蔣興才

(中國石油遼河油田分公司，遼寧 盤錦 124011)

0 引 言

隨著油氣田勘探開發(fā)深入，儲層產(chǎn)能預(yù)測日趨重要。它不但涉及到油藏早期評價，而且也是編制油田開發(fā)規(guī)劃和方案之所需[1-4]。目前許多油田和地區(qū)已開展了相關(guān)研究工作，但儲層參數(shù)的計算方法普遍采用的是地區(qū)經(jīng)驗公式[5-11]，因此，研究成果具有地域性?？麞|地區(qū)原油為普通稀油，在20 ℃時原油密度一般為0.820 0～0.860 0 g/cm3，地面脫氣原油黏度(50 ℃)為3.50 mPa·s，局部較淺的層位原油密度為0.900 0 g/cm3，黏度為20.00～35.00 mPa·s，氣油比較高的油層原油密度相對較小，密度為0.700 0 g/cm3，黏度為0.60～1.00 mPa·s。該區(qū)地質(zhì)條件非常復(fù)雜，成巖性及物性差異大，在已有的取心分析資料中孔隙度大于25.0%的占88%，孔隙度為15.0%～25.0%的占12%，滲透率不大于50 mD的占28%，大于50 mD的占72%，儲層巖性以粉砂巖、細(xì)砂巖為主。高束縛水飽和度、低含油幅度和咸水泥漿侵入是該區(qū)低電阻率油層主要成因[12]，低電阻率油層使得常規(guī)測井儀器對地質(zhì)特征的響應(yīng)受到很大的影響，不能準(zhǔn)確反映儲層的信息[13-15]，導(dǎo)致油層識別的準(zhǔn)確率和儲層參數(shù)計算精度降低，最終造成產(chǎn)能預(yù)測難度大。因此，分析產(chǎn)能影響因素的基礎(chǔ)上，利用MDT資料轉(zhuǎn)換獲得的地層滲透率和實驗分析、試油、生產(chǎn)等資料[16，發(fā)揮核磁共振、陣列感應(yīng)測井資料在儲層評價和流體識別方面的優(yōu)勢，同時在利用數(shù)值模擬分析地層含水飽和度變化對高分辨率陣列感應(yīng)(HDIL)曲線影響的基礎(chǔ)上，采用HDIL反演的原狀地層電阻率(RT1D)計算地層含水飽和度，提高產(chǎn)能預(yù)測相關(guān)參數(shù)計算精度，并以平面徑向穩(wěn)態(tài)滲流原理為基礎(chǔ)，利用比采油指數(shù)預(yù)測葵東地區(qū)低電阻率油層的產(chǎn)能，建立了一套比較完善的產(chǎn)能預(yù)測方法。

1 產(chǎn)能預(yù)測模型

基于平面徑向穩(wěn)態(tài)滲流原理進行產(chǎn)能預(yù)測，利用單位生產(chǎn)壓差的油井日產(chǎn)油量(比采油指數(shù))表征產(chǎn)能指數(shù)，進行儲層產(chǎn)能的分析[17-18]，儲層的產(chǎn)液量公式：

(1)

式中：Q為地面原油產(chǎn)量，m3/d；PI為油層比采油指數(shù)，t/(m·d·MPa)；K為地層滲透率，mD ；h為儲層厚度，m；μ為原油黏度，mPa·s；B為原油體積系數(shù)；Δp為生產(chǎn)壓差，kPa；Re為地層供給半徑，m；rw為油井半徑，m；S為井壁表皮系數(shù)。

2 產(chǎn)能影響因素

分析上述產(chǎn)能預(yù)測模型，儲層產(chǎn)能受儲層宏觀成因、儲層物性、油氣品質(zhì)、溫度、壓力、流體性質(zhì)及工程施工等幾個方面影響。以葵東地區(qū)完鉆井的鉆井、錄井、測井、試油、試采資料為基礎(chǔ)，結(jié)合葵東地區(qū)地質(zhì)認(rèn)識成果，對葵東地區(qū)油層產(chǎn)能的影響因素進行綜合分析，得出葵東地區(qū)油層產(chǎn)能的主控因素為：儲層構(gòu)造特性、巖性和物性。

(1) 油氣平面分布受構(gòu)造控制，在構(gòu)造的高部位油層發(fā)育，單井產(chǎn)能高，構(gòu)造低部位油層厚度減薄，單井產(chǎn)能低。如處于葵東1塊構(gòu)造高部位的葵東1井油層有效厚度為91.0 m，氣層有效厚度為11.0 m，葵東101井油層有效厚度為93.0 m，氣層有效厚度為20.0 m，油層較發(fā)育；處于構(gòu)造較低位置的葵東1-18-16井油層發(fā)育程度明顯變差，油層有效厚度為32.9 m，單井產(chǎn)能低。

