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    串珠狀縫洞型碳酸鹽巖油藏數(shù)值試井分析

    2017-03-19 01:28:24朱波寧
    遼寧化工 2017年2期
    關(guān)鍵詞:特征

    朱波寧,張 磊,李 丁

    (中石油煤層氣有限責任公司臨汾分公司, 山西 臨汾 042300)

    縫洞型碳酸鹽巖儲層類型復雜,儲集空間主要包括溶蝕孔洞、洞穴和裂縫,常常表現(xiàn)為不同尺度孔、縫、洞交錯發(fā)育[1],非均質(zhì)性極強,不同縫洞體通過不同方式相互連通,形成串珠狀或上下錯落疊置縫洞儲集組合模式[2]。復雜油藏模型,給常規(guī)試井解釋帶來極大困難。

    結(jié)合靜態(tài)資料,利用數(shù)值試井技術(shù),建立與實際儲層形態(tài)、參數(shù)分布更為貼近的油藏地質(zhì)模型,并通過不斷調(diào)整、改善數(shù)值模型結(jié)構(gòu)、形狀和相關(guān)參數(shù),實現(xiàn)對油氣藏內(nèi)外部邊界及不同滲流區(qū)塊儲層滲流特征更為精細描述。彌補常規(guī)試井解釋模型選擇局限,對縫洞型碳酸鹽巖油藏儲層動態(tài)描述及預測具有參考意義[3]。

    1 數(shù)值試井的建立

    常規(guī)試井解釋將油藏內(nèi)外邊界進行簡化,利用鏡像反映原理及疊加原理求出相應的解析解,該方法對理想化油藏模型適用,對復雜縫洞型碳酸鹽巖油藏很難達到較好擬合效果,利用數(shù)值試井,與物探、地質(zhì)結(jié)合對儲層綜合分析,建立步驟:

    ①錄入產(chǎn)量、壓力、流體性質(zhì)等基礎數(shù)據(jù),通過常規(guī)試井擬合分析雙對數(shù)曲線、半對數(shù)曲線及壓力歷史,初步得到儲層滲流特征,包括地層參數(shù)Kh、S、C及內(nèi)外邊界條件等;

    ②將常規(guī)試井解釋分析參數(shù)及儲層滲流模型移植到有限元數(shù)值試井分析模塊,依據(jù)雙對數(shù)曲線及壓力、產(chǎn)量歷史,結(jié)合物探、地質(zhì)資料,進行試井動態(tài)模型診斷分析,建立初步數(shù)值試井油藏模型;

    ③運用全壓力史擬合方法對數(shù)值試井動態(tài)模型精細修正、完善,從而得到油藏模型及分析結(jié)果。

    有限元數(shù)值試井與常規(guī)試井理論基礎、解釋流程一致,關(guān)鍵之處為油藏模型建立并進行擬合分析。最終更為精細刻畫油藏復雜內(nèi)外邊界,實現(xiàn)對壓力分布、滲流場分布特征及不同滲流區(qū)域儲層描述的目的[4]。

    2 串珠狀油藏模型

    碳酸鹽巖地層的裂縫、孔、洞發(fā)育帶有時呈一片片局部區(qū)域,在這些區(qū)域之間,被滲透性好、但狹窄的通道連接,形成串珠(圖1)。①鉆遇縫洞體如A、B點時,井具有較高的產(chǎn)量;②鉆遇裂縫區(qū)C點時,表現(xiàn)為低產(chǎn),但裂縫遠端溝通洞穴,可獲得穩(wěn)產(chǎn);③鉆遇縫洞體不發(fā)育D位置時,幾乎不能獲得任何工業(yè)產(chǎn)量,需要通過酸化壓裂,溝通有利儲層[5-7]。

    圖1 串珠狀油藏模型

    2.1 鉆遇A、B位置雙對數(shù)曲線特征

    流動特征分為4個階段(圖2):①續(xù)流段;②近井帶流動段(縫洞型碳酸鹽巖非均質(zhì)性決定其波動特征,可近似為徑向流,持續(xù)時間越長說明井附近縫洞體越大);③過渡段;④遠井帶流動段(壓力及導數(shù)曲線逐漸分開,裂縫通道另一端縫洞體開始平抑壓力變化)。

