考慮注水體積倍數及離子交換的水淹層剩余油評價方法

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研究院，甘肅 敦煌 736202；2.西南石油大學地球科學與技術學院，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）

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

目前水淹層測井技術主要包括常規勘探測井、套后剩余油飽和度測井等技術[2-6]，受套后剩余油飽和度測井監測成本和監測覆蓋率限制，目前水淹層評價依舊以常規勘探測井技術為主，同時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，國內外學者圍繞水淹后混合地層水電阻率定量評價開展了大量的物理實驗、數值模擬和理論推導研究[7-13]，在水淹層剩余油飽和度定量評價方面以國內研究居多[14-15]。對應建立的混合液地層水電阻率計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，上述各類方法在計算混合溶液電阻率中被一定范圍采用，但受不同地區礦場施工和井眼、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，并未廣泛推廣應用[12]。其后，基于并聯導電模型[21-23]、一階偏導阿爾奇模型、動靜態資料綜合法[24]，物質平衡法模型[20,24-26]、離子交換模型[9,27-28]、多參數擬合模型[29]等被提出并被學者進行改進以提升水淹層地層水電阻率計算精度。朱學娟等[30]通過考慮注水開發階段的推進，研究建立了基于不同注水開發階段水淹層混合地層水電阻率計算方法；張恒榮等[12]研究引入動態的未被注入水混合的毛管束縛水變量，提出了一種動態混合導電模型；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 個階段，利用物質平衡方程和并聯電阻關系式推導計算出混合地層水電阻率；秦敏等[32]提出一種基于水驅油過程微元法和離子有效交換比計算地層混合液電阻率的微元動態物質平衡法，大大提升混合溶液電阻率計算精度。張建升等[26]基于實驗結果分析建立了膠結指數m和飽和度指數n與混合地層水礦化度關系式，并通過迭代反演得到水淹層含油飽和度，實現了渤海S 油田水淹層定量評價。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，儲層微觀孔隙結構及原生地層水分布方式，會對注水開發過程混合流體作用產生直接影響，進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油模擬實驗，綜合理論分析研究建立對應的儲層地層水混合液電阻率計算模型和儲層電阻率表征模型，較好地實現了水淹過程不同階段儲層電阻率變化表征。并以青海油田H 區塊為例進行實測資料處理，驗證建立模型的有效性。

1 實驗研究

為明確不同礦化度地層水水淹過程儲層電阻率變化特征，結合目標區儲層巖心開展不同模擬地層水驅油實驗。實驗選用青海油田H 區塊J1井目標層巖心樣品，樣品洗鹽洗油烘干后基于國家標準《巖心分析方法：GB/T 29172—2012》測得對應的氦氣孔隙度和氮氣滲透率，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祿治?，獲取樣品對應的孔喉分布見圖1，孔喉半徑主要分布于0.1～10.0μm。

實驗在實驗室內標準狀況下完成，具體實驗流程：

1）樣品準備

將鉆取的巖心樣品制備為標準柱塞樣，洗鹽洗油烘干，并測試獲取基礎物性數據，然后采用循環加壓的方法將樣品老化處理。

2）飽和水狀態制備及電阻率測量

將所選實驗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），采用數字電橋測量得到對應的飽和水狀態巖石電阻率。

3）模擬飽和油狀態制備及電阻率測量

采用模擬原油低速（0.01、0.05、0.10 mL/min）驅替飽和水巖心樣品，每一次驅替至樣品中無模擬地層水產出時調整驅替速度，直至樣品最終無模擬地層水產出時止，此時認為樣品為模擬地層飽和油狀態，計量出水量，并測量得到樣品對應電阻率。

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替巖心樣品模擬注水開發過程，監測水驅油不同階段出水量和穩定時電阻率，得到實驗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驗后，將樣品洗鹽洗油烘干再次飽和礦化水，重復上述步驟，直至完成所有不同礦化度模擬地層水條件水淹模擬實驗。實驗得到2 塊巖心樣品電阻率變化見圖2。

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

實驗表明：

1）采用100 000 mg/L高礦化度模擬水驅替巖心樣品電阻率持續下降，含水飽和度小于70%時巖心整體電阻率在驅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（束縛水飽和度為24.0 %）巖心電阻率為9.799 Ω·m，當采用100 000 mg/L 氯化鈉溶液驅替至含水飽和度下降至66.6 %時，電阻率下降至2.159 Ω·m，至最終殘余油狀態（含水飽和度72.8%）時電阻率下降至2.046 Ω·m。

2）采用礦化度70 000 mg/L 及以下模擬溶液驅替過程中，電阻率開始下降明顯而后變化平緩，當達到某一臨界值時，巖心電阻率整體升高，且驅替溶液礦化度越低，巖心電阻率升高越明顯。以S1 號樣品為例，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，巖心電阻率呈現非對稱U 型形態變化，至殘余油狀態樣品電阻率升高至42.707 Ω·m，對應40 000 mg/L 和70 000 mg/L 殘余油狀態巖心電阻率分別為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，注入水與原始地層水礦化度較為接近。隨著水淹程度增加，儲層中油相被驅出，電阻率下降，當水淹程度很高時，電阻率趨于平緩或略有抬升；當N增大至某一范圍（3～5）時，此時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出導致整體電阻率降低，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N值更大時，此時注入水礦化度遠小于原始地層水，U 型的右端較高，注入水與初始束縛水充分作用致使儲層電阻率高于原始飽和油狀態。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

