張永江, 吳意明, 李會(huì)庚, 劉博

(1.中海石油中國(guó)有限公司深圳分公司, 廣東 深圳 518067; 2.斯倫貝謝中國(guó)海洋服務(wù)公司, 廣東 深圳 518068)

0 引 言

生物礁灰?guī)r油藏是常規(guī)油藏中較為特殊的一種,近年來(lái)逐漸成為碳酸鹽巖油藏的主力開發(fā)目標(biāo)[1-6]。礁灰?guī)r油藏既具備常規(guī)油氣藏的油氣成藏系統(tǒng),又具有其自身特點(diǎn),以儲(chǔ)層相變快、巖石類型復(fù)雜、儲(chǔ)集空間類型多樣為特征。在油田開發(fā)階段,儲(chǔ)層的非均質(zhì)性,特別是儲(chǔ)層厚度及巖性物性變化的不確定為鉆井及實(shí)時(shí)地質(zhì)導(dǎo)向帶來(lái)了風(fēng)險(xiǎn)。因此,在礁灰?guī)r油田開發(fā)方案實(shí)施過(guò)程中,充分利用隨鉆電阻率成像測(cè)井資料評(píng)價(jià)儲(chǔ)層裂縫發(fā)育程度,對(duì)開發(fā)井地質(zhì)導(dǎo)向?qū)崟r(shí)決策、完井方案的確定以及油田產(chǎn)能預(yù)測(cè)都起到了至關(guān)重要的作用。

1 地質(zhì)概況

中國(guó)南海珠江口盆地是中新生代大陸邊緣裂陷型盆地,流花油田位于其中央隆起帶東沙隆起西南部碳酸巖臺(tái)地邊緣,長(zhǎng)期處于淺水高能環(huán)境,水體循環(huán)良好,營(yíng)養(yǎng)豐富,造礁生物大量繁殖,利于礁體大量地發(fā)育。后期由于海侵速度加快,礁體大部分被海侵陸架泥掩埋,只在礁核部位由于地勢(shì)較高,其環(huán)境仍有利于生物礁的發(fā)育。隨著海進(jìn)的不斷進(jìn)行,礁核周圍逐漸成為深水環(huán)境,抑制了礁體向外發(fā)育,只能向上生長(zhǎng)。末期由于海平面迅速上升,從而結(jié)束其發(fā)育歷史,最終被陸架泥所覆蓋,整個(gè)成礁期為早中新世。流花構(gòu)造是在臺(tái)地邊緣上發(fā)育起來(lái)的生物礁地層圈閉,軸向?yàn)楸蔽鳌蠔|向。礁體的高部位兩邊不對(duì)稱,向南西方向一側(cè)較陡,向北東方向一側(cè)具有平緩下傾的趨勢(shì)。由于礁體生長(zhǎng)速度快于圍巖,兩翼地層見明顯的上超現(xiàn)象。

流花油田所在地區(qū)的基底為白堊系火成巖,地層自下而上依次發(fā)育了古近系漸新統(tǒng)珠海組、新近系中新統(tǒng)珠江組、韓江組、粵海組及第四系。其間缺失古近系古新統(tǒng)-漸新統(tǒng)底部地層和上新統(tǒng)地層。

新近系下中新統(tǒng)珠江組新灰?guī)r段是流花油田的主要含油層段。根據(jù)流花油田第1口預(yù)探井和評(píng)價(jià)井巖性、電性、含油層段等綜合特征,參考相鄰礁灰?guī)r油田油層特征[7-8],將含油層段自上而下劃分為A、B、C、D等4段,其中預(yù)探井A段、B段和D段為油層,C段測(cè)井解釋為干層,D段以下為水層;評(píng)價(jià)井A、B、C及D段中上部為油層,D段下部為水層。通過(guò)井震聯(lián)合的B段內(nèi)部結(jié)構(gòu)分析,類比相鄰礁灰?guī)r油田的巖心、測(cè)井曲線特征,結(jié)合碳同位素異常及自然伽馬高值異常,將評(píng)價(jià)井的B段劃分為B1、B2和B3段。

