渤中19-6構(gòu)造復(fù)雜儲層流體評價及產(chǎn)能預(yù)測

譚忠健 胡云 張國強(qiáng) 李鴻儒 劉坤 楊保健

1.中海石油（中國）有限公司天津分公司；2.中海油能源發(fā)展股份有限公司工程技術(shù)分公司

復(fù)雜儲層多指儲層巖性、儲集層物性、儲集層地層水變化以及井內(nèi)鉆井液體系與地層相互作用，使儲層含油氣性的常規(guī)錄井及測井表征被掩蓋或削弱而造成對儲層油氣水解釋容易產(chǎn)生多解性的儲層，主要包括低阻儲層、低孔低滲儲層、薄互層儲層、裂縫儲層及復(fù)雜砂礫巖儲層［1-7］。復(fù)雜儲層地層流體在錄井、測井上響應(yīng)受地層巖性、儲集空間類型以及鉆井液侵入等因素的影響，響應(yīng)特征不夠明顯［8-10］。復(fù)雜儲層由于其滲流機(jī)理與常規(guī)儲層差異性強(qiáng)，導(dǎo)致常規(guī)的滲流經(jīng)驗(yàn)公式效果不理想，產(chǎn)能預(yù)測難度大［11-14］。

渤中19-6構(gòu)造處于渤海灣盆地渤中西南洼和渤中主洼之間的近南北向構(gòu)造脊上，整體為受基底和走滑控制、具有多個獨(dú)立高點(diǎn)、被后期斷裂復(fù)雜化的具有背斜背景的斷塊圈［15-17］。其主要含油氣層系為孔店組低滲砂礫巖儲層及太古界變質(zhì)巖系裂縫性儲層，孔店組砂礫巖儲層滲透率低，最小0.145 mD，太古界變質(zhì)巖系儲層裂縫發(fā)育，裂縫發(fā)育帶規(guī)律性不確定。地層流體以凝析氣為主，儲層物性復(fù)雜，流體性質(zhì)識別及油氣藏流體類型判別困難。由于砂礫巖巖性及儲集空間具有很強(qiáng)的非均質(zhì)性，目前尚無較好方法對其產(chǎn)能進(jìn)行判斷，而裂縫性儲層依靠目前技術(shù)手段暫時無法進(jìn)行產(chǎn)能預(yù)測。

針對渤中19-6構(gòu)造復(fù)雜低滲砂礫巖儲層和變質(zhì)巖裂縫性儲層，綜合運(yùn)用錄井、測井參數(shù)在儲層流體評價及產(chǎn)能預(yù)測方面的優(yōu)勢，建立了一套有效的流體類型識別、油氣藏流體類型判別及復(fù)雜砂礫巖的單井產(chǎn)能預(yù)測方法，取得了良好的應(yīng)用效果。

1 復(fù)雜儲層流體評價方法

渤中19-6構(gòu)造復(fù)雜儲層流體以凝析氣為主，常規(guī)的以巖屑為載體的熒光系列技術(shù)手段難以進(jìn)行流體評價，本文主要對基于以鉆井液為載體的烴組分技術(shù)手段進(jìn)行分析。渤中19-6構(gòu)造復(fù)雜儲層電性受巖性、孔隙結(jié)構(gòu)的影響過大，電阻率差異不明顯，常規(guī)均質(zhì)儲層電阻率測井解釋模式不再適用，本文利用陣列聲波測井?dāng)?shù)據(jù)和測壓數(shù)據(jù)進(jìn)行流體性質(zhì)識別創(chuàng)新應(yīng)用。通過深度挖掘測錄井參數(shù)流體響應(yīng)特征建立適用性較好的測錄井參數(shù)耦合識別評價圖版，進(jìn)一步提高流體評價的準(zhǔn)確性。

1.1 復(fù)雜儲層流體性質(zhì)識別方法

1.1.1 基于錄井烴組分的識別方法 譚忠健等（2016年）通過對渤海海域不同區(qū)帶189口探井以鉆井液為載體的烴組分?jǐn)?shù)據(jù)進(jìn)行研究和分析，總結(jié)出來的皮克斯勒圖版法、三角圖版法、3H比值法、氣體比率法、特征參數(shù)法及流體指數(shù)法等渤海區(qū)域常用的流體性質(zhì)識別方法［18］。其中以下幾種方法在渤中19-6構(gòu)造應(yīng)用效果良好。

