻率是原始地層水與注入水混合后的值，因此準確計算混合水電阻率是評價水淹層剩余油飽和度的關鍵，在BZ油田測井解釋過程中，采用了混合水電阻率模型[14-17]。

溶液導電的本質是溶液中離子的定向移動，溶液混合前后應滿足離子平衡條件，結合巖石體積物理模型可得到：

(2)

式中：cwm、cwc、cwi分別為混合液礦化度、原始地層水礦化度、注入水礦化度，mg/L；Swc為束縛水飽和度，%。

該式即為混合液地層水離子導電模型，結合前人對溶液電阻率、溫度以及礦化度關系的研究[18]，地層混合水電阻率可表示為：

(3)

式中：Rwm為地層混合水電阻率，Ω·m；T為地層溫度，℃；α為溫度系數，通常取0.025；β為常數，通常取-0.95。

當地層電阻率Rt采用調整井實測的電阻率Rd，地層水電阻率Rw采用混合液地層水電阻率Rwm時，由印度尼西亞公式得到的含水飽和度為當前調整階段時期的含水飽和度：

(4)

聯立式(2)、(3)、(4)即可獲得地層混合水電阻率Rwm和當前的含水飽和度Sw。

2.2 驅油效率計算

基于以上分析，采用雙飽和度法[12,19]可以確定當前油層的驅油效率η，公式為：

(5)

為確定水淹級別，通常將含水率作為評價參數，水淹解釋過程中需要根據相滲曲線關系將驅油效率轉化為含水率，BZ油田驅油效率與含水率關系可根據本油田相滲數據計算獲得(見圖4)，按照行業標準，以含水率10%、40%、80%作為水淹級別[4]界限，得到該油田水淹級別判斷標準見表1。

表1 BZ油田水淹級別判斷標準

3 多層油藏含水率表征模型

為評價多段油層合采初期的產能，需要對投產初期的含水率做出準確預測，傳統方法以數值模擬和類比法為主，對實鉆井資料利用不夠充分。本部分在水淹定量評價的基礎上對多層油藏投產初期含水率進行定量預測，該方法采用加權平均的方式，對所有層段的水淹解釋結果進行加權平均，預測得出所有層段同時打開后的綜合含水率。

流體在儲層孔隙中的流動符合達西定律，根據水電相似原理，某一層段的產液量可表示為[20]：

(6)

式中：qL為產液量，m3/d；P為儲層任一點壓力，MPa；r為儲層任一點位置，m；Rw為井筒半徑，m；R為儲層滲流阻力，MPa·d/m4。

根據兩相滲流理論[21]，此處滲流阻力可表示為：

(7)

式中：K為儲層滲透率，10-3μm2；h為儲層厚度，m；Krw為水相滲透率，無因次；Kro為油相滲透率，無因次；μw為水相黏度，mPa·s；μo為油相黏度，mPa·s。

為直觀描述滲流阻力的大小，根據文獻[22]，在此引入流度Mt：

(8)

由(8)式可以看出流度的大小取決于巖石相對滲透率的大小，類似地，通過相滲公式轉換，可以得到流度與驅油效率的關系曲線，如圖5所示。

聯立式(6)、(7)、(8)，儲層產液量展開式為：

(9)

假設油藏共有n個小層，對每個小層進行加權平均可得多層油藏綜合含水率Fw：

(10)

將式(9)帶入式(10)，并化簡：

(11)

由式(11)可以看出，與儲層綜合含水率直接相關的兩個動態參數分別為單層段的流度和含水率，這兩個動態參數可以通過測井解釋結果(驅油效率)轉化得到。

4 礦場實例分析

BZ油田在開發調整階段共實施了13口定向井(6注7采)，根據本文水淹級別定量評價方法對調整井各層段水淹情況解釋并對投產后含水率進行預測。以B31井為例，在未水淹油層段反演的原始電阻率基本上與相移電阻率重合，而在水淹層段，反演的原始電阻率則明顯比相移電阻率高，且水淹程度越高，二者的幅度差越大(見圖6)。表2為B31井綜合含水率預測所用到的評價參數，考慮到第6號小層水淹程度較高且5號小層未進行避射，在實際計算過程中5號小層的驅油效率選用兩個小層的平均值，最終預測綜合含水為53.5%。

表2 BZ油田調整井綜合含水率定量評價參數(以B31為例)

圖7為B31井投產后開采特征曲線，該井投產后3個月內的綜合含水率維持在50%至60%之間，與預測值較為吻合。根據射孔原則，采用本文方法對其他6口采油井投產初期綜合含水率進行預測，預測含水率與實際生產情況符合程度超過80%(見圖8)，驗證了新方法是準確可靠的。該方法可為油田剩余油分布研究、調整井射孔方案敏感性分析、采油井電泵排量合理選擇等提供技術支持。

5 結論與認識

1)基于Sand-2砂體測井響應特征分析，明確了BZ油田油層水淹前后的測井響應差異和特點，并根據雙飽和度法給出油田水淹級別判斷標準；

2)基于水淹定量評價結果，結合水電相似原理和兩相滲流理論，建立了多段油層合采井綜合含水率定量表征模型，模型表明與綜合含水率直接相關的兩個動態參數為單層段的流度和含水率，可通過驅油效率換算得到；

3)新方法成功指導了BZ油田調整井投產初期的含水率預測，彌補了渤海油田多層油藏綜合含水率預測方法的局限性，可為后續類似油田的調整研究提供參考。