繆祥禧，廖元凱，吳見萌

（中石化西南石油工程有限公司測井分公司，四川成都 610100）

川東北元壩氣田長興組儲層產(chǎn)能預(yù)測分析

繆祥禧*，廖元凱，吳見萌

（中石化西南石油工程有限公司測井分公司，四川成都 610100）

川東北元壩地區(qū)長興組儲層發(fā)育，按沉積相劃分可劃分為礁相、灘相及礁灘復(fù)合儲層，儲層巖性復(fù)雜，非均質(zhì)性強，其中生物礁相儲層為工區(qū)主要產(chǎn)能貢獻，從目前的測試情況看，單井產(chǎn)能差異較大，隨著開發(fā)節(jié)奏的加快，礁相儲層產(chǎn)能準確預(yù)測能有效指導(dǎo)軌跡優(yōu)化調(diào)整和后期井的部署，因此，建立符合工區(qū)的產(chǎn)能預(yù)測模型顯得尤為重要。

元壩氣田；長興組；礁相儲層；產(chǎn)能預(yù)測

元壩氣田位于四川省廣元、南充和巴中市境內(nèi)，天然氣資源量豐富。長興組氣藏是迄今世界上埋藏最深的酸性氣田。氣田具有埋藏超深、高溫、高壓、高含硫化氫、橫向非均質(zhì)性強的特點，目前完鉆探井多為直井，開發(fā)井有大斜度井和水平井，井屬性不同，產(chǎn)能預(yù)測模型也有所差異。

1 探井產(chǎn)能預(yù)測模型

元壩長興組礁相儲層儲集空間主要以溶蝕孔洞型儲層為主，孔隙度是產(chǎn)能預(yù)測最重要的物性參數(shù)，常用的孔隙度測井方法有中子、密度、聲波3種。對裂縫、孔洞發(fā)育的碳酸鹽巖儲層，三者有較大的差異，聲波測井主要反映基塊巖石孔隙度Φb，中子、密度測井基本反映地層總孔隙度ΦT。在計算儲層孔隙度時，一般采用密度—中子交會確定礦物百分含量和孔隙度。

孔隙度對產(chǎn)能的控制起到關(guān)鍵作用，特別是Φ= 5%～10%的Ⅱ類儲層和Φ≥10%的Ⅰ類儲層對產(chǎn)能的貢獻起主導(dǎo)作用。除孔隙度以外，儲層厚度也是控制產(chǎn)能的關(guān)鍵因素，由于碳酸鹽巖儲層含氣飽和度整體較高，不同物性的氣層飽和度差異較小，而滲透率變化范圍較大，與產(chǎn)能關(guān)系不密切?；谏鲜龇治稣J為氣層孔隙度和有效厚度的乘積累加能直接反映出儲層的產(chǎn)能狀況，依據(jù)此，選取測試資料較為豐富的礁相氣層建立產(chǎn)能預(yù)測模型，為礁相儲層快速便捷的進行產(chǎn)能預(yù)測提供技術(shù)依據(jù)。由于長興組各井測試油壓、油嘴大小不同，對產(chǎn)能影響較大，無阻流量更能反映儲層的產(chǎn)能，因此本文主要討論儲層參數(shù)與無阻流量的關(guān)系。表1為元壩礁相儲層參數(shù)及測試情況表，圖1為∑POR·H與無阻流量之間的關(guān)系，從圖1中看出∑POR·H與相關(guān)性較好，相關(guān)系數(shù)達到0.953。因此，認為元壩地區(qū)長興組礁相儲層探井產(chǎn)能預(yù)測可采用如下模型：

無阻流量=1.8977·∑H·POR-76.851

表1 儲層參數(shù)及測試情況表

圖1 探井無阻流量與∑POR·H相關(guān)分析圖

2 水平井產(chǎn)能預(yù)測模型

元壩長興組氣藏是迄今世界上埋藏最深的酸性氣田。氣田具有埋藏超深、高溫、高壓、高含硫化氫的特點，目前完鉆最深井達7981m，水平井投資大，施工難度高，為確保氣井的安全，水平段測井只采集標準測井資料，包括自然伽馬、補償聲波和雙側(cè)向。對于探井通常利用三孔隙的曲線交會計算巖石礦物含量和儲層參數(shù)，對于水平井由于資料的缺乏使該方法面臨瓶頸，而氣藏的精細評價卻要求在現(xiàn)有資料的基礎(chǔ)上盡可能準確地計算出礦物含量與儲層參數(shù)。