（1）皮克斯勒圖版法。皮克斯勒圖版是將烴比值繪制在半對數(shù)坐標(biāo)上，圖版劃分為油區(qū)、氣區(qū)和兩個非產(chǎn)區(qū)［19］。不同類型流體具有不同特征的C1/C2、C1/C3、C1/C4、C1/C5比值，反過來也可以反推地層流體類型和性質(zhì)。皮克斯勒圖版對氣體組分齊全的儲層進(jìn)行流體性質(zhì)的識別效果好［19］，渤中19-6構(gòu)造孔店組砂礫巖系及太古界變質(zhì)巖系，氣體組分齊全，可以使用此方法進(jìn)行流體性質(zhì)識別。通過對渤中19-6構(gòu)造孔店組及太古界凝析氣層與上覆地層的油層進(jìn)行對比分析，總結(jié)出渤中19-6構(gòu)造皮克斯勒圖版響應(yīng)特征（表1）。

表1 渤中19-6構(gòu)造皮克斯勒圖版法響應(yīng)特征Table 1 Pixler chart response characteristics in Bozhong 19-6 structure

（2）異常倍數(shù)法。烴組分異常倍數(shù)法的定義為儲層和上部蓋層氣體全烴（Tg）或組分的比值，通常取氣測各組分最大一組峰值數(shù)據(jù)與其鄰近單層厚度大于5 m的穩(wěn)定泥巖各組分平均值的比值。流體性質(zhì)不同，異常倍數(shù)具有明顯的差異性［18］。在渤中19-6構(gòu)造的復(fù)雜儲層評價中，通過Tg和C1異常倍數(shù)交匯圖版可以有效識別氣層、干層，并且根據(jù)異常倍數(shù)的高低，可以定性判斷儲層含油氣豐度高低。從圖1可見，該圖版能較好地識別研究區(qū)流體性質(zhì)。

圖1 渤中19-6構(gòu)造異常倍數(shù)解釋圖版Fig.1 Interpretation chart of abnormal multiple of Bozhong 19-6 structure

（3）條形圖分析法。由于輕質(zhì)油與凝析油氣烴類組分特征相似，均是以甲烷（C1）為主，兩者往往在錄井過程中較難區(qū)分［20］。通過將氣體組分按照百分比以條形圖形式展示出來，可以方便進(jìn)行層間及單井縱向上的對比，該方法被稱為條形圖分析法（以下簡稱Bar圖法）。通過Bar圖法可以明顯看出渤中19-6構(gòu)造潛山儲層中的凝析氣層與上覆沙河街組輕質(zhì)油層的差別，其C1相對百分含量要明顯高出很多，可以很直觀地將輕質(zhì)油與凝析油氣區(qū)分開（圖2）。

圖2 渤中19-6構(gòu)造顯示層Bar圖Fig.2 Display layer Bar diagram of Bozhong 19-6 structure

（4）Flair（fluids logging & analysis in real-time）流體指數(shù)流體識別法。實(shí)時地層流體錄井（以下簡稱Flair）技術(shù)可以檢測C1～C8的氣體組分，相對于常規(guī)的氣體檢測設(shè)備增加了C5以后組分測量，利用增加的測量參數(shù)，計(jì)算3個派生參數(shù)：氣指數(shù)，油指數(shù)和水指數(shù)，能夠更加全面地反映油氣特征，利用Flair檢測的C1～C8氣測組分［21-22］，定義以下參數(shù)：

式中，Ig為氣指數(shù)；Io為油指數(shù)；Iw為水指數(shù)。

BZ19-6-2井太古界潛山3 908.5～3 923.5 m段氣指數(shù)Ig明顯高值，油指數(shù)Io為明顯低值，為典型氣層特征，該段中途測試（以下簡稱DST測試）解釋為氣層，與測試結(jié)論一致（見圖3）。

圖3 BZ19-6-2井Flair流體類型識別綜合圖Fig.3 Flair comprehensive fluid type identification diagram of Well BZ19-6-2