2 電阻率成像測(cè)井原理

流花油田所采用的電阻率成像測(cè)井儀為斯倫貝謝公司的側(cè)向隨鉆電阻率成像geoVISION(GVR)系列。側(cè)向電阻率測(cè)井包括近鉆頭環(huán)形電極以及3個(gè)方位聚焦紐扣電極。其中,淺、中、深紐扣電極的探測(cè)深度分別為1、3、5 in*非法定計(jì)量單位,1 ft=12 in=0.304 8 m,下同,環(huán)形電極的探測(cè)深度為7 in。

GVR的高分辨率側(cè)向測(cè)井減小了鄰層的影響,可應(yīng)用于高導(dǎo)電性泥漿環(huán)境,而且近鉆頭電阻率提供實(shí)時(shí)下套管和取心點(diǎn)的選擇;3個(gè)方位紐扣電極提供3種深度的微電阻率隨鉆成像(淺、中、深紐扣電阻率成像),可解決復(fù)雜的地質(zhì)解釋問(wèn)題;實(shí)時(shí)圖像被傳輸?shù)降孛婵勺R(shí)別構(gòu)造傾角和裂縫,指導(dǎo)實(shí)施隨鉆地質(zhì)導(dǎo)向。

3 儲(chǔ)層特征

古莉等[7-8]通過(guò)巖心及薄片分析,將礁灰?guī)r儲(chǔ)層按灰?guī)r的骨架成分、骨架形態(tài)、基質(zhì)、充填物、顆粒類型等分成7種類型,并進(jìn)一步根據(jù)孔、洞、縫的發(fā)育情況及其在儲(chǔ)集和滲濾中所起的作用,劃分了4種儲(chǔ)集類型,即孔洞-網(wǎng)狀裂縫型、孔隙型、致密裂縫型、裂縫-孔洞型。

流花油田的主力含油段為B層,根據(jù)礁核處預(yù)探井和礁后評(píng)價(jià)井資料得知B層厚18.8～46.6 m,在橫向上厚度變化較大,延續(xù)了A層厚度由預(yù)探井向評(píng)價(jià)井變薄的趨勢(shì)。預(yù)探井區(qū)以生屑灰?guī)r為主,生物碎屑含量高;評(píng)價(jià)井上部為藻團(tuán)塊灰?guī)r,中下部夾破碎生物碎屑灰?guī)r。平均巖心孔隙度為14.9%～25.1%,測(cè)井孔隙度為14.2%～23.5%。B段含油飽滿,儲(chǔ)集空間以殘余生物體腔孔、粒間溶蝕孔和粒內(nèi)溶孔為主,溶蝕孔、洞、縫發(fā)育,以Ⅰ、Ⅱ類儲(chǔ)層為主。由于礁體在縱向和橫向生長(zhǎng)的疊加性,礁灰?guī)r的儲(chǔ)層特征變化快且規(guī)律性不明顯。即使在同一取心井段,同一油層內(nèi),儲(chǔ)層巖石學(xué)特征及儲(chǔ)集空間類型也存在很大差異。通過(guò)巖心和薄片資料只能對(duì)有限的取心井段的儲(chǔ)層特征進(jìn)行表征,但不能識(shí)別儲(chǔ)層在橫向上的變化特征。

3.1 巖心和電阻率成像的巖性特征

由于巖心資料有限(僅有預(yù)探井和評(píng)價(jià)井),為更好地描述無(wú)井點(diǎn)控制區(qū)的礁灰?guī)r儲(chǔ)層特征,首先將巖心與電阻率成像進(jìn)行了對(duì)比,建立不同巖性在GVR電阻率成像測(cè)井上的響應(yīng)特征,進(jìn)而利用電阻率成像識(shí)別探井井點(diǎn)外的巖性。研究中的巖心資料取自于老井預(yù)探井(1987年1井)中,且該井未采集電阻率成像資料,而礁后東南部2口導(dǎo)眼井(P1/P2)只采集了電阻率成像資料而未獲取巖心資料,鑒于各井位于同一構(gòu)造區(qū),且井間距離較小(500 m以內(nèi)),借鑒前人對(duì)同一口井電阻率成像與巖心對(duì)比的響應(yīng)特征[9-10],將同一地層相同層位老井的取心資料與導(dǎo)眼井電阻率成像進(jìn)行了對(duì)比,對(duì)照不同類型的灰?guī)r在巖心和電阻率成像上的特征,定性建立了無(wú)取心只有成像測(cè)井資料的其他井段的巖性特征的識(shí)別模式。

