新木油田高含水期剩余油分布規律

王波，李超煒，朱霖，賈君慶，王曦，楊葉

（中國石油集團測井有限公司吉林分公司，吉林 松原 138000）

0 引 言

吉林新木油田位于松遼盆地南部中央坳陷區扶新隆起帶，儲層孔隙度平均為12.9%；滲透率平均為2.7×10-3μm2，主要為低孔隙度低滲透率儲層，屬于構造背景下巖性油藏，油田歷經40 多年注水開發，主力目的層均已水淹且相繼進入高含水期，綜合含水率均達90%以上。在開發中主要存在層內、層間非均質性強，層間產出差異大，區塊斷層切割嚴重，井網不完善，含水率上升快，剩余油分布非常復雜并且側向挖潛困難等問題。油層在注水過程中發生的一系列變化均能不同程度反映在測井資料上，本文針對研究區建立了適用的水淹層測井精細解釋評價方法。在單井水淹層精準解釋基礎上，實現了測井與地質油藏開發一體化評價剩余油及老井潛力，明確剩余油富集區，提出潛力層系統挖潛方案，解決了油田挖潛技術問題。

1 高含水期水淹層測井解釋方法

1.1 水淹層變化特征

油層水淹后，儲層物理特征和測井響應特征均發生一系列的變化，認清這些基本變化特征是水淹層測井解釋評價的基礎。根據研究區新井和老井的巖心資料、試油投產資料統計分析，隨著注水開發時間的加長，孔隙度和滲透率總體呈增加趨勢，油層水淹后地層含油飽和度明顯降低，不同區域變化程度有所不同。

研究水驅油電阻率與含水飽和度關系是油田開發過程中用電阻率研究剩余油飽和度的基礎[1-2]。為了研究新木油田不同物性的儲層在不同水淹程度下所表現出的電性特征，設計了巖相驅替試驗。圖1為檢查井3塊樣品1-3、10-1和12-2，其孔隙度分別為15.1%、12.8%和11.3%，用礦化度4 792.07 mg/L的注入水（相當于油田地層污水）進行驅替，在驅替過程中測量巖樣含水飽和度、電阻率和含水率，得到如圖1所示的電阻率和含水率隨含水飽和度的變化關系圖。由于該油田注入水和地層水的礦化度差別不大，巖相驅替實驗中，隨著水淹的加重及含水飽和度的增加，電阻率總體呈下降趨勢，只是在強水淹階段以后電阻率下降幅度減慢，呈平緩趨勢，總體呈“L”型、“S”型及幅度極小的“U”型。電阻率下降是新木油田水淹層的主要特征。水洗強度越高，水淹層電阻率越低，因而，可以通過電阻率降低判斷水淹級別。

圖1 電阻率和含水率隨含水飽和度的變化關系圖

污水回注開發的新木油田，油層水淹后電阻率降低，水淹越重電阻率降低越明顯[3-4]。如圖2 （a）所示，老油井M1井4小層深側向電阻率為25 Ω·m，聲波時差為300 μs/m，該層壓裂后日產液4.7 t，日產油3.6 t，含水率23.4%。如圖2 （b）所示，水淹井M2井4小層深側向電阻率為20 Ω·m，聲波時差為300 μs/m，壓裂4小層，日產液3.6 t，日產油0.5 t，含水率85.6%，含水率明顯升高，油層水淹較重。

圖2 測井曲線對比圖

油層水淹后，會引起自然電位曲線幅度變化、基線偏移[5-6]。當井筒中鉆井液礦化度一定時，自然電位負異常幅度隨著地層水礦化度的降低而減小。如圖2所示，M2井是2021年新井，與鄰井老油井M1井對比，M2井的油層水淹后自然電位幅度明顯減小，當油層水淹較重時，自然電位曲線甚至呈現平直特征，有時還出現正異常幅度。隨著注入水的推進，原生水中所溶解的鈾元素容易被離析，并沉淀在巖石顆粒的表面，所以高滲透性的水淹層容易出現高鈾顯示，導致自然伽馬出現高異常值。