（5）含烴豐度指數(shù)法。含烴豐度指數(shù)為氣測分析全烴（Tg）與C5以下各輕烴組分之和的差值，反映的是氣體分析檢測中的不可辨“烴組分”組成。通過該方法對復(fù)雜儲層進(jìn)行分段，篩選出有利油氣聚集儲層［23］。BZ19-6-2Sa井太古界潛山3 875～4 283 m氣層含烴豐度指數(shù)明顯高值，響應(yīng)特征好（圖4）。

圖4 BZ19-6-2Sa井含烴豐度綜合圖Fig.4 Composite hydrocarbon abundance diagram of Well BZ19-6-2Sa

1.1.2 基于測井參數(shù)的識別方法

（1）利用巖石泊松比及體積壓縮系數(shù)。陣列聲波測井能記錄地層縱、橫、斯通利波波速及幅度［24］。當(dāng)?shù)貙勇裆钶^深或儲層泥質(zhì)含量較高時，氣層中子、密度曲線已無法表現(xiàn)出典型的“挖掘效應(yīng)”特征，巖石力學(xué)參數(shù)所提供的泊松比和體積壓縮系數(shù)，往往可作為地層含氣性判斷的敏感參數(shù)，計(jì)算公式為

式中，σ為泊松比；DT為縱橫波速比；CM為體積壓縮系數(shù)，GPa-1；ρb為巖石密度，g/cm3；Vp為縱波速度，m/s；Vs為橫波速度，m/s。

在儲層含氣的情況下，儲層縱橫波速比下降，巖石泊松比變小，巖石體積壓縮系數(shù)變大，因此可以利用體積壓縮系數(shù)與泊松比交會識別氣層，通過調(diào)節(jié)刻度范圍讓鄰近水層的體積壓縮系數(shù)和泊松比重合，如除水層以外的儲層段出現(xiàn)明顯包絡(luò)信息，則指示儲層含氣。

（2）利用測壓資料。理論上，同一壓力系統(tǒng)地層壓力與深度呈線性關(guān)系，得到的直線斜率即為該壓力系統(tǒng)的壓力梯度，將壓力梯度通過簡單的換算即可得到儲層流體密度

式中，ρf為測壓層流體密度，g/cm3；Δp為同一壓力系統(tǒng)任意2個有效測壓點(diǎn)之間的壓力差，1/145 MPa；ΔH為同一壓力系統(tǒng)任意2個有效測壓點(diǎn)之間的深度差，m。

1.1.3 測錄參數(shù)組合圖版法 通過深度分析渤中19-6構(gòu)造孔店組地層測錄井參數(shù)流體性質(zhì)響應(yīng)特征，認(rèn)為測錄井參數(shù)中含烴豐度參數(shù)全烴Tg可以近似替代電阻率曲線評價含油氣性，而核磁資料的核磁可動孔隙度則可以反映儲層有效性空間特征，據(jù)此建立了“全烴Tg與核磁可動孔隙度關(guān)系定量評價圖版”，如圖5所示，孔店組氣層的物性較好、含烴豐度高，數(shù)據(jù)點(diǎn)主要分布于圖版右上方氣層區(qū)。將BZ19-6-1井中途測試井段數(shù)據(jù)投入本交會圖，主要分布在氣層區(qū)，與DST測試結(jié)論一致（DST測試解釋為氣層），證明該圖版在孔店組流體性質(zhì)識別中應(yīng)用效果較好。

圖5 BZ19-6-1井孔店組砂礫巖全烴-核磁可動孔隙度交會圖版Fig.5 Total hydrocarbon-NMR movable porosity crossplot of Kongdian Formation glutenite in Well BZ19-6-1

1.2 油氣藏流體類型判別方法

1.2.1 相態(tài)分析法 對研究區(qū)地層流體進(jìn)行PVT分析實(shí)驗(yàn)，從BZ19-6-2Sa井和BZ19-6-3井P-T相圖上看（圖6），地層溫度等值線處于臨界點(diǎn)右并遠(yuǎn)離臨界點(diǎn)，隨壓力下降反凝析液量增大，油氣藏流體類型為凝析氣藏。地層溫度下測得露點(diǎn)壓力低于目前地層壓力，在目前地層條件下地層流體是氣相［25］。

圖6 渤中19-6構(gòu)造烴類流體P-T相圖Fig.6 P-T phase diagram of hydrocarbon fluid in Bozhong 19-6 structure

