砂泥巖儲層測井產(chǎn)能預(yù)測方法及應(yīng)用

謝關(guān)寶，武清釗，趙文杰

（1.中石化石油工程技術(shù)研究院，北京100101；2.中國石油大學(xué)，北京102249；3.中石化石油勘探開發(fā)研究院，北京100083）

0 引 言

應(yīng)用測井資料對儲層的油、氣、水產(chǎn)量作出預(yù)測和評價(jià)，既可有效提高勘探效果，又可為開發(fā)部署與規(guī)劃提供重要的基礎(chǔ)數(shù)據(jù)［1－4］。儲層產(chǎn)能預(yù)測需解決2個(gè)關(guān)鍵問題，一是建立符合實(shí)際的產(chǎn)能預(yù)測模型；二是校正各種影響因素，提高儲層產(chǎn)能預(yù)測精度。國外一些服務(wù)公司如斯倫貝謝公司等已經(jīng)把產(chǎn)能預(yù)測作為油氣層測井解釋的一項(xiàng)重要內(nèi)容，其方法是基于測試及測井資料進(jìn)行產(chǎn)能預(yù)測。近幾年中國已陸續(xù)開展了這方面的基本方法研究工作，目前還沒有形成較為成熟的技術(shù)［5－9］。本文以井底流入產(chǎn)能為研究對象，運(yùn)用產(chǎn)能指數(shù)法進(jìn)行了砂泥巖儲層產(chǎn)能預(yù)測，提出相應(yīng)測井產(chǎn)能預(yù)測的測井系列。

1 預(yù)測方法分析

1.1 概念模型

儲層產(chǎn)能可分為理想產(chǎn)能、井底流入產(chǎn)能和油井協(xié)調(diào)產(chǎn)能（見圖1）。

圖1 產(chǎn)能關(guān)系示意圖

儲層理想產(chǎn)能（見圖1中A點(diǎn)）也稱最大潛在產(chǎn)能，為最大暢噴情況下的產(chǎn)量。此時(shí)假設(shè)儲層被完全打開，并且不受儲層射孔方式、儲層損害的影響。理想產(chǎn)能受到的影響因素有儲層的物性、流體黏度、儲層壓力、啟動壓力及含油飽和度等［3］。

儲層井底流入產(chǎn)能（見圖1中B點(diǎn)）是指油氣由儲層流向井底時(shí)的產(chǎn)能。影響儲層井底流入產(chǎn)能的因素有儲層物性、儲層壓力、流體黏度、含油飽和度、啟動壓力、井底流壓、儲層損害程度及射孔因素等。

油井協(xié)調(diào)產(chǎn)能（見圖1中C點(diǎn)）指井口協(xié)調(diào)產(chǎn)量，油氣多相混合液由井底流至井口時(shí)，流體的物理、動力學(xué)性質(zhì)會對產(chǎn)量造成影響。因此，井口協(xié)調(diào)產(chǎn)能并不等同于井底的實(shí)際產(chǎn)能，在計(jì)算油井產(chǎn)能時(shí)，需分析流入動態(tài)特性和井的流出動態(tài)特性，從而計(jì)算井口協(xié)調(diào)產(chǎn)量。三者之間的關(guān)系：油井協(xié)調(diào)產(chǎn)能＜井底流入產(chǎn)能＜理想產(chǎn)能。

本文主要以井底流入產(chǎn)能為研究對象。

1.2 井底流入產(chǎn)能預(yù)測

1.2.1 產(chǎn)能預(yù)測模型

流體在儲層中流動一般遵循流體滲流模型。根據(jù)達(dá)西定律和狀態(tài)方程，可建立產(chǎn)能預(yù)測公式

式中，q為產(chǎn)能，m3／d；K為滲透率，×10－3μm2；h為儲層厚度，m；pe為地層有效壓力，MPa；pwf為井底壓力，MPa；re為供油半徑，m；rw為井徑，m；S為表皮系數(shù)；μ為流體黏度，mPa·s；B為體積系數(shù)。

