基于電阻率測井數(shù)據(jù)預測產(chǎn)能的新方法

劉俊華,孫萬明,石連杰,王現(xiàn)良,劉正軍,滕濤

(中國石油集團測井有限公司吐哈分公司,新疆哈密839009)

0 引 言

油氣層產(chǎn)能預測是儲層綜合評價的重要指標,準確的產(chǎn)能預測能夠優(yōu)選試油層位,優(yōu)化射孔方案和工程改造措施,為油田勘探開發(fā)決策提供合理化建議。20世紀50年代,國外首次利用測井資料定性評價儲層產(chǎn)能,中國自20世紀80年代開展此類研究,隨著地層測試與資料解釋技術(shù)的不斷發(fā)展,測井定量預測儲層產(chǎn)能的方法也逐漸完善。

利用測井資料定量計算產(chǎn)能的方法,常見的有數(shù)理統(tǒng)計法、神經(jīng)網(wǎng)絡(luò)法、滲流理論法和產(chǎn)能評價指數(shù)法等[1-6]。數(shù)理統(tǒng)計法是統(tǒng)計研究區(qū)試油層產(chǎn)狀,建立測井參數(shù)和產(chǎn)能的數(shù)學統(tǒng)計模型,經(jīng)過驗證后應(yīng)用到研究區(qū)新井的產(chǎn)能計算。數(shù)理統(tǒng)計法考慮到每個產(chǎn)能因子的權(quán)重系數(shù),但其經(jīng)驗公式的應(yīng)用僅限于研究區(qū)。鑒于產(chǎn)能參數(shù)計算的復雜性,有些學者選擇適應(yīng)能力強、靈活度高的BP神經(jīng)網(wǎng)絡(luò)法來描述儲層產(chǎn)能與影響因素之間的關(guān)系。神經(jīng)網(wǎng)絡(luò)法沒有繁瑣的過程,但是對訓練樣本和輸入?yún)?shù)的選取要求很高,不同組合的參數(shù)輸入,其預測結(jié)果差異較大。滲流理論法是基于滲流力學中的穩(wěn)態(tài)平面徑向流方程預測產(chǎn)能的傳統(tǒng)方法,通過計算產(chǎn)能指數(shù)評價油氣層產(chǎn)能。國內(nèi)外大量模擬實驗表明,儲層物性、含油性和流體相對滲透率等參數(shù)是決定產(chǎn)能的主要因素,作為關(guān)鍵參數(shù)的相對滲透率一般通過室內(nèi)巖心實驗來求取。李克文等[7-9]在前人研究基礎(chǔ)上,通過理論和實驗提出一種利用地層電阻率計算相對滲透率的新方法。本文對該方法進行巖心實驗檢驗后,結(jié)合滲流理論的平面徑向流公式推導儲層產(chǎn)能計算新方法,并在葡北區(qū)塊進行實際應(yīng)用,檢驗結(jié)果表明該預測方法可靠實用。

1 產(chǎn)能預測方法研究基礎(chǔ)

1.1 產(chǎn)能預測的理論基礎(chǔ)

滲流力學中的穩(wěn)態(tài)平面徑向流模型遵循地層流體流入井筒時的達西定律和狀態(tài)方程理論,因此,可作為儲層自然產(chǎn)能預測的基礎(chǔ)公式

(1)

式中,Q為儲層產(chǎn)量,m3/d;Ke為流體有效滲透率,10-3μm2;h為儲層有效厚度,m;pe為地層有效壓力,MPa;pwf為井底流壓,MPa;μ為流體黏度,mPa·s;re為有效供油半徑,m;rw為井眼半徑,m;ζ為表皮系數(shù);B為體積系數(shù)。