1.2 水淹層參數定量解釋模型

建立區塊適用的水淹層參數模型，定量計算水淹層剩余油飽和度是水淹層測井描述的核心內容，是定量評價剩余油的主要依據[7]。綜合考慮泥質含量對孔隙度的影響，通過3口取心井256塊樣本巖心分析化驗資料，利用聲波時差、密度曲線與自然伽馬相對值進行二元擬合，求取孔隙度解釋模型。

利用聲波時差曲線與自然伽馬相對值，建立計算孔隙度模型為

式中，?為孔隙度，%；ISH為自然伽馬相對值；AC為聲波時差，μs/m；R為相關系數。

利用密度曲線與自然伽馬相對值，建立計算孔隙度模型為

式中，DEN為補償密度，g/cm3。

利用聲波時差和巖性密度計算孔隙度，兩者平均絕對誤差分別為1.28%、1.16%。

圖3為新木油田取心井滲透率與孔隙度關系圖。由圖3可以看出，滲透率與孔隙度有較好的相關性，計算滲透率可用滲透率與孔隙度單相關模型。

圖3 取心井滲透率與孔隙度關系圖

式中，K為滲透率，mD。

計算的滲透率與巖心化驗分析滲透率進行對比分析，相關性較好，滲透率誤差在一個數量級。

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1.3 求取地層混合液電阻率

注入水進入地層驅替一部分原油的同時，注入水和原生地層水混合成為混合地層水，混合地層水的電阻率隨水淹程度的不同而不同。實際應用中可以將水淹的地層等效為由原生地層水、注入水、毛細管束縛水、泥質束縛水、油氣、泥質以及砂巖骨架組成的一個體積模型（見圖4）。

圖4 地層等效體積模型及電導率模型

由于砂巖骨架與油氣可以看作是不導電的，則地層電阻可以看作是以上4個組分混合液并聯導電的結果（見圖5）?？紤]區塊地質特點，經過一系列的公式推導得到式中，Rwz為地層混合液電阻率，Ω·m；Rw為原始地層水電阻率，Ω·m；Rwj為注入水電阻率，Ω·m；Rsh為泥巖電阻率，Ω·m；Sw為含水飽和度，%；Swz為混合地層含水飽和度，%；Swb為束縛水飽和度，%；Vsh為泥質含量。

地層導電模型必須要滿足分散泥質的印度尼西亞公式

式中，Rt為深探測電阻率，Ω·m；m、n為巖電參數。

采用迭代編程法實現地層混合液電阻率的連續求取，編程實現過程：讓Sw從Swb向Swz、Swz從Swb向1的順序，以步長為0.01遍歷，期間必然存在某個合適的Sw、Swz使式（4）、（5）都成立，此時的Rwz即所要求解的混合地層水電阻率。

儲層水淹后地層水電阻率處于注入水電阻率和原生水電阻率之間，并且水淹越嚴重，混合地層水電阻率越靠近注入水電阻率。目前新木油田共有5口井20個樣品進行混合地層水電阻率測試，應用該方法對這20個樣品進行重新計算，實驗數據與實際處理數據差值平均為0.015 35 Ω·m。說明此種混和地層水電阻率求取方法較為可靠。

1.4 剩余油飽和度模型

結合地區地質資料，應用不同含油飽和度模型的實際計算結果進行效果分析，優選新木油田剩余油飽和度計算模型。通過多種方法求取飽和度與巖心分析飽和度進行對比，從圖5中可以看出油田取心M3井計算含油飽和度與巖心分析含油飽和度相關性較好的是Fertl飽和度模型。

圖5 M3井含水飽和度模型分析圖

2 測井與地質油藏動態一體化研究剩余油分布規律

新木油田大部分水淹區塊日產油量較高的井區含水率均相對較低，剩余油相對較豐富，但也有個別井區日產油量相對較低，含水率較高，油層水淹較重。分析區塊井史資料，雖然主力目的層動用程度較高，但個別井區由于井網不完善影響或斷層隔擋等仍有一定的剩余油富集，整體區塊挖潛潛力仍然較大。