圖1 不同巖性的電阻率成像(GVR)測(cè)井響應(yīng)特征與巖心對(duì)照

(1) 層狀藻灰?guī)r:區(qū)域地質(zhì)分析表明,層狀藻灰?guī)r主要發(fā)育在B層和D層,GVR靜態(tài)圖像上顏色顯示為深黃色,電阻率中等,動(dòng)態(tài)圖像上可見較明顯的沉積界面;巖心上可見一定的層狀構(gòu)造和變形構(gòu)造,反映沉積時(shí)水體能量的變化和不同的構(gòu)造位置。例如,導(dǎo)眼井P1井B層的層狀藻灰?guī)r與導(dǎo)眼井P2井D層的層狀藻灰?guī)r略有不同,前者非均質(zhì)性較強(qiáng),在GVR靜態(tài)圖像深黃色的背景下見白亮的高電阻率條帶[圖1(a)],而后者GVR靜態(tài)圖像整體顏色為深黃色,均質(zhì)性好[見圖1(f)]。一般來(lái)講,均質(zhì)性越好,其層狀特征越明顯,且在巖心上更易見到紋層[見圖1(f)白色圓圈內(nèi)]。同時(shí)這種紋層構(gòu)造也反映了沉積時(shí)水體能量較弱,適合珊瑚藻捕捉和粘附周圍的基質(zhì)。

(2) 藻團(tuán)塊灰?guī)r:區(qū)域上在B層底部見到了藻團(tuán)塊灰?guī)r,P2井GVR成像測(cè)井與預(yù)探井巖心對(duì)比可以看出,GVR成像測(cè)井靜態(tài)圖像顏色為黃白色,電阻率較高,GVR動(dòng)態(tài)圖像表現(xiàn)為較均一的塊狀構(gòu)造,局部發(fā)育溶蝕孔洞;巖心觀察以塊狀構(gòu)造為主,局部見變形的條帶(見圖1(b))。

藻團(tuán)塊灰?guī)r一般為大量珊瑚藻聚集形成藻團(tuán),在成巖作用下進(jìn)一步粘附、膠結(jié)形成,因此其內(nèi)部構(gòu)造不明顯。

(3) 泥晶灰?guī)r:區(qū)域上泥晶灰?guī)r主要發(fā)育在C層,GVR靜態(tài)圖像顏色為黃白-白色,電阻率高,GVR動(dòng)態(tài)圖像表現(xiàn)為塊狀構(gòu)造;巖心觀察為灰白色的致密塊狀灰?guī)r,局部見裂縫。由于C層電阻率高、密度高,物性差,因此在區(qū)域上為夾層[見圖1(c)]。

泥晶灰?guī)r在水體較深、水體能量較弱且相對(duì)封閉的條件下形成,屬于非生物礁灰?guī)r。

(4) 泥晶生屑灰?guī)r:區(qū)域上該巖性發(fā)育在D層底部,見于P2井D層。GVR靜態(tài)圖像顏色為深黃-黃褐色,動(dòng)態(tài)圖像為塊狀構(gòu)造,雙井徑擴(kuò)徑嚴(yán)重;巖心觀察為白色-灰白色塊狀灰?guī)r,巖心多疏松并呈破碎狀,白堊土化嚴(yán)重,密度低、中子高,物性較好[見圖1(d)]。