式（1）為產(chǎn)能計(jì)算的理論模型基礎(chǔ)，在準(zhǔn)確確定各儲層產(chǎn)能參數(shù)的基礎(chǔ)上，采用合理的產(chǎn)能預(yù)測模型則可計(jì)算儲層產(chǎn)能。該理論模型是理想條件下的計(jì)算方法，不能直接用于預(yù)測儲層產(chǎn)能［1－2］。

1.2.2 產(chǎn)能指數(shù)法預(yù)測井底流入產(chǎn)能

在產(chǎn)能預(yù)測模型中，可將產(chǎn)量視為產(chǎn)能指數(shù)IP與井底壓差Δp（井底壓差＝儲層壓力－井底流壓－啟動壓力）的乘積，即

式中，q為產(chǎn)量，m3／d（折算為t／d，需要乘以油氣的密度）；IP為產(chǎn)油指數(shù)，m3／（d·MPa）；Δp為井底壓差，MPa。

產(chǎn)能指數(shù)IP為各產(chǎn)能參數(shù)（如滲透率K、有效厚度h、流體黏度μ、井眼半徑rw、供液半徑re、表皮系數(shù)S等）的函數(shù)［2］，不同類型的油藏模型其具體表達(dá)式不同，但可統(tǒng)一表示為IP＝f（K，h，μ，re，rw，S，…）。

1.3 產(chǎn)能指數(shù)修正法

在無法獲取儲層井底壓差的情況下，利用產(chǎn)能指數(shù)法所得到的計(jì)算結(jié)果與實(shí)際試油結(jié)果誤差可能較大，主要由以下3個(gè)原因造成［1－2］。

（1）該方法是基于線性、徑向滲流理論得到的，而且儲層邊界情況復(fù)雜，復(fù)雜多變的油藏類型與理想化模型不匹配。

（2）儲層異常壓力影響了儲層產(chǎn)能預(yù)測精度。

（3）儲層非損害性因素（如完井方式、井斜等）影響了產(chǎn)能預(yù)測結(jié)果。

基于以上原因，對式（2）兩邊取對數(shù)，有

分析可知，產(chǎn)量的對數(shù)與產(chǎn)能指數(shù)的對數(shù)及井底壓差的對數(shù)均呈線性關(guān)系?？紤]實(shí)際地區(qū)情況及參數(shù)計(jì)算誤差，則有

即

式中，γ為與儲層損害、流型、邊界條件、工程因素等有關(guān)的參數(shù)，γ＝10c；a為與產(chǎn)能參數(shù)計(jì)算有關(guān)的參數(shù)；b為與儲層壓差計(jì)算有關(guān)的參數(shù)。

在產(chǎn)能預(yù)測過程中如果各參數(shù)的求取都比較準(zhǔn)確，則γ、a、b的值均等于1；在實(shí)際產(chǎn)能預(yù)測中由于影響因素復(fù)雜多變，對計(jì)算過程及計(jì)算結(jié)果都會帶來較大誤差，因此含有誤差的IP和Δp回歸得到的3個(gè)參數(shù)起到了必不可少的校正作用，此時(shí)3個(gè)參數(shù)值都不為1。

2 影響因素分析

2.1 儲層沉積、構(gòu)造特性對產(chǎn)能的宏觀控制作用

前人研究成果表明，儲層的沉積微相類型對于儲層產(chǎn)能具有重要的決定性作用［3］。從沉積特征本身來看，沉積微相的幾何和物理特征決定了水力單元的輪廓、尺寸和滲流特征［4］，進(jìn)而控制了儲層產(chǎn)能的分布。在沉積和構(gòu)造特征分析的基礎(chǔ)上，可以從宏觀方面入手分析儲層的產(chǎn)能分布。

2.2 儲層物性

有效滲透率與產(chǎn)能關(guān)系如圖2所示，可以看出在相同情況下，儲層的滲透率越高，產(chǎn)能越大。儲層物性對儲層產(chǎn)能的影響表現(xiàn)為［3］