1.2.2 四組合參數(shù)方框圖法 根據(jù)渤中19-6區(qū)塊孔店組及潛山儲層測試組分及取樣組分?jǐn)?shù)據(jù)，按照四組合參數(shù)方框圖方法進(jìn)行識別，其中測試組分?jǐn)?shù)據(jù)投點(diǎn)每口井有3個或3個以上在無油環(huán)氣層或凝析氣層區(qū)，取樣組分?jǐn)?shù)據(jù)投點(diǎn)每口井有3個以上在無油環(huán)氣層或凝析氣層區(qū)，由此判斷孔店組及潛山油氣藏流體類型屬于無油環(huán)氣層或凝析氣層［25］（圖7）。

圖7 渤中19-6構(gòu)造四組合參數(shù)油氣藏類型識別方框圖Fig.7 Block diagram for type identification of oil and gas reservoirs in Bozhong 19-6 structure based on four-combined-parameter method

2 低滲透砂礫巖儲層產(chǎn)能預(yù)測方法

產(chǎn)能是反映油氣儲層動態(tài)特征的綜合指標(biāo)，標(biāo)志著儲層生產(chǎn)潛力與諸多影響因素之間相互制約并達(dá)到的動態(tài)平衡。影響產(chǎn)能的因素主要包括地質(zhì)參數(shù)（形狀因子）、油藏參數(shù)（壓力與黏度、供液半徑、多相流計(jì)算等）、工程參數(shù)（完井方式、井筒參數(shù)、壓裂參數(shù)等）、儲層參數(shù)（有效厚度、滲透率等）［20，26］。

目前，行業(yè)內(nèi)產(chǎn)能預(yù)測研究多基于平面徑向流模型理論，該理論主要應(yīng)用儲層分類、測井曲線包絡(luò)、依據(jù)核磁資料獲得的偽毛管壓力曲線、區(qū)域經(jīng)驗(yàn)公式等方法進(jìn)行產(chǎn)能預(yù)測，實(shí)際情況表明，上述方法在較成熟區(qū)塊能夠獲得應(yīng)用，但對新區(qū)塊的適應(yīng)性較差。由于BZ19-6構(gòu)造鉆遇低滲透砂礫巖探井?dāng)?shù)目極為有限，因此引入數(shù)值模擬方法進(jìn)行該區(qū)低滲透砂礫巖產(chǎn)能預(yù)測研究。與傳統(tǒng)方法相比，數(shù)值模擬方法能夠充分集成測井、錄井、巖心分析數(shù)據(jù)，憑借地質(zhì)、測井、電纜地層測試、表皮因數(shù)等參數(shù)構(gòu)建地層模型、獲取儲層、油藏、工程等評價參數(shù)，實(shí)現(xiàn)靜態(tài)資料向動態(tài)資料的轉(zhuǎn)變，以便更好反映動態(tài)產(chǎn)能情況［12，27-28］。應(yīng)用該方法對致密儲層凝析氣藏進(jìn)行產(chǎn)能評價時，需要對儲層滲透率及流體黏度進(jìn)行準(zhǔn)確評價。

2.1 滲透率剖面的確定

滲透率模型是產(chǎn)能評價流程中最重要的儲層參數(shù)。在應(yīng)用數(shù)值模擬方法進(jìn)行產(chǎn)能評價時，首先需通過分析儲層孔滲相關(guān)性建立靜態(tài)滲透率剖面，同時以核磁測井獲取的滲透率評價結(jié)果作為模型的初始滲透率資料，而巖心滲透率分析結(jié)果則用于標(biāo)定絕對滲透率的解釋結(jié)果。

同時，電纜地層測試作業(yè)獲取的壓力測點(diǎn)數(shù)據(jù)、流體泵抽分析過程中的連續(xù)壓力資料、小型測試的壓恢資料能夠分別提供壓降球形滲透率、穩(wěn)態(tài)壓降滲透率及壓恢滲透率，可籍此對滲透率剖面進(jìn)行綜合標(biāo)定以確定最終應(yīng)用于模型中的滲透率剖面。