2.1 剩余油縱向分布特征

受重力分異作用的影響，巖性、物性相同的儲層，注入水較容易向下驅動儲層底部的原油。不同沉積砂體、不同韻律儲層的水淹特征不同[8-9]，剩余油縱向分布亦不同。

非均質正韻律儲層水淹特征：新木油田區塊各個儲層均具有較強的非均質特征，呈現不同的沉積韻律，各個沉積韻律表現的水淹層特征不同，剩余油富集部位亦不同。正韻律油層底部明顯水淹，測井曲線表現出高自然伽馬，低電阻率，特別是感應曲線圓滑且明顯下滑，呈現明顯的水淹特征。

非均質反韻律地層水淹規律：反韻律地層在新木油田比較少見，一般表現為地層從底部到頂部巖石顆粒由細變粗，巖石物性由差變好，反映當時水動力環境由弱到強。地層水淹后物性好的頂部先見水，隨著水淹程度的增加，地層壓力的增高，受重力分異作用的影響，地層的中下部慢慢水淹，在測井曲線上表現為電阻率曲線值降低且曲線圓滑。

非均質復合韻律地層水淹規律：多次沉積、迭加的儲層厚度較大，層內可以細分為幾個正韻律和反韻律地層，巖性、物性變化大，反映沉積環境經歷多次水進、水退，水動力變化過程較復雜。地層中下部分的孔滲條件最好，在測井曲線上可以看出由多個韻律砂體迭加而成。地層水淹后表現出多樣性，但一般在巖性、物性最好的中下部某一個韻律地層的某段內水淹。

2.2 剩余油平面分布規律

在單井水淹層精細解釋前提下，利用測井與地質油藏動態一體化評價技術研究了油田剩余油分布規律[10-11]，有效指導了老井挖潛。

（1）地質構造影響形成剩余油富集區。構造高部位易形成剩余油聚集區：構造背景下的斷層巖性油藏，儲層含油性主要受構造作用控制，構造高部位原始含油性好，注水開發后受注入水波及程度相對較差，目前仍是較好的產油區。M17區塊為該油田的典型示范區，整體構造都是東高西低，區塊向南、向北延伸，構造位置也逐漸變低。高部位含油飽和度也相對較高，剩余油相對富集，含油飽和度從東向西呈降低趨勢。完鉆新井M4井位于區塊相對構造高部位，投產11、12小層，投產后日產液17.3 t，日產油3.8 t，含水率78%。日產油量較高，說明井區剩余油飽和度較高。

斷層遮擋易形成剩余油富集區：斷層遮擋往往易形成更好的儲集空間，原始油藏含油性相對較好，目前由于斷層遮擋作用，注入水波及程度相對較差，油層水淹相對較輕，剩余油飽和度較高。新木油田各區塊目前日產油較高、累產油較多的井區也大多位于斷層附近，目前井區內井日產油量均在1.0 t以上，最高日產油量達4.4 t。

（2）儲層有效厚度大的井區剩余油較多。厚油層中往往分布著若干不連續的非滲透性薄夾層，這些薄夾層會對注入水推進過程中的垂向上竄流起到抑制或隔離作用，使厚油層的某些部位水洗較弱，形成剩余油富集區。有效厚度大是影響儲層產能的重要因素。因此，對有效厚度大的未動用層或者有效厚度大初次動用時產能較好的層進行二次壓裂，仍有望獲得較好的效果。M5井是M17區塊的一口老井，該井9小層有效厚度為5 m，該層補壓前日產液2.4 t，日產油0.6 t，含水率72%；補壓后日產液8.5 t，日產油3.8 t，含水率55.7%，增油較多，說明這類儲層是較好的潛力接替層。

