王曦 （中石化華東油氣分公司安全環(huán)保處，江蘇 南京210019）

碳酸鹽巖油藏在世界已發(fā)現(xiàn)油藏中占有重要位置，已發(fā)現(xiàn)碳酸鹽巖油藏儲(chǔ)量約占總儲(chǔ)量的50%左右，產(chǎn)量占60%左右［1］。隨著碳酸鹽巖的酸壓改造應(yīng)用越來越廣泛，如何對碳酸鹽巖酸壓效果進(jìn)行準(zhǔn)確合理的評價(jià)是目前面臨的難題。提出利用G函數(shù)、裂縫凈壓力雙對數(shù)曲線、酸壓后不穩(wěn)定試井等方法，建立了一套酸壓壓降評價(jià)方法對儲(chǔ)層特征定性判別的評價(jià)體系。

1 碳酸鹽巖儲(chǔ)層類別劃分

縫洞型碳酸鹽巖油藏屬于改造型油藏，儲(chǔ)集空間往往由孔、洞、縫穿層組合，具有儲(chǔ)層連通網(wǎng)絡(luò)多變、裂縫切割展布規(guī)律復(fù)雜、流體性質(zhì)多變等特點(diǎn)。根據(jù)測井評價(jià)的經(jīng)驗(yàn)和油田地質(zhì)對碳酸鹽巖儲(chǔ)層分類方法，將碳酸鹽巖儲(chǔ)層分為3類：

Ⅰ類儲(chǔ)層即縫洞型儲(chǔ)層。表現(xiàn)為深淺側(cè)向電阻率曲線顯示較低的電阻率值，且出現(xiàn)正幅度差?？p洞中含有泥質(zhì)成分，導(dǎo)致自然伽馬比純灰?guī)r段的略高，聲波時(shí)差和中子孔隙度增大，密度降低。當(dāng)出現(xiàn)大的溶洞時(shí)，雙側(cè)向電阻率急劇下降，井徑明顯增大，聲波時(shí)差、中子孔隙度明顯高值，密度異常降低。

Ⅱ類儲(chǔ)層即裂縫型儲(chǔ)層。其孔、洞均不發(fā)育，以裂縫為主。表現(xiàn)為深淺側(cè)向電阻率呈中－較高值，且深淺側(cè)向電阻率曲線大部分呈正幅度差，局部略有擴(kuò)徑，自然伽馬特征與致密灰?guī)r段相近，3條孔隙度測井曲線與致密灰?guī)r差異不大，F(xiàn)MI（地層微電阻掃描成像）圖像主要是明顯的裂縫顯示。

Ⅲ類儲(chǔ)層即孔、洞、縫均不發(fā)育的儲(chǔ)層。電阻率顯示高阻，且深淺側(cè)向電阻率曲線基本重疊，井徑接近鉆頭直徑，自然伽馬顯示為低值，3條孔隙度測井曲線接近骨架值。

2 酸壓壓降評價(jià)方法與儲(chǔ)層特征響應(yīng)

2.1 G函數(shù)曲線評價(jià)

G函數(shù)曲線顯示酸壓壓降，可以得出壓降的疊加導(dǎo)數(shù)與時(shí)間的函數(shù)關(guān)系，在疊加導(dǎo)數(shù)曲線上添加一條切線，切線開始偏離數(shù)據(jù)曲線的地方可以評估壓裂裂縫的閉合。在一個(gè)診斷壓裂注入試驗(yàn)之后，采用G函數(shù)導(dǎo)數(shù)分析來識別濾失機(jī)制［2］。