水驅油過程中，受孔喉微觀結構及儲層非均質性影響，注入水在地層中多呈現指進式驅替。由于注入水與孔喉束縛水間離子質量分數的差異，注入水與孔喉束縛水間存在離子交換作用，且該作用是一個動態過程，即在水淹初期離子交換作用較弱，而至最終殘余油狀態，孔喉內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增加，儲層內含油飽和度降低，注入水與孔喉原生水離子交換作用逐步增強。由于水驅油過程中，注入水流體速度極低，因此忽略流體與骨架部分作用導致孔喉物性變化，同時，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平衡方程，注入流體含鹽量與孔喉內原始含鹽量之和應等于產出流體含鹽量與當前孔喉流體含鹽量之和。

整體關系可表示為：

式中：Qi為注入水量，單位m3；Ci為注入水礦化度，單位mg/L；Vp為儲層孔喉體積，單位m3；Swi為儲層束縛水飽和度；Cwi為初始束縛水礦化度，單位mg/L；Qwp為產出水量，單位m3；Cwp為含水飽和度為Sw時產出水礦化度，單位mg/L；Sw為水淹后當前含水飽和度；Cwa為含水飽和度為Sw時孔喉內全部水平均礦化度，單位mg/L。

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

孔喉內當前水相含鹽量可表示為：

其中，注入水體積倍數k表示為[12]：

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

隨著注水體積倍數增加，儲層水淹程度加劇，持續水洗使得注入水波及面積增大，儲層含水飽和度不斷增加，注入水與原始地層水進一步充分接觸完成離子動態交換。在剛開始注入水瞬間，無注入水進入地層儲層離子交換率為0，當油層含水飽和度達到（1-Sor）時，此時，孔喉空間內油相被完全驅出，注入水與原生束縛水離子充分交換，儲層離子換率無限接近為1。因此，地層驅油效率越高，離子交換率越大，通過儲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）聯合，可得當地層含水飽和度為Sw時發生離子交換部分混合液礦化度與產出水礦化度相等，表示為：

根據混合液電阻率Rwz與礦化度Cwz的關系[25，32]，則有：

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

基于并聯導電機理（圖3），水淹層地層含水飽和度為Sw時，孔喉內混合液總電阻率Rwa與各部分流體電阻率間關系可表示為：

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

對應儲層電阻率Rt計算依據Archie公式：

式（8）—式（9）中：Rwa為含水飽和度為Sw時孔喉內流體的總電阻率，單位Ω·m；Rt為儲層電阻率，單位Ω·m；φ為儲層孔隙度；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，基于巖電實驗獲取。

研究表明，水淹過程中巖電參數m和n會隨著地層水性質和流體飽和度變化而發生改變[26，33-34]，表現為混合液礦化度和儲層含水飽和度的函數，基于實驗結果擬合分析可得：

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層電阻率關系，結合目標儲層巖心S1樣品不同礦化度水驅油實驗監測樣品電阻率變化，同時選擇100 000 mg/L條件驅替束縛水和殘余油飽和度作為參考基準，初始束縛水飽和度為24.0%，殘余油飽和度為27.2 %，則模擬計算得到水驅油過程樣品電阻率變化見圖4，結果表明采用模型可以較好地表征水淹過程儲層電阻率整體變化特征。

圖4 模擬計算巖心電阻率變化與實驗數據對比Fig.4 Comparison between simulated and experimental results for core sample

3 實例應用

根據建立的混合液電阻率模型及含油飽和度模型，結合目標區域儲層特征參數計算模型對青海油田H 區塊有密閉取心資料的X1 井進行處理解釋，該井2016 年8 月完井投產，投產初期取樣分析產出水為CaCl2型，氯離子質量分數為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果道。將計算得到的儲層含油飽和度與密閉取心飽和度進行對比（第7道），結果表明采用建立的水淹層飽和度定量計算模型計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確評價目標區儲層水淹層含油飽和度。綜合該井投產后井口生產數據（圖6），該井投產初期射孔層為962.9～964.3 m、965.9～969.4 m 和993.4～996.6 m 進行分析，3 個射孔層解釋含油飽和度分別為53.465%、51.729%、50.829%，計算得束縛水飽和度分別為33.692%、29.059%、31.352%，參照區域水淹層評價標準解釋該井3 個射孔層均為低水淹層，結合該井井口生產動態進行分析，該井投產初期產液2.77 m3/d，產油1.92 m3/d，含水率為30.69%，與解釋結論一致。

圖5 青海油田H區塊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區塊X1井井口生產動態數據Fig.6 Production performance data for Well-X1 in H block of Qinghai Oilfield

4 結論與認識

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

2）水淹層含油飽和度定量評價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算精度，結合建立的考慮不同礦化度模擬地層水驅替過程注入水體積倍數及離子交換作用效率影響的混合地層水礦化度表征模型，準確表征了注水開發過程儲層流體動態變化。

3）以青海油田H 區塊為例進行水淹儲層測井評價，計算水淹儲層剩余油飽和度與取心分析含油飽和度符合率為92.33%，解釋水淹級別與實際生產動態一致，為油田水淹儲層剩余油飽和度評價提供了有效技術支持。