（1）相同條件下，孔隙度越大，有效滲透率越高，孔隙結(jié)構(gòu)越好，則儲層的產(chǎn)能越高。

（2）通常情況下，中高孔隙度滲透率儲層的產(chǎn)能要高于低滲透儲層的產(chǎn)能。

（3）由于低滲透特性，使得低滲透儲層只有經(jīng)過產(chǎn)能改造才能形成工業(yè)產(chǎn)能，所以低滲透儲層的開采成本要高于中高孔隙度滲透率儲層。

圖2 有效滲透率與產(chǎn)能的關(guān)系

2.3 儲層含油氣品質(zhì)

儲層含油氣品質(zhì)包括儲層有效厚度和烴類的飽和程度等。在其他條件相同的條件下，有效厚度和產(chǎn)能呈線性關(guān)系，儲層有效厚度越大，產(chǎn)能越大［5］。

含油（氣）飽和度是影響儲層產(chǎn)能重要因素之一，含油級別（油浸、油斑、油跡、熒光等）不同所指示的儲層產(chǎn)能不一樣，忽視儲層含油氣品質(zhì)而只注重儲層其他特性會給儲層產(chǎn)能預(yù)測結(jié)果帶來較大誤差。

2.4 儲層流體性質(zhì)

儲層的流體性質(zhì)主要包括流體黏度、溶解氣油比及飽和壓力等［6］。在儲層產(chǎn)能預(yù)測過程中，流體性質(zhì)的影響主要體現(xiàn)在黏度和體積系數(shù)上，其對預(yù)測結(jié)果的影響見圖3和圖4。圖3中，當(dāng)流體黏度小于7mPa·s時(shí)，產(chǎn)能較高，黏度對產(chǎn)能的影響非常顯著；當(dāng)流體黏度大于7mPa·s時(shí)，產(chǎn)能比較低，黏度的影響不敏感。圖4中，體積系數(shù)的變化范圍比較小，對產(chǎn)能的影響也比較小。

2.5 油藏類型及供油面積

受沉積特征、構(gòu)造作用和成巖環(huán)境的影響，油藏類型都不盡相同，由此帶來的供油面積和供油邊界對儲層的產(chǎn)能預(yù)測具有重要的影響。假設(shè)產(chǎn)能預(yù)測

圖3 流體黏度與產(chǎn)能關(guān)系

圖4 流體體積系數(shù)與產(chǎn)能關(guān)系

模型中將供油面積為一個(gè)理想圓形，供油半徑和井筒半徑的影響如圖5、圖6所示。相同條件下，供油半徑越小，產(chǎn)能越高。兩者對產(chǎn)能的影響相對比較小。

圖5 供油半徑與產(chǎn)能的關(guān)系

圖6 井筒半徑與產(chǎn)能的關(guān)系

2.6 儲層井底壓差

儲層井底壓差與產(chǎn)量呈線性關(guān)系［7］。相同儲層物性條件下，如果儲層井底壓差較大，則儲層流體產(chǎn)量較高；反之，儲層流體產(chǎn)量較低（見圖7）。

（3）滲透率參數(shù)變化范圍最大，甚至同一層段內(nèi)變化幅度較其他參數(shù)變化劇烈的多，因此其對產(chǎn)能預(yù)測結(jié)果的影響最大。

（4）原油黏度變化比較劇烈的地區(qū)其對產(chǎn)能的影響也很大。

圖7 生產(chǎn)壓差與產(chǎn)能的關(guān)系

2.7 工程施工

在井筒周圍較小的環(huán)狀區(qū)域，由于泥漿侵入、射孔、儲層改造等原因，該區(qū)域滲透率與原狀儲層會有所不同，則預(yù)測模型參數(shù)必然受到該區(qū)域工程施工的影響，因而表皮系數(shù)等因素需要加以考慮。當(dāng)表皮系數(shù)為負(fù)時(shí)，對產(chǎn)能的影響很大；當(dāng)表皮系數(shù)為正時(shí)，隨著表皮系數(shù)的增大，對產(chǎn)能的影響不明顯（見圖8）。