G函數(shù)曲線是判斷地層濾失特征和儲(chǔ)層類型的重要方法，但是碳酸鹽巖儲(chǔ)層類型復(fù)雜，非均質(zhì)性強(qiáng)，不同儲(chǔ)層類型的G函數(shù)曲線形態(tài)與典型G函數(shù)曲線形態(tài)有很大的區(qū)別。通過對M油田碳酸鹽巖不同儲(chǔ)層類型50井次的酸壓壓降G函數(shù)模擬分析，得出了不同儲(chǔ)層類型的G函數(shù) （圖1）。Ⅰ類儲(chǔ)層的G函數(shù)曲線形態(tài)微裂縫發(fā)育型濾失特性比例占66.7%，說明儲(chǔ)層縫洞發(fā)育良好，酸壓后改造效果較好。Ⅱ類儲(chǔ)層多數(shù)出現(xiàn)了微裂縫發(fā)育型的濾失特性，但開始大量出現(xiàn)標(biāo)準(zhǔn)濾失型曲線，表明儲(chǔ)層儲(chǔ)集空間開始變差。Ⅲ類儲(chǔ)層開始大量出現(xiàn)裂縫端部延伸型濾失特性曲線，這說明基質(zhì)孔隙型儲(chǔ)層酸壓施工過程中地層濾失較少，停泵之后裂縫還會(huì)繼續(xù)向前延伸。

通過G函數(shù)曲線對不同儲(chǔ)層類型的閉合壓力梯度及液體效率分析可知 （圖2），Ⅰ類儲(chǔ)層大部分由于儲(chǔ)層發(fā)育的原因，酸壓井閉合壓力較低，液體效率較低；Ⅱ類儲(chǔ)層閉合壓力梯度、液體效率較Ⅰ類儲(chǔ)層要高；Ⅲ類儲(chǔ)層為基質(zhì)孔隙型儲(chǔ)層，地層液體濾失較小，液體效率最高，但是由于閉合壓力梯度小，施工時(shí)要特別注意控制縫高，以防壓穿隔層溝通水層。

圖1 不同儲(chǔ)層類型G函數(shù)曲線形態(tài)

圖2 不同儲(chǔ)層類型對應(yīng)的地質(zhì)特征

2.2 凈壓力曲線評價(jià)

凈壓力是指酸壓裂縫內(nèi)流體流動(dòng)壓力與地層巖石閉合壓力的差值［3］。裂縫凈壓力與時(shí)間的雙對數(shù)斜率代表了各種裂縫幾何形態(tài)和延伸模式，可以作為一種診斷工具來解釋壓裂過程［4］。分析方法假定：測試壓力反映實(shí)際壓裂的特征，折算為近井筒效應(yīng)，而且施工期間泵注速率和液體特性相對不變。對M油田碳酸鹽巖儲(chǔ)層47井次的酸壓效果綜合分析，可以得出凈壓力雙對數(shù)曲線的形態(tài)與儲(chǔ)層縫洞發(fā)育有著十分密切的聯(lián)系。通過對凈壓力曲線分類，可以定性判斷井周圍的縫洞發(fā)育情況從而預(yù)測酸壓效果。具體分為3類：①下降型，表明儲(chǔ)層有發(fā)育大的裂縫、溶洞，酸壓后可以獲得較高的產(chǎn)量且穩(wěn)產(chǎn)期長；②先降后穩(wěn)型，表明儲(chǔ)層天然裂縫、小型溶洞或半充填溶洞較發(fā)育，酸壓后油井可以有效建產(chǎn)，但后期產(chǎn)量下降幅度大，或者相當(dāng)一部分井后期見水，較大地影響了產(chǎn)量；③先降后升型，表明近井筒周圍裂縫或者微裂隙發(fā)育，但遠(yuǎn)端儲(chǔ)層發(fā)育不好或者有高應(yīng)力遮擋層。

對3類儲(chǔ)層凈壓力曲線 （圖3）分析可知，Ⅰ類儲(chǔ)層包含3種類型的凈壓力曲線，下降型沒有占據(jù)絕大多數(shù)，可能是因?yàn)棰耦悆?chǔ)層發(fā)育的縫洞雖然規(guī)模較大，但人工裂縫并未溝通，導(dǎo)致了Ⅰ類儲(chǔ)層酸壓井出現(xiàn)了大量的Ⅱ、Ⅲ類型凈壓力曲線。Ⅱ類儲(chǔ)層的凈壓力曲線類型以先降后穩(wěn)和下降曲線特征為主，凈壓力平均值2.6MPa（圖4），限制了裂縫在垂直方向上的延伸，保證了縫長的穩(wěn)定增長。Ⅲ類儲(chǔ)層凈壓力曲線類型主要表現(xiàn)為下降型和先降后升型，凈壓力平均3.5MPa（圖4），裂縫容易垂向延伸。這與G函數(shù)分析結(jié)果一致。