測壓點(diǎn)的壓力資料可依據(jù)面積積分法計(jì)算該深度的壓降流度，在測定相應(yīng)流體黏度后，壓降流度直接轉(zhuǎn)換成對應(yīng)流動相的有效滲透率

穩(wěn)態(tài)流流度計(jì)算方法可用于計(jì)算在泵抽階段形成穩(wěn)態(tài)流以后儲層的有效滲透率

小型測試壓恢過程中，由于探針的直徑很小，相對于儲層的厚度可以忽略，流動狀態(tài)穩(wěn)定后往往先出現(xiàn)球形流動，當(dāng)?shù)貙雍穸容^小、或者儲集層中有泥巖層等非滲透性隔層時，可能會出現(xiàn)徑向流。其中球形流流度計(jì)算公式為

徑向流流度計(jì)算公式為

式中，k為有效滲透率，mD；μ為流體黏度，mPa·s；Cpf為探針的形狀系數(shù)；V為壓力測試的體積，cm3；pi為地層壓力，MPa；pf為某特定時間的流動壓力，MPa；t1為測壓起始時間，s；q為泵抽過程的排量，mL/s；Δp為泵抽過程中地層壓力和流動壓力的壓力差，MPa；q1為預(yù)測試流體的流量，mL/s；ms為球形流特征直線段的斜率；φ為地層孔隙度；Ct為地層綜合壓縮系數(shù)，MPa-1；mr為徑向流特征直線段的斜率；h為流體流動的地層厚度，m。

在將測壓點(diǎn)流度向滲透率進(jìn)行轉(zhuǎn)換的過程中，應(yīng)獲取準(zhǔn)確的鉆井液濾液黏度信息。經(jīng)統(tǒng)計(jì)研究，當(dāng)壓力測試環(huán)節(jié)的流體環(huán)境為水基鉆井液濾液時，其黏度參數(shù)取0.5 mPa·s為宜。而在泵抽過程中，由于流體性質(zhì)隨鉆井液濾液的清理程度不斷發(fā)生變化，流體黏度參數(shù)需使用實(shí)際黏度測量值。

2.2 流體性質(zhì)及PVT參數(shù)的確定

準(zhǔn)確的產(chǎn)能評價依賴于對儲層流體性質(zhì)、儲層內(nèi)所含油、氣、水比例參數(shù)的精確獲取以及流體流動特性物理參數(shù)的準(zhǔn)確測量。其中儲層含油、氣、水特征可通過井下光譜分析技術(shù)、電阻率測量結(jié)果并結(jié)合流體取樣現(xiàn)場分析進(jìn)行識別，上述識別結(jié)果對模型類型選取具有決定性影響。

同時，儲層內(nèi)所含流體黏度是對產(chǎn)能影響最大、同時也是極具不確定性的關(guān)鍵信息。通常條件下，流體黏度參數(shù)主要依靠在實(shí)驗(yàn)室中，應(yīng)用分析儀器對取樣實(shí)物進(jìn)行直接測量，但該方法往往耗時較長。而電纜地層測試技術(shù)可以在測井階段在井下實(shí)時評價流體性質(zhì)和定量測量流體屬性，如黏度、密度、組分與氣油比等，最大限度地減少了由于流體信息不明確導(dǎo)致的產(chǎn)能評價結(jié)果誤差過大。

當(dāng)儲層含氣時，由于氣體黏度超出電纜地層測試測量范圍，因此業(yè)界普遍使用相關(guān)經(jīng)驗(yàn)公式對油、氣黏度進(jìn)行評估（如CSD［29-31］，LGE［32-34］與Sutton［35］等公式）。其中CSD及LGE公式對高相對密度氣體存在較高計(jì)算誤差，因此當(dāng)儲層流體性質(zhì)為高密度氣體時，主要用Sutton［35］公式進(jìn)行流體黏度計(jì)算。

氣油比參數(shù)可通過流體樣品實(shí)驗(yàn)室分析或電纜地層測試所提供的井下光譜技術(shù)方法獲取，通過對比研究區(qū)塊內(nèi)多口井井下光譜測量氣油比結(jié)果及后期采集流體樣品的實(shí)驗(yàn)室分析結(jié)果，兩者具有較好的一致性。氣油比資料除直接用于流體建模過程中對模型進(jìn)行標(biāo)定外，同時影響井口氣油兩相產(chǎn)量的劈分結(jié)果。

