楊 寧，王貴文，2，賴 錦，李鑒倫，趙 彬，蔣其君，王 志

(1.中國(guó)石油大學(xué)油氣資源與探測(cè)國(guó)家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，北京102249;2.中國(guó)石油大學(xué)地球科學(xué)學(xué)院，北京102249;3.中國(guó)石油測(cè)井有限公司長(zhǎng)慶事業(yè)部，陜西，西安710061;4.潛能恒信能源技術(shù)股份有限公司，北京100107;5.中國(guó)石油吉林油田地球物理勘探研究院，吉林長(zhǎng)春138000)

儲(chǔ)層產(chǎn)能評(píng)價(jià)是低孔、低滲儲(chǔ)層研究和油藏描述 中的重要內(nèi)容之一。目前，油氣儲(chǔ)層產(chǎn)能評(píng)價(jià)方法有測(cè)井產(chǎn)能評(píng)價(jià)方法、地震產(chǎn)能評(píng)價(jià)方法、試井產(chǎn)能評(píng)價(jià)方法以及電纜地層測(cè)試產(chǎn)能評(píng)價(jià)方法等幾種儲(chǔ)層產(chǎn)能評(píng)價(jià)方法［1－7］。充分應(yīng)用測(cè)井資料來(lái)評(píng)價(jià)產(chǎn)能卻一直是測(cè)井解釋分析家們所致力解決的問(wèn)題［8］。常規(guī)測(cè)井資料的產(chǎn)能評(píng)價(jià)，前人做過(guò)不少工作，如通過(guò)測(cè)井特征參數(shù)比值［9］，分析測(cè)井信息和儲(chǔ)層物性提取產(chǎn)能控制特征參數(shù)［10］、基于核磁共振孔隙結(jié)構(gòu)的產(chǎn)能評(píng)價(jià)［11］、歸一化電阻率比值法［12］、儲(chǔ)層參數(shù)厚度加權(quán)平均值與平面徑向穩(wěn)態(tài)滲流原理相結(jié)合［13］。這些方法多依賴于數(shù)學(xué)統(tǒng)計(jì)方法，沒(méi)有充分利用常規(guī)測(cè)井和壓汞資料，在解決低孔、低滲儲(chǔ)層產(chǎn)能評(píng)價(jià)方面帶有局限性。塔里木盆地大北氣田白堊系巴什基奇克組屬于典型的裂縫性致密砂巖儲(chǔ)層，孔隙結(jié)構(gòu)及油水關(guān)系復(fù)雜［14－17］。利用上述的方法進(jìn)行儲(chǔ)層的測(cè)井產(chǎn)能評(píng)價(jià)，存在很大困難。本文在分析流體滲流機(jī)理基礎(chǔ)上，利用“壓差法”實(shí)現(xiàn)對(duì)儲(chǔ)層產(chǎn)能的準(zhǔn)確評(píng)價(jià)。

1 方法原理

儲(chǔ)層是孔隙細(xì)小、結(jié)構(gòu)復(fù)雜、比面極大、高度分散的多孔介質(zhì)。流體以不同的方式占據(jù)著多孔介質(zhì)的孔隙空間并在其中流動(dòng)，各相流體之間以及流體與多孔介質(zhì)的表面形成了極為復(fù)雜的多界面系統(tǒng)［18］。不同界面之間由于分子極性差，形成界面能。界面能作用在流體上，形成吸附力，在孔隙和孔隙喉道中表現(xiàn)為毛管力。影響毛管力大小的主要是孔隙喉道半徑(毛管半徑)及流體性質(zhì)。當(dāng)流體性質(zhì)一定時(shí)，毛管半徑越小，則毛管力越大;當(dāng)流體性質(zhì)的變化時(shí)，通過(guò)流體飽和度和流體形態(tài)影響毛管力。儲(chǔ)層孔隙中的流體要排出，必須通過(guò)地層產(chǎn)生的壓差克服毛管壓力阻礙［19］。因此，儲(chǔ)層產(chǎn)能評(píng)價(jià)決定于毛管壓力的準(zhǔn)確計(jì)算。

2 研究思路和計(jì)算方法

2.1 研究思路

儲(chǔ)層中賦存油、氣、水等多相流體時(shí)，由于油、氣和水密度、粘度、巖石潤(rùn)濕性不同導(dǎo)致各相的分布形態(tài)不同。在親水的儲(chǔ)層中油、氣占據(jù)吼道的中上部，水分布在喉道周圍;相反，水分布在中下部，油氣占據(jù)喉道周圍(圖1)。各相流體在孔隙中運(yùn)移時(shí)，受上述因素及以及飽和度影響，實(shí)際流動(dòng)的空間尺寸遠(yuǎn)小于儲(chǔ)層孔隙吼道半徑，流體受到的阻力除了毛管力，還有實(shí)際流動(dòng)空間減小產(chǎn)生的各相流體之間的粘滯作用。假定各相流體流動(dòng)時(shí)，仍符合毛管壓力特征，將實(shí)際流動(dòng)的空間尺寸轉(zhuǎn)化為等效毛管流動(dòng)半徑，簡(jiǎn)稱等效半徑，則毛管力和各相流體之間的粘滯作用轉(zhuǎn)化為等效阻力，進(jìn)而得到單位體積上的等效阻力——等效壓差(圖2)。當(dāng)儲(chǔ)層實(shí)際的生產(chǎn)壓差大于等效壓差時(shí)，儲(chǔ)層內(nèi)部的流體就能運(yùn)移出來(lái)，差值越大，儲(chǔ)層的產(chǎn)能越大。