    圖2 鉆遇A、B位置典型雙對數(shù)曲線

    2.2 C位置雙對數(shù)曲線特征

    流動特征分為2個階段(圖3):①續(xù)流段加連通區(qū)流動段;②遠井帶流動段。

    圖3 鉆遇C置典型雙對數(shù)曲線

    3 實例分析

    3.1 鉆遇A、B位置數(shù)值試井解釋

    JYa井孔隙度反演剖面上,存在多套儲層。鉆井過程累計漏失381.86 m3。投產(chǎn)前關(guān)井壓力恢復測試,雙對數(shù)曲線出現(xiàn)典型“串珠狀”特征,常規(guī)試井解釋選擇:變井儲+表皮+徑向復合儲層+圓形邊界模型進行擬合分析[8-11],得到內(nèi)區(qū)地層系數(shù)35418.62 mD·m,內(nèi)區(qū)有效滲透率3 219.87 mD,復合半徑126.80 m,外區(qū)有效滲透率3.76 mD,圓形邊界距離775.81 m,表皮系數(shù)-5.79,井儲系數(shù)3.32 m3/MPa,生產(chǎn)壓差1.92 MPa。很明顯,常規(guī)試井模型與真實油藏模型偏差較大。

    結(jié)合該井縫洞雕刻,構(gòu)建有限元數(shù)值試井串珠狀油藏模型(圖4),擬合雙對數(shù)(圖5)、實測壓力、半對數(shù),以及生產(chǎn)全過程流壓歷史,反復修正邊界及地層參數(shù),最終達到良好擬合效果,得到主要地層參數(shù):井眼所在B區(qū)地層系數(shù)33 700 mD·m、滲透率3 060 mD,A區(qū)滲透率552 mD,C1區(qū)滲透率3 400 mD,C2區(qū)滲透率765 mD,外區(qū)滲透率46 mD,表皮系數(shù)-4.97,井儲系數(shù) 2.82 m3/MPa,生產(chǎn)壓差1.72 MPa。所構(gòu)建數(shù)值試井模型,更為貼近真實油藏特征。

    圖4 JYa井有限元數(shù)值試井串珠狀油藏模型

    圖5 JYa井雙對數(shù)曲線擬合

    3.2 鉆遇C位置數(shù)值試井解釋

    RPa井鉆遇大型縫洞集合體,鉆井過程未發(fā)生漏失放空,測井解釋Ⅱ類孔洞型儲層4 m/1層、Ⅲ類儲層22 m/4層,酸壓累計注入總液量678方,停泵測壓降泵壓較高30↓27.9 MPa(20 min),反映井眼及人工裂縫未直接溝通洞穴[12]。壓恢雙對數(shù)曲線為典型鉆遇裂縫通道C位置油藏模型,若利用常規(guī)試井解釋將續(xù)流段加連通區(qū)流動段皆按續(xù)流段處理,井儲系數(shù)將達17.23 m3/MPa,這是任何井筒條件都不可能達到的數(shù)值。究其原因為井所在位置儲層物性較差,經(jīng)過酸化壓裂改造后形成高導流狹窄區(qū)帶,并于井筒相連形成類似擴大的井筒。通過數(shù)值試井,結(jié)合該井物探、地質(zhì)特征,建立井眼位于串珠通道C位置油藏模型,并進行擬合分析(圖6),更為準確描述該井邊界特征及地層參數(shù)(表1)。

    該井位于裂縫通道,而通道遠端連接縫洞體,在投產(chǎn)過程中勢必有遠端能量補充。實際生產(chǎn)動態(tài)表明該井早期遞減極快,后期見水但亦能保持穩(wěn)產(chǎn)。

    圖6 RPa井雙對數(shù)曲線擬合

    表1 RPa井數(shù)值試井主要成果參數(shù)

    4 結(jié) 論

    (1)哈拉哈塘油田碳酸鹽巖油藏大型縫洞集合體片狀發(fā)育,壓力恢復測試雙對數(shù)曲線往往出現(xiàn)串珠狀油藏模型特征,利用常規(guī)試井解釋,較難還原真實地層信息,無法得到準確地層參數(shù)。通過有限元數(shù)值試井,能更加深入分析油藏地質(zhì)特征,為具有類似試井資料合理解釋提供參考依據(jù)。

    (2)在數(shù)值試井模型刻畫中,需要結(jié)合物探、地質(zhì)研究成果,通過反復擬合,并采用全壓力史驗證。與常規(guī)試井分析相比,在解決復雜縫洞型碳酸鹽巖試井分析中具有更明顯優(yōu)勢。

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