3 應(yīng)用實(shí)例

3.1 儲層流體評價

以BZ19-6-5井為例，氣測C1異常倍數(shù)大于1.5倍，儲層流體Bar圖對比，頂部C1百分含量隨著深度增加，重組分含量呈減少趨勢，之后各組分含量趨于穩(wěn)定，3 691 m以上井段含烴豐度指數(shù)明顯高值。巖石力學(xué)參數(shù)計(jì)算結(jié)果表明，該井3 691 m以上井段體積壓縮系數(shù)與泊松比包絡(luò)面積明顯，儲層含氣特征清晰，且該包絡(luò)面積與氣測、電阻率測量值、中子密度等資料變化趨勢一致。綜合識別為氣層（圖8）。

圖8 BZ19-6-5井孔店組儲層錄測井綜合解釋綜合圖Fig.8 Composite map of comprehensive logging interpretation of Kongdian Formation reservoir in Well BZ19-6-5

BZ19-6-5井于3 483～4 220 m段鉆遇厚層砂礫巖，模擬射孔段為3 483～3 564 m，該段密度測量值為2.45～2.55 g/cm3之間，中子密度交會明顯，電阻率與物性呈正相關(guān)，氣測錄井顯示良好，核磁平均總孔隙度為9.79%，有效孔隙度達(dá)8.57%，測壓流度在0.1～13.35 mD/（mPa·s）之間，平均流度6.11 mD/（mPa·s）（圖9）。

井下流體實(shí)驗(yàn)室光譜分析結(jié)果表明，該井地層流體呈現(xiàn)典型凝析氣藏的組分特征（見表2），氣油比1 369 m3/m3。同時依據(jù)組分分子量，將直接測量的組分干重比例關(guān)系轉(zhuǎn)換成摩爾比例關(guān)系。根據(jù)地層測試組分分析，地層流體為凝析氣藏的組分特征（見圖7）。

3.2 滲透率參數(shù)的確定及標(biāo)定

根據(jù)核磁測井獲得連續(xù)滲透率剖面，采用面積積分法所獲得的測壓滲透率對核磁滲透率剖面進(jìn)行刻度（圖10），應(yīng)用刻度后的核磁滲透率剖面參與數(shù)模模型的設(shè)立。

表2 井下流體組分測量結(jié)果Table 2 Measurement results of components of fluids in well

3.3 流體黏度參數(shù)的確定

由于產(chǎn)能評價工作通常需要在測井作業(yè)結(jié)束后較短時間內(nèi)完成，實(shí)驗(yàn)室PVT分析往往難以在上述時間段內(nèi)完成相關(guān)實(shí)驗(yàn)，因此，產(chǎn)能評價所需部分流體參數(shù)（如凝析氣臨界溫度、壓力等）需借助相應(yīng)經(jīng)驗(yàn)公式完成。常用計(jì)算公式（Standing，Sutton 1985、Sutton 2005）能夠?qū)δ鰵獠嘏R界溫壓范圍進(jìn)行評估。依據(jù)評估結(jié)果并結(jié)合本地經(jīng)驗(yàn)，最終決定應(yīng)用Sutton 2005進(jìn)行流體參數(shù)計(jì)算，計(jì)算結(jié)果表明，該井預(yù)測段流體臨界溫度為241.85 ℃，臨界壓力為4.07 MPa（590 psi）。

圖9 BZ19-6-5井常規(guī)測井及測壓資料組合圖Fig.9 Composite diagram of conventional logging and piezometric data of Well BZ19-6-5

圖10 BZ19-6-5 井核磁滲透率與測壓流度刻度（3 540 m 附近流度測量點(diǎn)異常）Fig.10 NMR permeability and piezometric fluidity scale of Well BZ19-6-5 (the fluidity measuring point near 3 540 m is abnormal)

在取得臨界溫度、壓力的基礎(chǔ)上，應(yīng)用前文所述3種黏度模型（CSD公式［27-29］，LGE［30-32］公式與Sutton公式［33］）對該井凝析氣黏度評估，本例中的評估結(jié)果分別為0.076、0.093、0.126 mPa·s。由于CSD模型及LGE模型對于高相對密度氣體存在較高的計(jì)算誤差，同時結(jié)合區(qū)域經(jīng)驗(yàn)，最終決定選取Sutton公式進(jìn)行黏度計(jì)算，其流體黏度隨壓力變化曲線見圖11。