一般情況下,決定儲層產(chǎn)能大小的因素主要有儲層的孔隙度、含油飽和度、各相流體的有效滲透率、流體黏度、地層壓力和儲層的有效厚度等。前人研究成果表明,在目標區(qū)相同層系內(nèi),儲層流體黏度、體積系數(shù)、井筒半徑、供液半徑以及表皮系數(shù)等參數(shù)值動態(tài)變化范圍小,對產(chǎn)能的影響穩(wěn)定;儲層厚度與生產(chǎn)壓差的取值范圍較前面幾個參數(shù)相對變化大,對產(chǎn)能影響較明顯;而儲層有效滲透率變化范圍最大,甚至在同一層段內(nèi)較其他參數(shù)變化顯著,因此,其對產(chǎn)能預測結(jié)果的影響也最大。

1.2 相對滲透率計算新方法原理

相對滲透率(某一相流體的有效滲透率與絕對滲透率的比值)是描述孔隙介質(zhì)中流體流動性能的重要參數(shù),準確求取相對滲透率能夠提高有效滲透率的計算精度。通過室內(nèi)巖心測定相對滲透率的方法存在實驗成本高、時間長且樣本少等問題。本文利用巖石電阻率確定相對滲透率,該方法容易實現(xiàn),實驗室測量或井下測井方式均可獲得電阻率數(shù)據(jù),能夠廣泛應(yīng)用。

前人的研究表明,巖石電阻率和相對滲透率同為濕相飽和度的函數(shù),利用地層電阻率可以計算濕相的相對滲透率。為了滿足油水兩相情況下的邊界條件,需要對含水飽和度進行歸一化。

(2)

當存在油水兩相時,水相滲透率則與含水飽和度為(1-Sor)時的巖石電阻率成正比,與含水飽和度為Sw時的巖石電阻率成反比。因此,可以推導出水相和油相的相對滲透率計算公式

(3)

式中,Krw為水相的相對滲透率,小數(shù);Kro為油相的相對滲透率,小數(shù);Ror為含水飽和度(1-Sor)對應(yīng)的巖石電阻率(沖洗帶地層電阻率),Ω·m;Rt為含水飽和度Sw對應(yīng)的巖石電阻率(原狀地層電阻率),Ω·m。根據(jù)式(2)和式(3),利用電阻率測井數(shù)據(jù)可以計算油、水相的相對滲透率。

1.3 目標區(qū)相對滲透率—電阻率模型建立

葡北油田中侏羅統(tǒng)三間房組主要受辮狀河三角洲體系水下分流河道控制,巖性以灰色細砂巖為主,中、粉砂巖次之,與灰色泥巖不等厚互層。葡北2號構(gòu)造三間房組油藏類型為邊水構(gòu)造油藏。前期試油井PVT數(shù)據(jù)顯示,原油具有低密度、低黏度、高飽和壓力的特點,原油密度為0.597 g/cm3,黏度為0.278 mPa·s,體積系數(shù)為1.917,飽和壓力為24.18 MPa。葡北2號區(qū)塊三間房組巖心平均孔隙度為14.6%,平均滲透率為26.92×10-3μm2,為低孔隙度低滲透率儲層。葡北油田三間房組巖電實驗和水分析資料確定巖性系數(shù)為1.00和0.97,膠結(jié)系數(shù)1.67,飽和度指數(shù)1.99,地層水電阻率0.04 Ω·m。利用Pb20井巖心相對滲透率、巖電實驗數(shù)據(jù)及電阻率測井數(shù)據(jù),對本區(qū)塊電阻率—相對滲透率的關(guān)系模型進行檢驗。Pb20井A12-2號巖心深度為3 434.57 m,孔隙度為17.9%,空氣滲透率為15.4×10-3μm2,束縛水飽和度為35.6%,殘余油飽和度為11.5%。試驗溫度為75 ℃,注入水黏度為0.698 mPa·s,模擬的油黏度為0.600 mPa·s,屬于輕質(zhì)油藏范圍。計算得到的油水相對滲透率與實驗測定的油水相對滲透率在歸一化處理后進行對比,不同方法獲得的油水相對滲透率曲線變化形態(tài)一致(見圖1)。由圖1可見,基于電阻率—相對滲透率模型,利用巖電實驗數(shù)據(jù)計算得到的油水相對滲透率與非穩(wěn)態(tài)相對滲透率實驗中得到的油水相對滲透率之間相關(guān)性較好。因此,該模型適用于葡北油田低孔隙度低滲透率的輕質(zhì)油藏。