(5) 珊瑚骨架灰?guī)r:珊瑚骨架灰?guī)r發(fā)育在D層頂部,GVR靜態(tài)圖像顏色為深黃-黃白色,動(dòng)態(tài)圖像為塊狀構(gòu)造,溶蝕孔洞發(fā)育;巖心觀察為黑色-灰黑色塊狀灰?guī)r,有機(jī)質(zhì)含量較高,且多被油充填。

珊瑚骨架灰?guī)r一般形成于淺水、溫暖水域,主要由珊瑚藻骨架和珊瑚骨架作為支撐,再通過(guò)粘附、捕捉基質(zhì)形成,其形成環(huán)境需要發(fā)育大量的珊瑚藻[見圖1(e)]。

3.2 裂縫特征

生物礁儲(chǔ)層往往存在多種成因、多種類型的儲(chǔ)集空間[11-12],包括孔、洞、縫3類,研究區(qū)不同巖石類型的孔洞縫類型不同。層狀藻灰?guī)r、生物碎屑灰?guī)r中以各類次生孔隙和溶縫為主,原生孔隙主要發(fā)育在珊瑚骨架灰?guī)r和礁后藻團(tuán)塊灰?guī)r中。礁灰?guī)r儲(chǔ)集空間類型豐富,形成了以生物體腔孔、藻架間孔、骨架間孔為特色的儲(chǔ)集空間。如果這些原生孔隙和次生孔隙被裂縫連通會(huì)大大提高儲(chǔ)集空間并且增強(qiáng)儲(chǔ)層的滲透性。摸清裂縫的發(fā)育特征對(duì)研究?jī)?chǔ)層特征十分必要,研究依據(jù)電阻率成像資料對(duì)流花油田儲(chǔ)層裂縫進(jìn)行了定性和定量分析。

圖2 流花油田區(qū)域裂縫平面發(fā)育特征

3.2.1 裂縫定性分析

依據(jù)電阻率成像特征,流花油田礁灰?guī)r裂縫可劃分為3種類型,即成組縫、溶蝕縫和孤立縫。結(jié)合裂縫類型[13-14],首先對(duì)裂縫進(jìn)行了定性分析。針對(duì)裂縫走向和裂縫傾角2個(gè)方面,通過(guò)分析可以得到裂縫在平面上的分布規(guī)律(見圖2)。

(1) 裂縫走向:區(qū)域上裂縫走向?yàn)楸蔽鳌蠔|向,以礁后的A5h井、A3h井、A8ma井和礁核的A6h井為代表。從礁后平臺(tái)向礁核,裂縫走向逐漸向左偏轉(zhuǎn),到A2h井裂縫走向?yàn)楸蔽魑鳌蠔|東向。而A1h井裂縫為2組優(yōu)勢(shì)方位,其中一組為近東西向,另一組為近南北向。A7h井和A6h井裂縫走向極為相似,均為2組優(yōu)勢(shì)方位,其中一組與區(qū)域裂縫方位(北西—南東向)吻合,另一組為北北西—南南東方位。水平井中裂縫的走向與水平井軌跡夾角對(duì)于分析產(chǎn)能具有重要意義。

(2) 裂縫傾角:裂縫傾角分布主頻可詳見圖2。統(tǒng)計(jì)發(fā)現(xiàn),礁核部位裂縫角度相對(duì)最低,礁后平臺(tái)裂縫角度最高,特別是A5h井裂縫角度可高于80°,礁后斜坡裂縫角度居中。礁核部位主要發(fā)育溶蝕縫,礁后部位主要發(fā)育成組縫和孤立縫,局部也可見溶蝕縫。

3.2.2 裂縫定量分析

通過(guò)電阻率成像不僅可以統(tǒng)計(jì)出裂縫的走向和傾角等參數(shù),而且可以統(tǒng)計(jì)出每口水平井裂縫發(fā)育的條數(shù),進(jìn)而計(jì)算出裂縫密度、裂縫長(zhǎng)度、裂縫強(qiáng)度和裂縫孔隙度[15-16]。7口水平井中裂縫發(fā)育條數(shù)變化較大,其中礁核部位的A1h井最多,可達(dá)到442條,A6h井和A7h井次之,分別是246條和255條;礁后斜坡的A3h井為87條,礁后平臺(tái)的A2h井為59條,A8ma井為56條,A5h井為174條。裂縫長(zhǎng)度變化范圍較小,在2.47～2.98 m/m2之間;裂縫孔隙度范圍在0.90%～2.50%;裂縫強(qiáng)度范圍在0.06～0.44 m;裂縫密度范圍在0.23～1.23 m。