圖11 BZ19-6-5凝析氣黏度評價結(jié)果和模型的建立Fig.11 Viscosity evaluation results on condensate gas in Well BZ19-6-5 and the establishment of the model

3.4 完井模型參數(shù)的確定及產(chǎn)能模擬結(jié)果

當(dāng)井下流體為氣相、流體性質(zhì)為凝析氣藏時，求產(chǎn)放噴過程中會析出大量凝析油。其油、氣比例由該凝析氣藏氣油比特性決定。井口預(yù)期氣、油兩相產(chǎn)量根據(jù)井下流體實(shí)驗(yàn)室實(shí)際測量氣油比（1 369 m3/m3）進(jìn)行油氣劈分，表3為該井在不同表皮因數(shù)、壓差條件下的產(chǎn)能預(yù)測結(jié)果。生產(chǎn)過程中，凝析氣藏的生產(chǎn)要求對井下流壓的控制非常嚴(yán)格，為避免流動壓力長期低于凝析氣露點(diǎn)壓力，出現(xiàn)兩相流等復(fù)雜情況導(dǎo)致產(chǎn)能嚴(yán)重下降，建議用小油嘴求產(chǎn)。

表3 BZ19-6-5井不同生產(chǎn)壓差下產(chǎn)能預(yù)測結(jié)果Table 3 Productivity prediction results of Well BZ19-6-5 under different production pressure differences

3.5 與實(shí)際DST測試結(jié)果的對比

3 500～3 566 m層段經(jīng)DST測試求產(chǎn)，最高測試壓差為17 MPa，日產(chǎn)油233 m3/d，日產(chǎn)氣30萬m3/d。根據(jù)預(yù)測結(jié)果（表3），選取壓降15 MPa、20 MPa結(jié)果綜合推算，在17 MPa壓差、低污染表皮條件下，模擬結(jié)果為最高日產(chǎn)油235 m3/d、日產(chǎn)氣31.5萬m3/d，誤差5%，與實(shí)際試油結(jié)果吻合度較高。

4 結(jié)論

（1）針對渤中19-6構(gòu)造復(fù)雜儲層，通過對皮克斯勒圖版、異常倍數(shù)、Bar圖分析法、Flair流體指數(shù)法、含烴豐度指數(shù)法等烴組分技術(shù)進(jìn)行挖潛分析，有效解決微弱油氣顯示的流體評價的難題，結(jié)合巖石力學(xué)參數(shù)泊松比-體積壓縮系數(shù)交會圖版、測壓流體回歸分析等多因子測井流體評價方法，有效解決非均質(zhì)儲層流體識別難題，通過深度挖掘測錄井參數(shù)流體響應(yīng)特征，建立適用效果較好的測錄井參數(shù)耦合識別評價圖版，進(jìn)一步提高研究區(qū)流體評價的準(zhǔn)確性。要實(shí)現(xiàn)復(fù)雜儲層的流體評價準(zhǔn)確性的進(jìn)一步提高，還需要結(jié)合儲層有效性進(jìn)行綜合研究。

（2）綜合應(yīng)用相態(tài)分析法、四組合參數(shù)框圖判別法能有效判別油氣藏流體類型，基于目前資料判斷渤中19-6構(gòu)造孔店組及潛山油氣藏為凝析氣藏。該方法主要基于井流物組分?jǐn)?shù)據(jù)以及測試組分?jǐn)?shù)據(jù)進(jìn)行研究，要實(shí)現(xiàn)油氣藏流體類型井場隨鉆氣測快速識別還需要進(jìn)行技術(shù)研究。

（3）針對低孔滲砂礫巖儲層，依據(jù)靜態(tài)的測井、錄井、巖心分析等資料構(gòu)建地層模型，根據(jù)動態(tài)的電纜地層測試及核磁共振資料獲取油藏參數(shù)，進(jìn)行產(chǎn)能預(yù)測，經(jīng)DST測試驗(yàn)證，誤差5%，準(zhǔn)確度高，但此方法不適用于太古界潛山裂縫性儲層。