元壩長興組水平段采用的XRF元素錄井資料能夠大致分析出鈣、鎂、硅、鐵等十余種礦物元素的相對含量。因此，利用水平井標準測井資料與相鄰探井綜合資料進行對比，再結(jié)合XRF元素分析技術(shù)可對巖性進行定性識別。元壩長興組氣藏前期完鉆的探井較多，各礁體帶的資料都較為豐富，分礁帶分沉積相建立中子曲線與聲波、電阻率的相關(guān)關(guān)系，可擬合出長興組水平段的視中子曲線數(shù)據(jù)。泥質(zhì)含量可利用自然伽馬計算，視中子曲線與聲波曲線交會可計算出礦物含量與孔隙度等儲層參數(shù)。核磁錄井資料能夠提供不同深度巖屑的孔隙度、滲透率和含水飽和度等資料，雖然影響因素復(fù)雜，分辨率較低，但還是能夠反映儲層物性的相對變化規(guī)律，綜合相鄰探井的儲層參數(shù)和測試結(jié)論等數(shù)據(jù)可檢驗水平井儲層參數(shù)計算的準確性。

由于開發(fā)井水平段較長，普遍超過1000m，為準確評價鉆遇儲層的品質(zhì)，通常按孔隙度2%、5%、10%為界將儲層劃分為Ⅰ類、Ⅱ類、Ⅲ類儲層，統(tǒng)計3類儲層厚度占整個水平段的比例可定性判別產(chǎn)能，通過已測試井測試數(shù)據(jù)和儲層參數(shù)建立關(guān)系可對產(chǎn)能進行定量評價。

表2為元壩長興組水平井測試結(jié)果與測井解釋儲層厚度、孔隙度的關(guān)系，分析無阻流量與Ⅰ類、Ⅱ類、Ⅲ類儲層∑POR·He關(guān)系，認為長興組測試無阻流量與Ⅰ類、Ⅱ類∑POR·He相關(guān)性好于Ⅰ類、Ⅱ類、Ⅲ類儲層儲層∑POR·He。反映水平段產(chǎn)能主要為Ⅰ類、Ⅱ類儲層貢獻。建立無阻流量與Ⅰ類、Ⅱ類儲層厚度、孔隙度關(guān)系式，可對長興組水平段儲層產(chǎn)能進行預(yù)測。見圖2、圖3。

無阻流量=0.1629（PORⅠ·HⅠ+PORⅡ·HⅡ）+ 43.585（104m3/d）

表2 元壩長興組水平井儲層參數(shù)及測試結(jié)果

圖2 開發(fā)井無阻流量與∑POR·H（Ⅰ類、Ⅱ類）相關(guān)分析圖

圖3 開發(fā)井無阻流量與∑POR·H（Ⅰ類+Ⅱ類+Ⅲ類）相關(guān)分析圖

3 結(jié)論

元壩超深礁相儲層孔隙度對產(chǎn)能控制起到關(guān)鍵作用，除孔隙度以外，儲層厚度也是控制產(chǎn)能的關(guān)鍵因素。探井的孔隙度和有效厚度的乘積累加能直接反映出儲層的產(chǎn)能狀況，由于開發(fā)井水平段較長，產(chǎn)層視厚度大，Φ=5%～10%的Ⅱ類儲層和Φ≥10%的Ⅰ類儲層對產(chǎn)能的貢獻起主導(dǎo)作用，無阻流量與Ⅰ類、Ⅱ類儲層∑POR·He相關(guān)性更好。

[1]張筠.川東北YB長興組礁灘相儲層測井評價技術(shù)[J].天然氣工業(yè)，2012，32(11)：27-31.

[2]吳見萌，張筠，葛祥.測井資料劃分川東北元壩地區(qū)長興組有利相帶[J].天然氣工業(yè)，2011,32(7)：18-20.

[3]胡東風(fēng).川東北YB地區(qū)隱蔽氣藏的勘探突破及其意義[J].天然氣工業(yè)，2010，30（8）：9-12.

[4]郭旭升，胡東風(fēng).川東北礁灘天然氣勘探新進展及關(guān)鍵技術(shù)[J].天然氣工業(yè)，2011，31(10)：6-11.

[5]郭彤樓.元壩深層礁灘氣田基本特征與成藏主控因素[J].天然氣工業(yè)，2011，31(10)：12-16.

TE155

A

1004-5716(2015)09-0063-03

2014-09-16

繆祥禧（1982-），男（漢族），云南宣威人，工程師，現(xiàn)從事測井解釋、測井地質(zhì)應(yīng)用技術(shù)工作。