姚红伟;李健伟;陈利雯;滑爱军
【摘 要】红河油田水平井已经实现了规模开发,但存在部分井投产后产水率较高,同一井区不同井产能差异较大的问题.受井下环境的限制,测井资料项目录取比较单一,一般只测常规声波、双感应系列,使得应用测井资料对水平井进行地质参数评价存在一定的困难.如何有效利用现有测井资料提前判断可能产水层位、进而规避射开高含水部位,预测高产层段是测井评价工作的重点.本文在研究该区域储层基本特性的基础上,以测井资料为依托,从孔隙结构及成藏动力学的角度出发,对储层出水原因及产能的预测进行分析探讨,通过实际应用取得了很好的效果,为今后水平井投产层段的优选及产能的预测提供了参考. 【期刊名称】《工程地球物理学报》
【年(卷),期】2014(011)004
【总页数】6页(P541-546)
沈阳营销【关键词】出水原因;产能评价;水平井;红河油田
【作 者】姚红伟;李健伟;陈利雯;滑爱军
【作者单位】中石化华北分公司第一采油厂,河南郑州450006;中石化华北石油工程有限公司测井分公司,河南郑州450006;中石化华北石油工程有限公司测井分公司,河南郑州450006;中石化华北石油工程有限公司测井分公司,河南郑州450006
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【正文语种】中 文
【中图分类】P631
1 引 言
红河油田延长组油藏资源丰富，储层渗透率低（小于1mD）且储集层非均质较强，局部区块或油层组有裂缝发育，前期采用直井注水开发试验，产量低（小于1t／d），且部分井出现水淹，严重地制约了油田高效快速开发。由于水平井在国内迅猛发展，其非裂缝性油藏产量大约是垂直井的3倍，其具有天然裂缝的油藏产量可达到垂直井的12倍［1，2］。自2010年以来，华北局在长8、长9油藏实施水平井开发试验取得初步成功，4口水平井初期平均日产量30t，其中，HH37P2井日初产达到111t。红河油田水平井数占总井数比例逐年
提高，水平井年产油贡献比例逐年提高，但水平井测井解释评价所面临的问题也日益突出，应用于垂直井中的测井仪器用于大斜度井和水平井测井需要面对种种不利因素的影响［3，4］，且大部分井投产后出水率较高，且产能差异较大，给后续工作带来了难度。本文以此为研究目标，由储层特征分析入手，从成藏动力学的角度对出水原因及出水层位进行预测，同时结合孔隙结构分析，对储层的产能进行预测分析，通过实际资料验证，取得良好的应用效果，对后期油田投产层段的选择及前期产能预测有着重要的现实意义。
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2 储层基本特征
长8、长9油藏是红河目前水平井上产的主要目的层段，该段地层厚度为67.5～97.0m，电性特征上自然伽马较上覆地层曲线幅度变化减小，其基值较上覆地层降低，自然电位曲线在砂岩层呈明显负异常显示；声波时差及电阻率曲线整体变化较上覆地层减缓，其基值较上覆地层降低。长8、长9油藏的岩性、物性、地层水、含油性可以归纳为以下特征。 2.1 岩性特征
根据录井现场描述资料统计分析，研究区域岩性均以细砂岩为主，含有少量粉砂岩，其次
为中砂岩。长8储层中粒砂岩明显增多，颗粒分选较好（中等－较好），磨圆度较差，多以次棱角状为主，颗粒间的接触更紧密，常为点、线－凹凸状接触，胶结类型以镶嵌式和孔隙式为主，岩石类型主要以岩屑质长石砂岩和长石质岩屑砂岩为主，含少量长石砂岩、岩屑砂岩。
2.2 物性特征
从取芯资料分析，整个研究区域内储层物性较差，不同区块差异较大，但总体反映为典型的低孔、低渗特征，平均孔隙度在6.6%～12.4%之间变化，平均渗透率在0.12～5.38mD之间变化（表1）。其中，长8储层为典型低孔低渗油藏［5，6］，储层孔渗关系相对简单，主要呈正相关关系，渗透率的升降趋势与孔隙度大小的升降趋势相一致，表明砂岩的储、渗能力完全或主要依赖于砂岩基质孔隙与喉道。泾川长9段储层孔渗关系相对复杂，以孔隙度14.5%为界反映为两种关系，即在孔隙度大于14.5%时，孔隙结构变的非常单一，基本为管状线性结构，孔隙度的微量增大会导致渗透率急剧升高。而在孔隙度小于14.5%时，反映为较复杂孔隙结构储层特征。
表1 红河油田储集砂岩样品孔隙度和渗透率统计Table 1 The sample statistics of porosity a