圖3 次生溶蝕電阻率成像(GVR)特征

3.3 次生溶蝕特征

3.3.1 次生溶蝕分類

如圖3所示,依據(jù)電阻率成像資料可對(duì)流花油田的次生溶蝕進(jìn)行分類。流花油田不同的次級(jí)構(gòu)造部位溶蝕特征不同,礁核、礁后斜坡區(qū)和礁后平臺(tái)區(qū)次生溶蝕受控于構(gòu)造變化、沉積相帶及巖性等因素。次生溶孔在GVR圖像上表現(xiàn)為暗黑色的斑點(diǎn)或斑塊,不同構(gòu)造部位次生溶蝕特征闡述如下。

礁核脊部以沿裂縫溶蝕為主,表現(xiàn)為沿裂縫面的次生加大或見串珠狀溶蝕與裂縫連通,溶蝕規(guī)模較大,也可見孤立狀溶蝕孔洞,整體來(lái)看全井段溶蝕均可見,以A1h井和A6h井為典型代表。

圖4 Porospect孔隙度分布定量計(jì)算原理

礁后斜坡區(qū)溶蝕不均勻,即見蜂窩狀溶蝕,表現(xiàn)為溶蝕孔隙或孔洞大小形態(tài)相似且團(tuán)塊狀集中分布;也可見斑雜狀溶蝕,表現(xiàn)為溶蝕孔隙大小、形態(tài)不一,相對(duì)非均質(zhì)性更強(qiáng)。一般前者溶蝕更好。以A3h井和A7h井為典型代表。

礁后平臺(tái)區(qū)溶蝕較均勻,主要見蜂窩狀溶蝕,以A2h井和A5h井為典型代表。

3.3.2 次生溶蝕定量評(píng)價(jià)

斯倫貝謝公司的Porospect利用Archie公式便可將GVR圖像轉(zhuǎn)變?yōu)榭紫抖葓D像并進(jìn)行自動(dòng)分析。通過(guò)對(duì)1.2 in窗長(zhǎng)圖像上孔隙的統(tǒng)計(jì)分析,便可確定基質(zhì)孔隙與相對(duì)大孔隙的分界點(diǎn),從而確定基質(zhì)孔隙與相對(duì)大孔隙的比率,基質(zhì)孔隙加相對(duì)大孔隙等于總孔隙(見圖4)。若處理出的頻率分布圖只有1個(gè)峰,說(shuō)明孔隙發(fā)育比較均勻,而峰值帶的寬窄反映非均質(zhì)性的強(qiáng)弱,峰值帶寬說(shuō)明非均質(zhì)性強(qiáng)。值得指出的是,由Porospect程序計(jì)算出的孔隙度從統(tǒng)計(jì)意義上講,可以反映孔隙尺寸的變化,一般高孔隙度值對(duì)應(yīng)較大的視孔隙尺寸。將孔隙度頻率值轉(zhuǎn)變?yōu)閳D像同樣可方便地看出孔隙的分布,頻率越高,密度越大,對(duì)孔隙度的貢獻(xiàn)越大。

圖4中,φ為GVR圖像計(jì)算出的孔隙度(V/V);a、b、m、n為Archie公式系數(shù);Rmf為泥漿濾液電阻率;Sxo為沖洗帶含水飽和度;Rxo為沖洗帶電阻率。