圖8 表皮系數(shù)與產(chǎn)能的關(guān)系

3 產(chǎn)能預(yù)測測井系列的選擇

要提高計(jì)算測井產(chǎn)能預(yù)測評價(jià)參數(shù)的精度，首先選擇和推薦下列測井新技術(shù)。

（1）用自然伽馬能譜測井確定黏土礦物類型，進(jìn)行儲層損害評價(jià)。

（2）用陣列感應(yīng)測井資料確定泥漿侵入深度。

（3）用核磁共振測井評價(jià)儲層、確定流體黏度。

（4）MDT快速識別儲層流體性質(zhì)、準(zhǔn)確獲取儲層參數(shù)。

表1是通過研究推薦的裸眼井測井產(chǎn)能預(yù)測系列。用這些測井系列所采集的資料能在不同井內(nèi)流體的條件下較好地鑒別巖性、劃分儲集層、計(jì)算各種地質(zhì)參數(shù)，從而較準(zhǔn)確地進(jìn)行產(chǎn)能評價(jià)。

4 應(yīng)用實(shí)例

4.1 產(chǎn)能預(yù)測優(yōu)化儲層改造方案

在實(shí)際產(chǎn)能預(yù)測過程中，由于各參數(shù)自身取值范圍不同，其對產(chǎn)能的影響也不相同，一般有如下規(guī)律。

（1）井筒半徑、體積系數(shù)、供液半徑等參數(shù)在目標(biāo)區(qū)塊其本身取值范圍變化較小，因此對產(chǎn)能的影響比較小。

（2）儲層厚度與井底壓差的取值范圍較前面幾個(gè)參數(shù)相對要大，其變化范圍在2～3倍，對產(chǎn)能的影響不顯著。

T174井位于目標(biāo)區(qū)塊斷層上升盤，低孔隙度低滲透率、非均質(zhì)性嚴(yán)重；該井目的層段平均孔隙度6%左右，屬于低孔隙度低滲透率地層，需要進(jìn)行壓裂改造才能獲得產(chǎn)能。對該井2 704～2 718m、2 878.2～2 895.2m、2 935～2 977.2m等井段進(jìn)行了產(chǎn)能預(yù)測處理分析。優(yōu)先利用這幾個(gè)井段核磁共振測井資料進(jìn)行產(chǎn)能預(yù)測，其準(zhǔn)確的孔隙度、滲透率、含水飽和度、束縛水飽和度等參數(shù)，提高了油水有效滲透率計(jì)算的精度。

對2 704～2 718m井段進(jìn)行試油分析，在生產(chǎn)壓差為15MPa左右時(shí)，獲得折算日產(chǎn)油2.26t，不含水。對其進(jìn)行產(chǎn)能計(jì)算，設(shè)定壓差為15MPa，計(jì)算結(jié)果與試油結(jié)論基本一致（見圖9）。對該段進(jìn)行分析，增產(chǎn)指數(shù)很小，分析認(rèn)為不適合開展壓裂改造。后來實(shí)施的壓裂試油結(jié)果也證實(shí)了這一點(diǎn)，壓裂改造后的效果不明顯。

表1 產(chǎn)能預(yù)測配套測井系列

對2 878.2～2 895.2m井段進(jìn)行分析，獲得地層壓力為29.96MPa，流壓為1.9MPa。折算日產(chǎn)油0.37t，不含水。圖10是假定生產(chǎn)壓差為28MPa時(shí)的預(yù)測處理結(jié)果圖，平均日產(chǎn)油0.396m3，幾乎不產(chǎn)水，與試油結(jié)論基本吻合。分析該層段產(chǎn)能低的原因主要是孔滲性很差造成的。通過增產(chǎn)指數(shù)可以看出該層的增產(chǎn)潛力較大，經(jīng)過對該層壓裂改造后日產(chǎn)油14.7t。

圖9 T174井2 704～2 718m井段產(chǎn)能預(yù)測成果圖

圖10 T174井2 878.2～2 895.2m井段產(chǎn)能預(yù)測成果圖

2 935～2 977.2m井段同2 878.2～2 895.2m井段由于孔滲性非常差，壓裂之前幾乎不產(chǎn)油，預(yù)測產(chǎn)能相當(dāng)?shù)?。對其進(jìn)行壓裂改造后，日產(chǎn)油9.34t。

