一种评价特低渗透水驱油藏砂岩油层水洗程度的方法

摘要

本发明公开了一种评价特低渗透水驱油藏砂岩油层水洗程度的方法，属于油田开发技术领域。所述方法包括：对砂岩油层岩心样品进行分析，确定砂岩油层次生矿物的存在位置、组成成分及含量；根据地层条件，将油层产出水和注入水与油层原始产出水和注入水进行混合，确定产生油层对应组成和含量的次生矿物的油层水和注入水的混合比例；建立砂岩油层的孔隙度、渗透率、含油饱和度、水洗程度与次生矿物含量的关系剖面图版，确定油层注入水的水洗程度。本发明提供的评价分析结果，能够很好地反映出所分析油层的实际水洗程度，避免了同一油层出现多种水洗程度的现象，为明确油田开发调整的主要挖潜方向和技术方法奠定了坚实的基础。

说明书

技术领域

本发明涉及油田开发技术领域，特别涉及一种评价特低渗透水驱油藏砂岩油层水洗程度的方法。

背景技术

水洗程度是指油田注水开发过程中岩心被注入水驱替的程度，一般分为三级：强水洗、中水洗和弱水洗。在油田开发过程中，通过分析各类油层的水洗特点、水洗程度及其影响因素，可以初步评价注水开发油田水驱开发效果，确定油层的剩余油类型及其分布，明确油田开发调整的主要挖潜方向和技术方法。

特低渗透水驱油藏进入油田中高含水开发期后，围绕如何挖掘剩余油(残余油)、提高油藏水驱采收率，一直是油田开发技术人员研究攻关的问题，其中确定油层水洗程度是研究剩余油的关键，直接决定着提高水驱采收率方法的原理和有效性。根据中国石油天然气行业标准SY/T5366-2000《油田开发井取芯资料技术要求》，目前油层水洗程度的判定方法主要是根据现场岩心观察、含水观察和驱油效率等资料综合判定，若驱油效率小于5％，染手性强，滴水级别为4级，镜下观察油脂感强、岩石颗粒表面不干净、见油膜，其它特征如无潮湿感、层理面常渗出油珠，则判定为未水洗；若驱油效率小于35％，染手，滴水级别为3级，镜下观察岩心为玻璃光泽、少见水膜、岩石颗粒表面不干净，其它特征如具潮湿感、局部颜色变浅，则判定为弱水洗；若驱油效率大于35％小于55％，微染手，滴水级别为2级，镜下观察岩心为玻璃光泽、颗粒表面较干净、见水膜，其它特征如有水湿感、颜色变化大、有明显水洗界面，则判定为中水洗；若驱油效率大于55％，不染手，滴水级别为1级，镜下观察岩心为玻璃光泽、颗粒表面很干净、见水珠，其它特征如水湿感强、层理间有水珠溢出、有明显水洗界面，则判定为强水洗。

但是，现有油层水洗程度判定方法所依赖的判别因素多，人为影响较大，同时由于原始含油饱和度为区块建产时的区块平均值或邻近井区油层的借用值，这样计算得到的驱油效率不能反映所分析油层的实际水洗程度，经常出现同一油层给出多种水洗程度的现象，从而给判定水洗程度、决定改善水驱技术造成极大难度和技术风险。

发明内容

为了解决现有油层水洗程度判定方法依赖的判别因素多、判断不准确等问题，本发明提供了一种评价特低渗透水驱油藏砂岩油层水洗程度的方法，所述方法包括：

对砂岩油层岩心样品进行分析，确定所述砂岩油层次生矿物的存在位置、组成成分及含量；

根据地层条件，将油层产出水和注入水与油层原始产出水和注入水进行混合，确定产生油层对应组成和含量的次生矿物的油层水和注入水的混合比例；

建立砂岩油层的孔隙度、渗透率、含油饱和度、水洗程度与次生矿物含量的关系剖面图版，确定油层注入水的水洗程度。

所述对砂岩油层岩心样品进行分析，确定所述砂岩油层次生矿物的存在位置、组成成分及含量的步骤具体包括：

对岩心样品进行铸体薄片分析，初步确定砂岩油层是否存在新生矿物及存在的新生矿物的含量；

将所述新生矿物的含量与原始油层岩心样品中新生矿物的含量进行对比；

对确定存在新生矿物的岩心样品进行电镜扫描和能谱分析，确定所述新生矿物存在的位置和元素成分组成。

所述将油层产出水和注入水与油层原始产出水和注入水进行混合，确定产生油层对应组成和含量的次生矿物的油层水和注入水的混合比例的步骤具体包括：

分析油层产出水和注入水成分；

按照不同的比例在地层温度下将所述油层产出水和注入水与油层原始产出水和注入水进行混合，分析混合后水的成分，观察是否有新生矿物生成，如果有新生矿物，则通过电镜扫描和能谱分析出新生矿物的成分，并将新生矿物的成分和含量与油层岩心分析确定的次生矿物的成分和含量进行对比，确定产生油层对应组成和含量的次生矿物的油层水和注入水的混合比例。