(2) 在其他條件相同的情況下，儲層有效孔隙度越大、滲透率越高，孔隙結(jié)構(gòu)越好，儲層產(chǎn)能越高。儲層有效厚度和產(chǎn)能呈線性關(guān)系。

(3) 黏度增大，產(chǎn)能相對降低；氣油比增大，產(chǎn)能增大。如葵東1井1 609.3～1 615.1 m井段，50 ℃原油黏度為32.11 mPa·s，比采油指數(shù)為5.55 t/(m·d·MPa)；1 561.4～1 568.1 m井段，50 ℃原油黏度為89.78 mPa·s，比采油指數(shù)為2.75 t/(m·d·MPa)。

3 測井解釋模型的建立

3.1 比采油指數(shù)預(yù)測模型

根據(jù)葵東地區(qū)7口井26個油層的試油資料，并考慮儲層的滲流能力，建立不同情況比采油指數(shù)與滲透率的經(jīng)驗關(guān)系模型[19-23](圖1)：

PI=-0.0005K2+0.1112K+0.022，
K≤50mD，r=0.9731

(2)

PI=1.4952lnK-1.5732，K>50mD，r=0.9710

(3)

3.2 孔隙度解釋模型

3.2.1 核磁測井計算孔隙度

將葵東101井1 398.0～1 403.0 m井段核磁測井計算孔隙度與巖心分析孔隙度對比，二者整體一致性較好。砂巖儲層巖心分析孔隙度為20.8%～33.4%，平均為26.8%；該井段核磁有效孔隙度為20.9%～28.6%，平均為25.8%。由于巖心分析孔隙度代表的是物性較好的儲層段，對于泥質(zhì)含量超過5%的儲層，利用核磁測井求得的有效孔隙度比巖心分析孔隙度略小，能更準(zhǔn)確地反映地層情況。

3.2.2 利用聲波時差資料計算孔隙度

利用該地區(qū)5口井21個儲層的巖心分析孔隙度、泥質(zhì)含量分別與測井聲波時差值和自然伽馬相對值建立關(guān)系：

φ=0.7955AC-59.748，r=0.8623

(4)

Vsh=41.963ΔGR+1.8124，r=0.9216

(5)

式中：AC為聲波時差測井曲線值，μs/m；φ為總孔隙度，%；Vsh為泥質(zhì)含量，%，ΔGR為自然伽馬相對值。

圖1 比采油指數(shù)與滲透率關(guān)系

3.3 滲透率模型

3.3.1 絕對滲透率模型

(1) 利用孔隙度和泥質(zhì)含量資料計算。葵東地區(qū)儲層孔隙結(jié)構(gòu)以粒間孔隙為主，儲集空間較單一，儲層滲透率與孔隙度相關(guān)性好，同時考慮泥質(zhì)含量對儲層滲透率的影響，建立了滲透率測井解釋模型：

lgK=14.96157φ-0.7722lgVsh-2.22214，
r=0.9321

(6)

(2) 基于MDT和核磁共振資料確定。MDT轉(zhuǎn)換的滲透率是根據(jù)地層流體的流動狀態(tài)方程所確定的實際地層溫度和壓力條件下的地層滲透率，相對巖心分析滲透率更能反映地層流體的實際流動能力，對于確定地層產(chǎn)能更有意義。因此，在實際應(yīng)用中，通過MDT轉(zhuǎn)換的滲透率刻度核磁測井計算滲透率，進而確定計算模型的地區(qū)經(jīng)驗系數(shù)，使?jié)B透率的計算更準(zhǔn)確[24-25]。圖2為葵東101井核磁測井計算滲透率與MDT測試轉(zhuǎn)換滲透率對比圖，從圖中可看出核磁測井計算滲透率與MDT測試轉(zhuǎn)換的滲透率基本一致。

3.3.2 相對滲透率模型

通過對比幾種常用的相對滲透率計算方法，決定采用Pirson模型[26-29]計算相對滲透率：

(7)

式中：Kro為油相相對滲透率；Krw為水相相對滲透率；Sw為含水飽和度；Swb為總的殘余水飽和度；m、n、p為地區(qū)經(jīng)驗系數(shù)。

圖2 葵東101井核磁滲透率與MDT滲透率對比

3.4 含水飽和度模型

(1) 陣列感應(yīng)測井計算含水飽和度。在淡水泥漿鉆井條件下，砂巖儲層的含水飽和度一般用電阻率資料，采用Archie公式或由其派生出的飽和度公式來計算?？麞|地區(qū)由于采用咸水泥漿鉆井，受泥漿侵入、井眼環(huán)境等因素的影響，儲層的雙側(cè)向電阻率數(shù)值降低，用其計算含水飽和度的精度受到限制，其求取的含水飽和度僅具有定性的參考價值。