圖1 Pb20井J2s巖心不同方法獲得的油水相對滲透率曲線對比圖

2 產(chǎn)能預測新模型的建立

基于平面徑向流理論模型,結(jié)合相對滲透率、層厚、壓差等影響儲層產(chǎn)能的主控因素,可以建立儲層產(chǎn)量因子計算公式,通過產(chǎn)量因子的精確計算來實現(xiàn)單井產(chǎn)能預測。

2.1 儲層產(chǎn)量計算新模型

定義產(chǎn)油量因子Jo、產(chǎn)水量因子Jw和產(chǎn)液量因子J,均為無量綱?？紤]到儲層的非均質(zhì)性,采用隨深度逐點計算并在厚度上積分的方式,建立產(chǎn)量因子計算公式

J=Jo+Jw

(4)

式中,h1為儲層頂界深度,m;h2為儲層底界深度,m;K為滲透率,10-3μm2。

進行產(chǎn)能計算的儲層、油藏、開發(fā)等相關(guān)參數(shù),可以通過本區(qū)塊鉆井、試井及原油分析化驗等資料獲取,也可以根據(jù)理論計算公式或測井與巖心資料擬合公式求取,部分主要參數(shù)模型有束縛水飽和度、殘余油飽和度和井眼壓力計算模型。

2.2 束縛水飽和度計算模型

利用巖心壓汞和粒度分析數(shù)據(jù)統(tǒng)計可知,束縛水飽和度與儲層物性、泥質(zhì)含量之間的相關(guān)性較好,可以利用儲層孔隙度、滲透率和泥質(zhì)含量擬合建立束縛水飽和度計算公式

R=0.891,N=33

(5)

式中,φ為孔隙度,%;Vsh為泥質(zhì)含量,%;N為樣本數(shù)。

2.3 殘余油飽和度計算模型

利用巖心數(shù)據(jù)統(tǒng)計分析,殘余油飽和度與儲層物性具有較好相關(guān)性,可以利用孔隙度擬合建立殘余油飽和度關(guān)系式

Sor=-1.4786φ+37.733

R=0.823,N=21

(6)

2.4 井眼壓力計算模型

根據(jù)本區(qū)塊前期試油井的壓力測試數(shù)據(jù),可以建立地層壓力、井底流壓與地層深度的關(guān)系式。

pe=0.01101D,pwf=0.0067D

(7)

式中,D為地層深度,m。

3 產(chǎn)能預測新模型應(yīng)用效果

為檢驗該產(chǎn)能預測新模型的可行性,根據(jù)產(chǎn)量因子與單層測試的油水日產(chǎn)量數(shù)據(jù)建立葡北區(qū)塊的產(chǎn)油和產(chǎn)水定量計算模型。儲層產(chǎn)油量和產(chǎn)水量計算公式為

Qo=0.787Jo-0.0204

Qw=1.8371Jw-0.2148

(8)

式中,Qo為新模型計算產(chǎn)油量,m3/d;Qw為新模型計算產(chǎn)水量,m3/d。

結(jié)合上述產(chǎn)量模型,對葡北油田2號區(qū)塊20口新鉆井解釋層開展產(chǎn)能預測評價。據(jù)統(tǒng)計有26層進行了射孔投產(chǎn),與試油產(chǎn)狀對比,共計21層預測結(jié)論與試油結(jié)果相符,5層預測結(jié)論偏高或偏低,產(chǎn)能預測符合率80.77%。檢驗結(jié)果顯示,計算產(chǎn)油量與實際產(chǎn)油量的相關(guān)系數(shù)為0.876,新模型的計算精度較高。圖2為產(chǎn)能預測新模型計算產(chǎn)油量與實際日產(chǎn)油量交會圖,由圖2可見,數(shù)據(jù)點大多分布在對角線附近,說明產(chǎn)能模型可滿足油田應(yīng)用需求。