所述建立砂岩油层的孔隙度、渗透率、含油饱和度、水洗程度与次生矿物含量的关系剖面图版，确定油层注入水的水洗程度的步骤具体包括：

以油层的深度为纵坐标，以油层的孔隙度、渗透率、含油饱和度和新生矿物的含量为横坐标，绘制剖面图；

根据所述剖面图中新生矿物的含量多少，确定油层注入水的水洗程度。

与现有技术相比，本发明具有以下优点：

本发明提供的评价分析结果与油层含油饱和度的热解分析结果、岩心分析结果、核磁共振分析结果一致，能够很好地反映出所分析油层的实际水洗程度，避免了同一油层出现多种水洗程度的现象，可以初步评价出注水开发油田水驱的开发效果，确定油层的剩余油类型及其分布，为明确油田开发调整的主要挖潜方向和技术方法奠定了坚实的基础。

附图说明

图1是本发明实施例提供的评价特低渗透水驱油藏砂岩油层水洗程度的方法流程图。

具体实施方式

为了深入了解本发明，下面结合附图及具体实施例对本发明进行详细说明。

本发明可以在特低渗透注水开发油藏，进入油田中高含水开发期后，为改善水驱油效果、进一步提高油藏水驱采收率提供了一种评价特低渗透水驱油藏砂岩油层水洗程度的方法。该方法特别适用于油藏渗透率为10^-3～10^-2um²，油藏温度不高于70℃，地层水矿化度低于100000mg/L，钙镁离子浓度低于10000mg/L，地层原油粘度低于5mPa.s的油藏。

参见图1，本发明实施例提供了一种评价特低渗透水驱油藏砂岩油层水洗程度的方法，该方法包括如下步骤：

步骤101：砂岩油层岩心取样，对岩心样品进行铸体薄片、电镜扫描及能谱分析，确定砂岩油层次生矿物的存在位置、组成成分及含量；

根据注水井注入层段深度，按照每米10块的分布在砂岩油层岩心取样，对岩心样品进行铸体薄片分析，初步确定砂岩油层是否存在碳酸钙、硫酸钙、硫酸钡(锶)等其他新生矿物，及存在的新生矿物的含量，并将新生矿物的含量与原始油层岩心样品中新生矿物的含量进行对比；对确定存在新生矿物的岩心样品进行电镜扫描和能谱分析，进一步确定新生矿物存在的位置和元素成分组成；通过上述分析，可以确定新生矿物的成分、组成含量和存在位置；

步骤102：根据地层条件，将油层产出水和注入水与油层原始产出水和注入水进行混合，测定析出矿物的成分和组成含量，并将其与次生矿物的成分和组成含量进行对比，确定产生油层对应组成和含量的次生矿物的油层水和注入水的混合比例；

根据注水井所在区块生产实际，分析油层产出水和注入水成分(主要包括K⁺、Na⁺、Ca²⁺、Mg²⁺、Ba²⁺、Sr²⁺、Cl^-、HCO₃^-、OH^-离子的浓度含量)，按照不同的比例在地层温度下将油层产出水和注入水与油层原始产出水和注入水进行混合，稳定反应24小时，分析混合后水的成分，观察是否有新生矿物生成，如果有新生矿物，则通过电镜扫描和能谱分析出新生矿物的成分，并将新生矿物的成分和含量与油层岩心分析确定的次生矿物的成分和含量进行对比，确定产生油层对应组成和含量的次生矿物的油层水和注入水的混合比例；

步骤103：建立砂岩油层的孔隙度、渗透率、含油饱和度、水洗程度与次生矿物含量的关系剖面图版，确定油层注入水的水洗程度；

以油层的深度为纵坐标，以油层的孔隙度、渗透率、含油饱和度、新生矿物(碳酸钙、硫酸钙、硫酸钡(锶)等的一种或多种)的含量为横坐标，绘制剖面图，新生矿物含量小于5％为未水洗，新生矿物含量大于5％小于15％为弱水洗，新生矿物含量大于15％小于25％为中等水洗，新生矿物含量大于25％为强水洗；如果水洗程度判定结果对应深度岩心的含油饱和度大于40％，则水洗程度判定结果降一级，即按新生矿物含量判定为强水洗的修正为中等水洗，按新生矿物含量判定为中等水洗的修正为弱水洗，如果水洗程度判定结果对应深度岩心的含油饱和度小于40％，则水洗程度判定结果不修正。

在实际应用中，本发明实施例提供的评价分析结果与油层含油饱和度的热解分析结果、岩心分析结果、核磁共振分析结果一致。现场根据检查井油层水洗程度的分析成果，选择水洗程度低的层段进行完井试油试采，射孔压裂放喷日产纯油15.6吨，油井投产后日产油5～6吨，含水量小于5％，现场应用结果与室内分析结果一致，应用取得了明显的效果。

本发明实施例提供的评价分析结果与油层含油饱和度的热解分析结果、岩心分析结果、核磁共振分析结果一致，能够很好地反映出所分析油层的实际水洗程度，避免了同一油层出现多种水洗程度的现象，可以初步评价出注水开发油田水驱的开发效果，确定油层的剩余油类型及其分布，为明确油田开发调整的主要挖潜方向和技术方法奠定了坚实的基础。

以上所述的具体实施例，对本发明的目的、技术方案和有益效果进行了进一步详细说明。应当认识到，以上所述内容仅为本发明的具体实施方式，并不用于限制本发明。凡在本发明的实质和基本原理之内，所做的任何修改、等同替换、改进等，均应包含在本发明的保护范围之内。