（3）井網影響剩余油分布。因油田注采系統不完善，往往會使油井某一層位的油不能在良好的水驅條件下開采出來而成為剩余油。油、水井的位置關系是影響油井水淹程度及快慢的因素之一。該油田不同井網驅油效果不同，剩余油富集程度也有很大差別。

水井東西向的油井剩余油相對較少，水井南北向油井水淹相對較輕，剩余油較多。M6與水井M6-1井近東西向，該油井目前水淹最重，日產液量較高為19.9 t，日產油量相對較少只有0.1 t。而水井近東西向，偏北、偏南的5口油井目前產液量均相對較高，日產油量均為0.3 t，水井南北向的油井目前日產油量相對較高，例如，M7井日產油量高達1.4 t，M8井日產油量為0.7 t。

二線采油井區往往剩余油較多。二線油井因距離水井相對較遠，且一線油井投產后在該井方向產生泄壓點，從而加快該方向的注入水推進速度，導致一線油井水淹，而對二線油井注入水增量補充作用大于水洗影響，因此，往往在二線油井形成剩余油富集。

距離水井遠、附近油井少的井區有一定剩余油。例如ME3、ME+3井東西向雖各有1口水井，但距離較遠，這2口油井目前日產油分別為1.64 t、1.51 t，含水率分別為85%、88%，仍具有較高的產油量。其北部及南部油井則較密，目前含水率較高，日產油量較少。

水井注水量影響井區剩余油分布。M128區塊為新木油田的重點挖潛區塊，經過長期注水開發，目前已進入高含水期，其北部井區累注水較少，周圍油井累產油較少，目前部分井日產油較高。如M+1井3小層周圍水井注水量相對較少，目前該井日產液1.9 t，日產油0.3 t，含水率82.9%；M12井目前日產液6.1 t，日產油1.0 t，含水率67.1%，其周圍水井注水量也不高。目前井區均有較好的剩余油富集。

3 潛力層建議及挖潛效果

利用建立的適用于新木油田的測井解釋方法，2020—2022年間解釋完成新調整井232口，統計投產142口井456層，符合395層，解釋符合率為86.6%。在新木油田低孔隙度低滲透率高含水期剩余油評價研究基礎上，進行919口老井復查研究。結合區塊開發動、靜態資料，詳細掌握井區儲層動用情況，考慮構造和注采井網關系的影響，分析油層水淹程度，進行油田各個區塊潛力層評價研究，提出183口井挖潛建議方案。

如圖6所示，M10井是M17區塊2004年開發的老油井，按照區塊老井復查認識成果提出該井的4小層和6小層具有很好的潛力，措施前日產液0.7 t，日產油0.6 t，含水率為14.3%。為了提高單井產油量，于2021年對4小層和6小層采取二次壓裂措施增油，措施后日產液15.1 t，日產油1.6 t，含水率89.4%，日增油1.0 t，累計增油已達890.0 t，取得較好的挖潛效果。目前新木油田采取建議措施126口井，累計增油2.06×105t，為新木油田老井挖潛提供了很好的測井技術支持。

圖6 M10井測井曲線對比圖

4 結 論

（1）采用測井與地質油藏開發一體化技術評價新木油田低孔隙度低滲透率高含水期剩余油分布規律。儲層縱向上主要分布在非均質性較強、物性較差的層段；橫向上分布在構造高部位、斷層遮擋區、儲層有效厚度大的井區、原始含油飽和度較高的井區及井網不完善區，包括水井南北向井區、二線采油井區、距離水井較遠井區、采油井較少的井區、注水量較少井區等。

（2）利用建立的水淹層測井精細解釋方法對新木油田232口新井進行處理解釋，統計投產142口井456層，符合395層，符合率為86.6%。水淹層測井精細解釋為油田高含水期剩余油分布研究奠定了很好的技術基礎。

（3）提出的潛力層措施挖潛取得較好的效果。在新木油田高含水期剩余油分布研究基礎上，進行近3年919口老井復查研究，提出183口井挖潛建議方案，實際應用中效果較好。目前采取措施126口井，累計增油2.06×105t，為油田老井挖潛做出貢獻。