nd permeability of Honghe oilfield sandstone reservoir区块 层位 Φ／% K／mD最小 最大 均值 最小 最大 均值川口 长83.3 9.5 6.6 0.01 0.56 0.12泾川 长83.7 14.8 8.0 0.01 0.50 0.10长93.2 18.6 12.4 0.01 78.30 5.38中原 长82.4 17.8 11.9 0.01 9.45 0.65
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2.3 地层水地球化学特征
通过对中原、川口、泾川三个区块试油水分析资料表明，研究区域水型主要以氯化钙为主，矿化度变化范围很大，在14000～90000mg／L之间变化。换算地层水电阻率在0.04～0.35Ω·m之间，从平面分布上分析：中原地区长8组地层水矿化度从东向西逐渐升高；川口地区地层水矿化度变化复杂，但总体具有两个高矿化度地带，分别为HH12、HH17井区和HH38井区，因此地层水矿化度差异导致了油水层电性差异大，给测井资料的解释带来了困难；泾川地区长9地层水性相对简单，总体体现为北高南低的特征。
2.4 含油性特征
由研究区块岩心分析物性与含油产状关系分析可知，录井显示级别与储层物性好坏具有直接关系，储层物性越好显示级别越高，即储层孔隙度、渗透率值较大者，其录井级别明显
高于孔隙度、渗透率低的层位。结合岩性的粗细程度分析，发现岩性颗粒粗，对应含油性相对较好，颗粒细，对应含油性相对较差。整体上看，中砂岩录井显示为油浸和油斑，细砂岩录井显示为油浸和油斑超过50%，而粉砂岩录井显示以油迹和荧光居多。
3 孔隙结构评价理论基础
油气藏内各种砂岩储层储集空间都是由大小不等的孔隙喉道组成，其油气藏形成主要受油气运移的浮动力（即驱动力）和毛管孔隙水的阻力影响，是油气运移的驱动力不断克服毛管压力而排驱水达到平衡的过程。油气水分布的现状是驱动力和毛管压力相对平衡的结果，其含水饱和度与深度的关系具有毛管压力曲线的分布特征，显然油藏内不同位置处的含水饱和度受油藏高度（自由水界面以上的高度）、孔隙结构以及油水密度差（流体性质）等因素控制［7］。因此在油藏高度一定的情况下，油藏原始饱和度主要受储集岩的孔隙结构的控制。1941年Leverett在实验过程中，提出了无量纲毛管压力——J函数的概念，J函数的意义是砂岩储层孔隙结构相近岩样的数据点将落在同一条J函数曲线周围，故可用J函数曲线求取不同砂岩储层孔隙结构的油藏的原始饱和度，其定义为［8］：
式中 ：Pc为毛管压力，MPa；σ为流体界面张力（N／m）；θ为润湿接触角（°）；K 为渗
透率，mD；φ为孔隙度，%。戴西
原海涵以普塞尔理论为指导［8］，结合Archie公式得出岩性系数（T）与渗透率（K）成反比关系，与孔隙度成正比关系。匡立春用岩石简化导电模型获得了孔隙结构系数［9］，能够很好的反映储层孔隙大小及其曲折程度，用于评价储层特征，其孔隙结构的定义为：
式中：S为孔隙结构系数；rc为毛管半径，μm；τ为孔隙弯曲度。
几种理论方法既有差异又有联系，其共同点就是把作为评价储层孔隙结构的核心，实际应用中定义其为孔隙结构指数，为后续研究提供了理论基础。因此，在实际应用时定义为储层孔隙结构指数RQI，只要利用测井资料求取储层渗透率（K）和孔隙度（φ），就可以通过计算孔隙结构指数RQI进行储层孔隙结构性质的评价，同时可以根据压汞资料建立RQI与饱和度中值压力Pc50之间的关系，进行后期各类评价。毕晓普
4 储层出水原因分析
由油气成藏机理可知，油气聚集要克服毛管压力驱替毛细管中的地层水形成油藏，在相同驱替力条件下，不同孔隙结构储层的含油饱和度不同，当驱替力较小时，不同孔隙结构储
层的含油饱和度的相对差别更大，孔隙结构较好的储层可能成为纯油层，孔隙结构稍差的储层可能为含油饱和度较低的油层或油水同层，而孔隙结构差的储层可能成为水层或干层［10～12］。即不同孔隙结构的储层成藏需要不同的驱替压力，该驱替压力所对应的油柱高度称为油气成藏的最小油柱高度。如果实际油层的闭合高度大于此值，就可能产纯油，大得越多，产纯油的厚度就越大；反之，实际油层闭合高度小于此值，则会出水。换句话说，由于受孔隙结构的影响，位于油水界面之上的储层也可能出水。因此，可以利用孔隙结构指数来判断储层是否出水。
研究表明，饱和度中值压力（Pc50）可以有效反映储层成藏需要的最小有效压力，而Pc50所对应的油柱高度就是储层能成为纯油层的最小油柱高度。由压汞资料分析发现，Pc50与孔隙结构指数RQI有着良好的关系（式（1）），因此在实际应用中，在确定储层孔渗关系后就可以计算储层成为纯油层的最小驱替压力和对应的最小油柱高度。
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