圖2 產(chǎn)能預測新模型計算產(chǎn)油量與實際日產(chǎn)油量交會圖

以Pb202井為例,結(jié)合測井資料對產(chǎn)能預測結(jié)果進行分析。圖3為該井的測井產(chǎn)能預測綜合成果圖,Pb202井3 714.8～3 729.0 m、3 736.0～3 745.0 m井段三間房組目的砂體厚度大,測井曲線反映地層具有非均質(zhì)性,主要含油砂體自上而下分布泥巖隔層和致密夾層。6號層巖性為細砂巖,錄井見熒光級顯示,陣列感應(yīng)電阻率測井曲線顯示為高侵特征,且電阻率值較低,深電阻率為4 Ω·m,三孔隙度曲線反映儲層物性較好,聲波時差為248 μs/m,巖性密度為2.38 g/cm3,補償中子為15%,測井計算有效孔隙度為15.6%,滲透率為6.8×10-3μm2,含水飽和度為49.9%,利用產(chǎn)能預測模型計算的產(chǎn)油量為9.22 m3/d,產(chǎn)水量為5.03 m3/d,綜合解釋為Ⅱ類油水同層;該井首先對3 737.0～3 742.0 m井段進行射孔試油,3 mm油嘴自噴,日產(chǎn)油13.23 m3,日產(chǎn)水5.39 m3,測井產(chǎn)能預測結(jié)果與試油結(jié)論吻合。1號層處于所在砂體中上部,巖性為細砂巖,鉆井取心見熒光-油跡級顯示,陣列感應(yīng)電阻率測井顯示為低阻侵入剖面,且電阻率值較高,深電阻率為8.3 Ω·m,儲層物性較好,聲波時差為257 μs/m,巖性密度為2.37 g/cm3,補償中子為15%,測井計算有效孔隙度為17.1%,滲透率為14.21×10-3μm2,含水飽和度為32.9%,利用產(chǎn)能預測模型計算的產(chǎn)油量為28.1 m3/d,產(chǎn)水量為0.3 m3/d,綜合解釋為Ⅰ類油層。該井在6號層試油結(jié)束后,繼續(xù)對3 715.8～3 726.6 m井段解釋的1號油層選取3 717.0～3 724.0 m層段試油,3 mm油嘴自噴,日產(chǎn)油32.73 m3,不含水,測井產(chǎn)能預測結(jié)果與試油結(jié)論一致。

圖3 Pb202井測井產(chǎn)能預測綜合成果圖*非法定計量單位,1 b/eV=6.241 46×1010 m2/J

4 結(jié) 論

(1)對于油水兩相條件,本文提出了利用歸一化的含水飽和度建立基于電阻率計算油水相對滲透率的模型。經(jīng)過目標區(qū)巖心的油水相對滲透率、巖電實驗以及電阻率測井數(shù)據(jù)計算結(jié)果對比檢驗,改進后的油水相對滲透率計算模型適用于低孔隙度低滲透率砂巖儲層。

(2)考慮到較厚砂體具有非均質(zhì)性,層內(nèi)存在泥巖或致密夾層,儲層參數(shù)變化較大,若選擇平均值計算儲層產(chǎn)能會導致較大誤差,本文采用隨深度逐點計算產(chǎn)量因子并在厚度上積分求取產(chǎn)量的方式,該方式更為合理。

(3)本文以電阻率與相對滲透率的關(guān)系為基礎(chǔ),以實驗數(shù)據(jù)和測試結(jié)果為依據(jù),建立了利用電阻率測井數(shù)據(jù)計算油層產(chǎn)能的新方法。該方法在葡北區(qū)塊實際檢驗效果準確可靠、計算精度較高且經(jīng)濟實用,適合在油田低孔隙度低滲透率砂泥巖地層推廣應(yīng)用。