2.3 試井曲線評價(jià)

大多數(shù)靜態(tài)信息只能代表近井地帶極為有限范圍的地層，用這類靜態(tài)信息評價(jià)非均質(zhì)性極強(qiáng)的油藏局限性很大，作為動(dòng)態(tài)信息的試井資料則在較大程度上克服了這一缺點(diǎn)［6，7］。通過統(tǒng)計(jì)分析M油田碳酸鹽巖46井次的實(shí)測壓力恢復(fù)曲線，將不同儲(chǔ)層酸壓后實(shí)測壓力恢復(fù)曲線劃分為：

1）Ⅰ類儲(chǔ)層試井曲線 關(guān)井初期壓力恢復(fù)速度快，在短時(shí)間內(nèi)基本恢復(fù)到最高測壓，關(guān)井初期恢復(fù)速度0.3MPa／h，日恢復(fù)速度7.2MPa，壓力恢復(fù)幅度相對較大 （大于1MPa）。壓力導(dǎo)數(shù)曲線 （圖5）形態(tài)前期為大型溶蝕孔洞形成的徑向流段，后期導(dǎo)數(shù)曲線呈現(xiàn)持續(xù)上翹，為物性變差所引起。物性變差的低滲區(qū)的滲流能力是影響上翹幅度的主要因素。

圖3 不同儲(chǔ)層類型對應(yīng)凈壓力曲線形態(tài)

圖4 不同儲(chǔ)層類型對應(yīng)凈壓力值

2）Ⅱ類儲(chǔ)層試井曲線 關(guān)井后壓力無明顯的快速恢復(fù)，在合理的壓力恢復(fù)測試時(shí)間內(nèi)基本能夠恢復(fù)平穩(wěn)，壓力恢復(fù)幅度相對較大 （大于1MPa）。壓力導(dǎo)數(shù)曲線 （圖6）由裂縫和微細(xì)裂縫、溶蝕孔隙組成了雙重介質(zhì)，代表縫洞型儲(chǔ)層。與視均質(zhì)不同是其中大的裂縫作為流體的主要滲流通道，微細(xì)裂縫和溶蝕孔隙作為主要的儲(chǔ)集體。

3）Ⅲ類儲(chǔ)層試井曲線 關(guān)井后壓力一直呈爬坡狀恢復(fù)，壓力恢復(fù)幅度在0.5～2MPa，由壓力恢復(fù)終值計(jì)算的壓力系數(shù)較低，部分井的壓力系數(shù)小于1。由于產(chǎn)能低，井口關(guān)井、壓力計(jì)未下至油氣層中部等原因，在實(shí)際錄取的試井曲線 （圖7）中，早期多表現(xiàn)出明顯的純 （變）井筒特征，影響了裂縫線性流的表現(xiàn)。