4.2 產(chǎn)能預(yù)測在海上油田的應(yīng)用

KD48井為某油田海上井。由于海上試油成本高、周期長，為了盡快落實(shí)儲層流體性質(zhì)和產(chǎn)能，決定用MDT對KD48井進(jìn)行系統(tǒng)測試和取樣，并結(jié)合常規(guī)測井和核磁共振測井資料，對該井館上段主要油氣層進(jìn)行產(chǎn)能預(yù)測。

通過測壓計(jì)算的儲層流體密度和流體性質(zhì)分析結(jié)論及流體樣品化驗(yàn)結(jié)果與測井響應(yīng)吻合，說明該井測試取樣是非常成功的。與核磁共振測井及常規(guī)測井資料結(jié)合，斯倫貝謝公司對其中6個(gè)油氣層儲層進(jìn)行了產(chǎn)能預(yù)測。

為驗(yàn)證產(chǎn)能預(yù)測結(jié)果的可靠性，下油層套管后對該井館上段2個(gè)油氣層進(jìn)行了完井試油。試油結(jié)果與MDT產(chǎn)能預(yù)測結(jié)果對比分析，兩者具有很好的一致性（見表2、圖11）。

為驗(yàn)證產(chǎn)能預(yù)測成果可靠性，在完鉆的同一區(qū)塊KD481井進(jìn)行了MDT測試。由于有KD48井產(chǎn)能預(yù)測的成功經(jīng)驗(yàn)，KD481井目的層物性、油性與KD48井基本一致，所以采用MDT產(chǎn)能預(yù)測分析結(jié)果替代了試油。預(yù)測結(jié)果顯示，該井產(chǎn)能不能達(dá)到工業(yè)油流標(biāo)準(zhǔn)。該井未下套管裸眼封井完井。

利用本文研究的產(chǎn)能預(yù)測技術(shù)再次對KD48井進(jìn)行對比驗(yàn)證，表3給出了二者的產(chǎn)能預(yù)測結(jié)果及其與試油結(jié)果的對比。從對比可以看出，二者預(yù)測的油、水產(chǎn)量基本一致，且與試油結(jié)果比較吻合。

KD48井、KD481井產(chǎn)能預(yù)測評價(jià)的成功應(yīng)用表明，針對海上勘探風(fēng)險(xiǎn)大、試油周期長、成本高的特點(diǎn)，產(chǎn)能預(yù)測分析結(jié)果可以替代部分試油，其資料可以作為上報(bào)儲量的依據(jù)。同時(shí)，節(jié)省了下套管和試油費(fèi)用，縮短了完井周期，加快了勘探進(jìn)度，提高了勘探效益。

表2 KD48井斯倫貝謝公司產(chǎn)能預(yù)測與試油成果表

表3 KD48井產(chǎn)能預(yù)測結(jié)果與及試油結(jié)果對比（1 445～1 450m）

圖11 KD48井測井曲線圖

5 結(jié) 論

（1）測井產(chǎn)能預(yù)測技術(shù)復(fù)雜，難度大，影響因素多，區(qū)域性強(qiáng)，需要綜合應(yīng)用巖心分析資料、常規(guī)測井資料、核磁共振測井資料、生產(chǎn)動態(tài)測井資料以及測試資料才能達(dá)到較好的效果。

（2）在儲層產(chǎn)能概念模型分析的基礎(chǔ)上，針對砂泥巖儲層進(jìn)行產(chǎn)能預(yù)測方法研究，在儲層井底流入產(chǎn)能計(jì)算時(shí)運(yùn)用產(chǎn)能指數(shù)法進(jìn)行預(yù)測，并提出產(chǎn)能預(yù)測修正方法。

（3）系統(tǒng)分析了影響產(chǎn)能的各類因素，總結(jié)得到了影響產(chǎn)能預(yù)測結(jié)果的一般規(guī)律，針對泥漿條件提出了測井產(chǎn)能預(yù)測的測井系列。

（4）實(shí)際資料應(yīng)用分析表明，利用常規(guī)測井資料進(jìn)行產(chǎn)能預(yù)測在優(yōu)化儲層改造方案、縮短海上測試周期等方面有著廣泛的用途。

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