根據(jù)地區(qū)特點，選取泥漿濾液礦化度為17 000 mg/L，地層水礦化度為3 300 mg/L的常規(guī)砂巖層，通過正演的方法模擬地層含水飽和度為80%、60%、50%、40%、30%和25%時HDIL徑向電阻率分布和測井響應(yīng)特征，分析地層含水飽和度變化對HDIL曲線的影響(圖3)。由圖3a、b、c可知：隨地層含水飽和度增大，原狀地層電阻率減小，沖洗帶和過渡帶深度隨泥漿侵入時間增加逐漸增大。在2英尺垂直分辨率為120英寸探測深度電阻率(M2RX)測井曲線(圖3d)響應(yīng)中，隨地層含水飽和度增大，電阻率數(shù)值減小。模擬結(jié)果證實：HDIL資料可基本反應(yīng)葵東地區(qū)咸水泥漿侵入地層含水飽和度的變化，因此，利用RT1D計算飽和度，結(jié)果更加合理。

圖3 地層含水飽和度變化對徑向電阻率分布和測井響應(yīng)的影響

(8)

式中：Swi為儲層束縛水飽和度，%。

4 應(yīng)用實例

圖4為葵東103井測井曲線及處理成果圖，該井第59層常規(guī)深側(cè)向電阻率(Rt)約為5.2 Ω·m，第57層相同巖性及物性處Rt約為8.5 Ω·m，電阻增大率約為1.6(巖石孔隙中含有油氣時的電阻率比巖石孔隙中全部含水時的電阻率增大，其增大的倍數(shù)定義為電阻增大率)。同時，由含油飽和度計算結(jié)果分析第57層，利用Rt計算的含油飽和度平均值約為20%，無法確定其是否為油層。由核磁資料分析可知第57層T2譜拖曳明顯靠后，移譜收縮較慢，拖曳在300 ms以后，為明顯的油層特征；第59層T2譜靠前，移譜收縮較快，多在100 ms以內(nèi)，為明顯的水層特征。第59層M2RX約為6.3 Ω·m，第57層相同巖性及物性處M2RX約為13.0 Ω·m，電阻增大率約為2.1，含油指示較常規(guī)深側(cè)向更明顯，同時利用RT1D計算的含油飽和度平均值約為40%，含油指示明顯。綜合分析第57層為油層，58層為油水同層，59層為水層。實際試油井段為1 640.7～1 651.9 m，包括57、58兩層，采用油管暢放方式，關(guān)井測壓力恢復(fù)值，測得地層壓力為15.69 MPa，平均流壓為13.05 MPa，分析油樣品得到50 ℃原油黏度為12.67 mPa·s，密度為0.885 8 g/cm3，體積系數(shù)為1.073；利用上述測井解釋參數(shù)計算方法進行計算，利用產(chǎn)能預(yù)測軟件進行產(chǎn)能預(yù)測。表1為分別利用Rt和RT1D計算的含油飽和度預(yù)測的產(chǎn)能與實際試油的對比結(jié)果。由表1可知，利用RT1D計算的含油飽和度結(jié)果預(yù)測的產(chǎn)能與試油基本一致，而利用Rt計算的含油飽和度結(jié)果預(yù)測的油層產(chǎn)能明顯偏低，進一步說明RT1D計算含油飽和度比較合理，同時也證明了產(chǎn)能預(yù)測方法的有效性。

圖4 葵東103井測井曲線及處理成果

層號厚度/m解釋結(jié)論試油結(jié)論利用Rt計算飽和度預(yù)測日產(chǎn)油/(t·d-1)預(yù)測日產(chǎn)水/( m3·d-1)利用RT1D計算飽和度預(yù)測日產(chǎn)油/(t·d-1)預(yù)測日產(chǎn)水/(m3·d-1)試油日產(chǎn)油/(t·d-1)試油日產(chǎn)水/( m3·d-1)583.2油水同層578.0油層含水油層7.556.1913.866.9314.546.96

5 結(jié) 論

(1) 通過MDT轉(zhuǎn)換的滲透率校正核磁測井計算的滲透率，進而確定葵東地區(qū)滲透率計算模型的地區(qū)經(jīng)驗系數(shù)，可提高絕對滲透率的計算精度。

(2) 通過數(shù)值模擬分析證實陣列感應(yīng)資料可基本反應(yīng)葵東地區(qū)咸水泥漿侵入地層含水飽和度的變化，因此，采用RT1D計算地層含水飽和度，結(jié)果更合理。

(3) 以平面徑向穩(wěn)態(tài)滲流原理為基礎(chǔ)，利用儲層滲透率，考慮不同滲流情況可以有效地估算儲層比采油指數(shù)；利用巖心分析資料，結(jié)合常規(guī)、陣列感應(yīng)、核磁共振測井資料，確定了葵東地區(qū)產(chǎn)能預(yù)測相關(guān)解釋模型，經(jīng)過實際應(yīng)用驗證了方法的有效性。