針對(duì)水平井全井段的次生溶蝕進(jìn)行計(jì)算可以得到次生溶蝕分布范圍及次生溶蝕均值。由于A8ma井鉆遇儲(chǔ)層既有A層也有B層,因此其統(tǒng)計(jì)結(jié)果僅供參考。其他6口水平井均在B層中鉆進(jìn),次生溶蝕分布范圍0.6%～2.7%。次生溶蝕發(fā)育相對(duì)略低的井為礁后斜坡區(qū)A3h井和A7h井,溶蝕最大值為4%和4.5%,溶蝕均值分別為1.1%和1.9%;位于礁核部位的A1h井和A6h井次生溶蝕相對(duì)較好,平均次生溶蝕可分別達(dá)到2.2%和2.0%;次生溶蝕最發(fā)育的井為礁后平臺(tái)區(qū)的A2h井和A5h井,其最大次生溶蝕可達(dá)7%和7.5%,溶蝕均值分別為2.7%和2.5%。這里的次生溶蝕不是絕對(duì)的大小,而是相對(duì)大小。如果有巖心次生溶蝕分析資料,可以將電阻率成像計(jì)算得到的次生溶蝕用巖心計(jì)算的次生溶蝕進(jìn)行標(biāo)定。

圖5 次生溶蝕綜合分析

次生溶蝕綜合分析如圖5所示,礁后斜坡區(qū)(A3h井)有效孔隙度(PIGE)與總孔隙度(PHIT)曲線較平滑,兩者差異較小,指示斑雜狀次生溶蝕對(duì)總孔隙度貢獻(xiàn)較小。礁核區(qū)(A6h井)有效孔隙度與總孔隙度曲線鋸齒化嚴(yán)重,兩者分開較大,指示礁核部位非均質(zhì)性較強(qiáng),且沿裂縫溶蝕較為發(fā)育。礁后平臺(tái)區(qū)(A2h井)有效孔隙度與總孔隙度曲線較平滑,兩者分開程度大于礁核處,指示蜂窩狀次生溶蝕對(duì)總孔隙度貢獻(xiàn)較大。綜合分析得到次生溶蝕發(fā)育程度可排序:礁后平臺(tái)>礁核>礁后斜坡。圖5中,PHIT為GVR計(jì)算得到的總孔隙度,PIGE為有效孔隙度,VISO為次生溶蝕孔隙度。

4 產(chǎn)能主控因素

影響產(chǎn)能的因素包括油藏因素以及工程參數(shù),對(duì)水平井也要考慮水平段長(zhǎng)度。國(guó)內(nèi)外已發(fā)表的產(chǎn)能預(yù)測(cè)文獻(xiàn)更多地從這些因素出發(fā)建立相應(yīng)的產(chǎn)能預(yù)測(cè)模型。很多學(xué)者也都假定眾多影響產(chǎn)能的因素所占的權(quán)重一致。目前已發(fā)表的關(guān)于產(chǎn)能控制因素分析的文獻(xiàn)大多集中在壓裂水平井或碎屑巖儲(chǔ)層[17-20],且多從油藏因素和工程因素角度對(duì)產(chǎn)能進(jìn)行的分析,未見礁灰?guī)r儲(chǔ)層水平井產(chǎn)能主控因素分析的文獻(xiàn)。從礁灰?guī)r儲(chǔ)層研究現(xiàn)狀看,較多是關(guān)于儲(chǔ)層非均質(zhì)性的論述[21]。有關(guān)學(xué)者利用影響儲(chǔ)層非均質(zhì)性多個(gè)因素通過(guò)歸一化建立了儲(chǔ)層非均質(zhì)性指數(shù),定量表征礁灰?guī)r的非均質(zhì)性進(jìn)而預(yù)測(cè)剩余油分布。但是該方法未考慮到各個(gè)因素對(duì)儲(chǔ)層非均質(zhì)性的敏感性強(qiáng)弱,即沒有識(shí)別出主控因素。理論上,影響礁灰?guī)r儲(chǔ)層非均質(zhì)性的眾多因素當(dāng)中應(yīng)有主次之分,即有些因素影響較大,有些因素影響較小。歸一化處理會(huì)在一定程度上削弱主控因素的影響,同時(shí)也會(huì)增加次要因素的影響。