圖5 Ⅰ類儲(chǔ)層試井曲線

圖6 Ⅱ類儲(chǔ)層試井曲線

圖7 Ⅲ類儲(chǔ)層試井曲線

3 現(xiàn)場應(yīng)用

A井酸壓施工層段測井解釋Ⅰ類儲(chǔ)層3層13m、Ⅱ類儲(chǔ)層6層20m；錄井顯示5層油跡23m。設(shè)計(jì)壓裂液180m3、酸液200m3，酸壓施工曲線如圖8所示，注凍膠期間壓力較為平穩(wěn)；注酸過程中，套壓快速大幅下降至0，顯示酸壓裂縫溝通了有效的儲(chǔ)集體。A井酸壓后通過G函數(shù)曲線計(jì)算得閉合壓力64MPa，閉合壓力梯度1.18MPa／100m，裂縫閉合時(shí)間10.1min，由此分析出儲(chǔ)層呈微裂縫發(fā)育型，多裂縫特征也十分明顯，符合Ⅰ、Ⅱ類儲(chǔ)層G函數(shù)曲線特征。酸壓后凈壓力曲線如圖9所示，關(guān)井初期壓力恢復(fù)速度快，壓力恢復(fù)測試時(shí)間內(nèi)基本能夠恢復(fù)平穩(wěn)，壓力恢復(fù)幅度大于1MPa。試井雙對數(shù)－導(dǎo)數(shù)曲線如圖10所示，早期階段導(dǎo)數(shù)曲線和雙對數(shù)曲線近平行分開，導(dǎo)數(shù)曲線點(diǎn)跳動(dòng)較大。其地質(zhì)意義為酸蝕縫縫寬經(jīng)過改造流動(dòng)狀況顯著改善，但流動(dòng)能力仍比大型原生縫洞帶差，這符合Ⅰ、Ⅱ類儲(chǔ)層雙對數(shù)－導(dǎo)數(shù)曲線特征。

圖8 A井酸壓施工曲線

4 結(jié)論

1）Ⅰ類儲(chǔ)層大部分由于儲(chǔ)層發(fā)育的原因，酸壓井閉合壓力較低，液體效率較低；Ⅱ類儲(chǔ)層閉合壓力梯度、液體效率較Ⅰ類儲(chǔ)層要高；Ⅲ類儲(chǔ)層液體效率最高，但是由于閉合壓力梯度小，施工時(shí)要特別注意控制縫高，以防壓穿隔層溝通水層。

2）凈壓力曲線和具體的單井酸壓目的層儲(chǔ)集體有關(guān)。如果儲(chǔ)集體縫洞發(fā)育，凈壓力曲線類型多為下降型和下降穩(wěn)定型；儲(chǔ)集體欠發(fā)育，曲線類型多為先降后升型?？紤]關(guān)井恢復(fù)壓力與生產(chǎn)壓差的關(guān)系，把關(guān)井恢復(fù)壓力為1MPa作為劃分儲(chǔ)層特征的閾值，依據(jù)實(shí)測壓力恢復(fù)曲線的恢復(fù)特征及其對應(yīng)的壓力導(dǎo)數(shù)曲線特征來劃分儲(chǔ)層類型。運(yùn)用3種評價(jià)方法對某井區(qū)A井應(yīng)用儲(chǔ)層特征定性判別，驗(yàn)證了酸壓壓降評價(jià)方法判別儲(chǔ)層特征響應(yīng)性明顯。

圖9 A井酸壓后凈壓力曲線

圖10 A井試井雙對數(shù)－導(dǎo)數(shù)曲線

［1］ 陳志海，戴勇 .深層碳酸鹽巖儲(chǔ)層酸壓技術(shù)現(xiàn)狀與展望 ［J］.石油鉆探技術(shù)，2005，33（1）：58～61.

［2］ 劉先靈 .水力壓裂實(shí)時(shí)監(jiān)測及解釋技術(shù)研究與應(yīng)用 ［D］.成都：西南石油大學(xué)，2003.

［3］ 任勇 .酸壓停泵壓力分析模型和解釋方法研究 ［D］.成都：西南石油大學(xué)，2005.

［4］ 嚴(yán)濤 .壓裂井試井理論與方法研究 ［D］.成都：西南石油大學(xué)，2004.

［5］ 張玉廣 .擴(kuò)展“G函數(shù)”模型在火山巖測試壓裂參數(shù)解釋中的應(yīng)用——以大慶油田徐深氣田為例 ［J］.天然氣工業(yè)，2013，33（4）：61～65.

［6］ 陳志海，戴勇，郎兆新 .縫洞性碳酸鹽巖油藏儲(chǔ)層滲流模式及其開采特征 ［J］.石油勘探與開發(fā)，2005，32（3）：101～105.

［7］ 郭大立，陳汶濱，趙金洲.壓裂后壓降分析新方法 ［J］.石油鉆采工藝，1997，19（4）：70～74.