CB,油田开发中后期水淹层评价研究

冯 雯，孔 红

（中国石化江苏油田分公司勘探开发研究院，江苏扬州 225009）

CB 油田C3 断块位于苏北盆地吴堡低凸起中段，地层区域性东南倾，上倾方向被近北东向的区域性同生大断层（吴1 断层）所遮挡，形成长条形不对称断鼻圈闭。地层自上而下分别为：第四系东台组、新近系盐城组（盐二段、盐一段）、古近系三垛组（垛二段、垛一段）、阜宁组（阜二段、阜一段）、白垩系泰州组（泰二段、泰一段）、赤山组。主要含油层系为阜一段、泰一段与赤山组。开展研究的目的层位是阜一段（E1f1）和泰一段（K2t1）砂岩储层，具有中孔—中渗特点。其中E1f1油藏为多油水系统的层状油藏；
K2t1油藏具有基本统一的油水界面，深度为2 135 m，压力系数在0.9～1.0之间，属于正常压力系统。

水淹层的识别是测井解释和地质基础研究中遇到的难题之一，也是影响油田开发的主要因素。国内外各大油田对水淹层进行过大量的研究，积累了丰富的经验，同时也取得了显著的经济效益。但是由于油层水淹情况的千差万别，测井评价方法具有明显的地域性、实践性和经验性，目前还无法对水淹层进行一个定性定量的解释。

2.1 水淹层水淹级别划分

含水率（Fw）是确定水淹程度的最直接参数，依据CB 油田实际生产的含水率划分为以下5 个水淹级别（见表1）：

表1 CB油田水淹级别划分标准

通过建立电阻率和含水率之间的关系，可以实现研究区水淹层定量评价的目的。

2.2 选取数据的原则

CB 油田自1997 年投入开发，历史较长，数据资料较为丰富，但是随着油田的深度开发，储层的含油性和电性不断发生变化，部分数据不再具有代表性。为了提高图版精度，选择性利用数据，剔除不能利用的数据，数据优选的条件为：

（1）分层系。分E1f1和K2t1两套层系。

（2）单采层。能真实反映每个层的实际生产能力。

（3）投产时间距完钻时间较近。距离完钻时间越长，含油性变化越大。

（4）投产后具有稳定的生产初期。初始投产含井筒水，不代表储层真实的含水率。

（5）水平井未利用。由于水平井射孔厚度大，其生产特征不具代表性。

（6）C3-29块生产数据单独分析。

2.3 水淹层评价

C3 断块E1f1和K2t1分属于两个独立的油藏，其油藏特征和注入水性质、注入量差别较大，按照注水时间及注水量分层系划分为天然能量开发、注水稳产、增注提液三个阶段（见图1）。

图1 C3断块E1f1、K2t1开发历程划分

2.3.1 K2t1水淹层评价

C3 断块K2t1单采层生产数据按开发阶段分为三类（见图2），1997-2004 年天然能量开发阶段，单采层共13 井次；
2005-2013 年注水稳产阶段，单采层共8 井次；
2014-2021 年增注提液阶段，单采层共7 井次。从图2 中可以看出，随着开发的深入、注入水的增加，油层电阻率下限值不断增大，相关公式的斜率值也在不断增大。天然能量开发阶段的油层电阻率不低于8 Ω·m；
注水稳产阶段的油层电阻率不低于35 Ω·m；
增注提液阶段的油层电阻率不低于60 Ω·m。由此可见开发后期的油层电阻率远远大于开发初期的油层电阻率。

图2 C3断块K2t1不同开发阶段电阻率与含水率关系

C3-29块位于C3断块西侧，2020年在K2t1完钻4 口新井，虽然完钻时间较晚，但是该块与C3 断块有小断层分隔，所以单独列为一类。其生产特征与C3断块K2t1早期生产特征基本一致，说明C3断块注水对其基本没有影响，小断层对油藏起封挡作用。

2.3.2 E1f1水淹层评价

C3 断块E1f1属于薄互层储层，砂体较薄，大多数井跨砂体、跨砂层组合采，符合条件的数据较少。E1f1单采层仅5 井次。针对该情况对E1f1采取以下对策：1）尽量采用砂层组内合采层；
2）电阻率最大值取合采砂体中最大值；
3）电阻率平均值采用厚度加权。如C3-6 井1998 年投产阜一段第四砂层组（E1）47～52 号层共6 个小层（见图3），射孔厚度1.4～7.2 m，累计射孔厚度20.8 m；
电阻率5.2～25 Ω·m，取最大值25 Ω·m。

图3 C3-6井E1f14测井曲线

根据生产数据统计结果，将C3断块E1f1符合条件的井分为三类（见图4），1997-2001年天然能量开发阶段，单采层共15 井次；
2003-2013 年注水稳产阶段，单采层共21 井次；
2014-2021 年增注提液阶段，单采层共7 井次。从图4 中可以看出，随着开发的深入、注水的增加，油层电阻率下限值逐步增大。天然能量开发阶段的油层电阻率不低于8 Ω·m；
注水稳产阶段的油层电阻率不低于11 Ω·m；
增注提液阶段基本没有油层存在，油藏整体处于强水淹状态。据此分析，电阻率和含水率变化趋势规律性较差，可能因为E1f1大多为合采，数据代表性差。