4.1 評(píng)價(jià)方法

巖石物理和水平井參數(shù)方面影響產(chǎn)能的因素包括裂縫、次生溶蝕、水平井段長(zhǎng)度、孔隙度等。其中裂縫又包括了裂縫強(qiáng)度、裂縫長(zhǎng)度、裂縫孔隙度、裂縫走向與水平井段夾角,裂縫傾角。本文采用灰色關(guān)聯(lián)分析法,通過(guò)比較數(shù)列(產(chǎn)能控制因素)和參考數(shù)列(產(chǎn)能數(shù)據(jù))之間的關(guān)聯(lián)度大小判斷影響產(chǎn)能的主控因素。由于各數(shù)據(jù)單位不統(tǒng)一,需要進(jìn)行無(wú)量綱化處理。將影響產(chǎn)能的各個(gè)參數(shù)進(jìn)行初始化,計(jì)算得到最大最小極差,計(jì)算得到比較數(shù)列(產(chǎn)能控制因素)與參考數(shù)列(產(chǎn)能數(shù)據(jù))的關(guān)聯(lián)度[18-19]。關(guān)聯(lián)度越高,說(shuō)明其對(duì)產(chǎn)能的控制作用越強(qiáng),反之則越弱。

4.2 結(jié)果分析

與產(chǎn)能結(jié)果關(guān)聯(lián)度最高的2個(gè)因素是裂縫強(qiáng)度和次生溶蝕,分別為0.808和0.782。關(guān)聯(lián)度較小的因素為裂縫走向與井軌跡夾角以及裂縫孔隙度。裂縫長(zhǎng)度、裂縫傾角和水平井長(zhǎng)度3個(gè)因素與產(chǎn)能結(jié)果關(guān)聯(lián)度中等。產(chǎn)能預(yù)測(cè)模型對(duì)油田開發(fā)方案和完井方案的確定,特別是后期投產(chǎn)十分必要,也是油氣田勘探和開發(fā)過(guò)程的重點(diǎn)和難點(diǎn)。在油藏參數(shù)和工程參數(shù)模型的基礎(chǔ)上,如果能結(jié)合天然裂縫及次生溶蝕等地質(zhì)因素,將對(duì)建立和完善產(chǎn)能預(yù)測(cè)模型,提高模型預(yù)測(cè)的精確度具有重要的指導(dǎo)意義。

5 結(jié) 論

(1) 流花油田礁灰?guī)r裂縫在平面上的分布主要受相帶控制,礁核部位最發(fā)育、裂縫數(shù)量最多,裂縫類型主要為溶蝕縫,裂縫角度最低;礁后斜坡主要為成組縫和孤立縫,裂縫角度中等;礁后平臺(tái)主要為成組縫和孤立縫,裂縫角度相對(duì)較高。

(2) 根據(jù)沉積相帶可以將次生溶蝕分為礁核部的沿裂縫溶蝕、礁后斜坡的斑雜狀溶蝕和礁后平臺(tái)的蜂窩狀溶蝕,次生溶蝕定量計(jì)算表明,礁后平臺(tái)>礁核>礁后斜坡。

(3) 礁灰?guī)r儲(chǔ)層非均性強(qiáng)、儲(chǔ)層物性變化快,油田開發(fā)階段利用隨鉆電阻率成像測(cè)井可以對(duì)儲(chǔ)層在橫向上的特征進(jìn)行連續(xù)的刻畫。本文系統(tǒng)地研究了流花油田礁灰?guī)r裂縫、次生溶蝕特征,并通過(guò)灰色關(guān)聯(lián)分析法確定了產(chǎn)能的主控因素。

(4) 產(chǎn)能主控因素中關(guān)聯(lián)度最高的為裂縫強(qiáng)度,其次為次生溶蝕?；诮富?guī)r油田動(dòng)態(tài)監(jiān)測(cè)以及其他類似油田開發(fā)方案優(yōu)化的需要,厘清影響產(chǎn)能的主控因素將對(duì)建立和完善產(chǎn)能預(yù)測(cè)模型具有重要的指導(dǎo)意義。

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