图4 C3断块E1 f1不同开发阶段电阻率与含水率关系

2.3.3 E1f1、K2t1水淹特征比较

C3断块E1f1和K2t1水淹特征相同的是天然能量开发阶段生产层电阻率分布范围两者相近，且含水率均低于70%。不同的特征表现为：①E1f1从原始状态到强水淹，生产层电阻率范围变化不大；
K2t1生产层电阻率分布呈现逐步升高的趋势；
②增注提液阶段K2t1局部剩余油富集，投产优质储层仍然有高收益，但由于K2t1剩余油呈点状分布，含水上升较快；
而E1f1普遍水淹程度高，生产层含水率高。

2.4 注入水对产层电阻率变化的影响

水淹层的水淹程度受地层的岩性、物性、沉积、构造、原油性质、地层压力、注入水性质、注入量等因素影响，岩石电阻率随含水饱和度的增加而变化缓慢，若注入水矿化度和岩石孔隙水的矿化度差别较大，则注入水的作用远远大于岩石自身电阻率的作用。注水开发后，若不考虑流体和岩石骨架的弹性变化影响，可以认为影响地层水电阻率的主要因素是地层水的矿化度。

根据CB 油田原始地层水分析资料，C3 断块地层水性质为高盐地层水。2007-2019年注入水矿化度分布范围在20 000～30 000 mg/L 之间，随着开发的深入，注入水矿化度整体呈现下降的趋势（见图5）。

图5 C3断块E1 f1、K2t1历年地层水、注入水矿化度分布

注水开发过程中如果注入水的矿化度和原始地层水矿化度有较大差别，受注入水的影响，其地层水的性质变化较大（见图5）。K2t1地层水矿化度年平均值在28 000～45 000 mg/L 之间，远远高于注入水矿化度；
E1f1地层水矿化度年度平均值在18 000～25 000 mg/L 之间，早期注入水高于原始地层水矿化度，中后期两者基本接近，后期注入水低于地层水矿化度，两者整体均呈下降趋势。

K2t1在注水初期，弱水洗情况下，低矿化度注入水的影响大于含油饱和度降低的影响，从而导致电阻升高；
强水洗情况下，含油饱和度降低的影响大于低矿化度注入水的影响，从而导致电阻率降低。总之，不同的水洗程度，电阻率变化较大。

E1f1在弱水洗情况下，注入水的影响对电阻率影响不大；
强水洗情况下，含油饱和度的降低大于注入水的影响，从而导致整体电阻率降低。总之，E1f1在不同的水洗程度，电阻率变化较小。

3.1 确定不同开发阶段的油层电阻率下限

根据以上研究成果，确定了C3 断块E1f1和K2t1不同开发阶段的油层电阻率下限（见表2）。K2t1早期油层电阻率下限为8 Ω·m，中期油层电阻率下限为35 Ω·m，后期油层电阻率下限为60 Ω·m；
E1f1早期油层电阻率下限为8 Ω·m，中期油层电阻率下限为12 Ω·m。

表2 C3断块不同开发阶段油层电性下限

3.2 寻找优质高产层，优选射孔层位

在高含水率情况下，高液量也能带来高收益。图6 中K2t1红色区域部分为优质高效产量区域；
蓝色区域为高含水区域。当含水率高于60%，在物性较好且液量充足的情况下，大量增注提液能获得较好的收益。E1f1经过多年的开发含水率均大于70%，开发后期的钻井未发现优质高效产量区域，均处于高含水阶段，图中蓝色区域可作为高含水期大量增注提液的后备有利区域。

图6 C3断块K2t1、E1f1不同开发阶段最大电阻率与含水率关系

根据水淹层评价结果，在C3 断块实施了C3-133 井，2020 年1 月投产19 号层，砂层厚度12.5 m，射孔厚度4.5 m，电阻率68 Ω·m，声波时差285µs/m（见图7）。投产初期日产油14.4 t，日产液23.4 t，含水率38.6%，累计产油1 962 t，属于优质高效产层。

图7 C3-133井测井曲线

（1）开发后期，取心井少，水驱油实验数据少，难以得到新的岩电参数来建立高含水期的阿尔齐公式，而测井、生产资料则相对容易取得。

（2）岩石电阻率随含水饱和度的增加而变化缓慢，若注入水矿化度和岩石孔隙水矿化度差别较大，注入水的作用远远大于岩石电阻率的作用。注入水矿化度与原始地层水矿化度差别越大，对电阻率的影响越明显。

（3）生产层的含水率不仅和电阻率相关，还和射孔层位、厚度、储层物性、上下隔夹层发育程度等多个因素有关，这些影响因素均会造成产能的差异。

（4）针对实际地质情况，对比测井电阻率资料，结合本井、邻井的生产情况，可有效判断储层水淹程度、寻找剩余油。

（5）通过对含水率和电阻率之间的统计分析，建立不同开发阶段含水率与电阻率之间的关系，达到对新井水淹程度的动态定量评价，并将其应用于生产，指导试油层位、射孔厚度的优选，为增产挖潜提供大量可靠的基础数据和地质依据。

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