圖1 孔隙中不同流體分布形態(tài)示意圖Fig.1 Sketch map showing pore fluid distribution

圖2 “壓差法”流程圖Fig.2 Flow chart of the differential pressure method

2.2 計(jì)算方法

基于上述的研究思路，結(jié)合大北地區(qū)壓汞資料與常規(guī)測(cè)井資料，建立了“壓差法”中等效流動(dòng)半徑、等效阻力及等效壓差的計(jì)算模型。

2.2.1 平均孔喉半徑

圖3 孔隙度(a)、滲透率(b)與平均孔喉半徑關(guān)系Fig.3 Porosity(a)and permeability(b)vs.average pore-throat radius

儲(chǔ)層的孔隙吼道半徑在儲(chǔ)層中是變化的，通常利用平均孔隙喉道半徑來(lái)衡量［20］。大北氣田白堊系巴什基奇克儲(chǔ)層孔隙以原生殘余粒間孔為主，孔隙度、滲透率主要受平均孔喉半徑影響。利用收集到的大北102井19塊壓汞與對(duì)應(yīng)的常規(guī)物性分析發(fā)現(xiàn)，平均孔喉半徑與孔隙度、滲透率呈現(xiàn)良好的相關(guān)性。

平均孔喉半徑與孔隙度、滲透率的相關(guān)系數(shù)分別為0.825 6和0.897 3(圖3)。采用孔隙度、滲透率與平均孔喉半徑進(jìn)行多元回歸，得到平均孔喉半徑計(jì)算模型:

圖4 壓汞與計(jì)算平均孔喉半徑對(duì)比Fig.4 Comparison of the calculated average radius of pore throats with that measured through mercury injection

圖5 孔隙喉道中流體分布Fig.5 Fluid distribution in pore throats

式中:φ為孔隙度，%;K為滲透率，10－3μm;r為平均孔喉半徑，μm。計(jì)算的平均孔喉半徑絕對(duì)誤差小于0.057 μm，與壓汞相關(guān)性良好，相關(guān)系數(shù)可達(dá)0.895 6(圖4)。

2.2.2 等效流動(dòng)半徑

研究區(qū)儲(chǔ)層中流體只含有氣、水兩相，忽略儲(chǔ)層不均一性等其他因素的影響，假定儲(chǔ)層孔隙中流體分布形態(tài)如圖5所示。各項(xiàng)流動(dòng)時(shí)在表面張力作用下，流動(dòng)截面總是趨于近圓，此時(shí)，各相的等效流動(dòng)半徑計(jì)算公式只受平均孔喉半徑和含水飽和度影響，由此建立儲(chǔ)層中各相的等效流動(dòng)半徑計(jì)算公式:

式中:Rgas為氣的等效流動(dòng)半徑，μm;Rwat為水的等效流動(dòng)半徑，μm;Sw為含水飽和度，測(cè)井解釋提供;r為平均孔喉半徑，μm。

2.2.3 等效阻力

基于等效阻力與等效流動(dòng)半徑之間關(guān)系，利用壓汞資料得到的界面張力、界面接觸角等參數(shù)，通過(guò)將等效流動(dòng)半徑帶入毛管壓力公式，即可得到氣、水兩相的等效阻力:

式中:pgas，pwat分別為氣、水兩相的等效阻力，MPa;σg，σw分別為氣、水的流體界面張力，mN/m;θg，θw分別為氣、水與巖石界面接觸角，(°);σgcosθg，σwcosθw值分別為 50，367 mN/m。

2.2.4 等效壓差

孔隙度是單位體積巖石中，孔隙體積占巖石總體積的百分比。孔隙度與平均孔喉半徑是一一對(duì)應(yīng)的，假定孔隙在儲(chǔ)層內(nèi)部均勻分布，則單位體積內(nèi)總的毛管壓力等于儲(chǔ)層的壓差。在公式(6)、公式(7)中代入各相的等效阻力，即可計(jì)算各相的等效壓差:

式中:pgas，pwat為氣、水兩相的等效阻力，MPa;pg，pw為氣、水兩相的等效壓差，MPa;φ為孔隙度，%。

2.2.5 儲(chǔ)層產(chǎn)能及流體性質(zhì)判別模型

流體從地層進(jìn)入井筒，必須要克服儲(chǔ)層產(chǎn)生的阻力即等效壓差。儲(chǔ)層中含有氣、水兩相流體時(shí)，當(dāng)實(shí)際生產(chǎn)壓差(p)大于氣的等效壓差(pg)且小于水的等效壓差(pw)，儲(chǔ)層只產(chǎn)氣;當(dāng)實(shí)際生產(chǎn)壓差(p)小于氣的等效壓差(pg)且大于水的等效壓差時(shí)(pw)，儲(chǔ)層只產(chǎn)水;當(dāng)實(shí)際生產(chǎn)壓差(p)大于氣、水的等效壓差時(shí)(pg，pw)，氣、水同出;當(dāng)實(shí)際生產(chǎn)壓差(p)分別小于氣、水的等效壓差時(shí)(pg，pw)，儲(chǔ)層不產(chǎn)流體，為干層(表1)。由此，可以建立利用“壓差法”判別大北氣田裂縫性致密砂巖儲(chǔ)層產(chǎn)能及流體性質(zhì)其判別模型。

表1 “壓差法”判別模型Table 1 Discriminative model of the differential pressure method

3 模型結(jié)果有效性分析

3.1 致密層段有效性分析

選取塔里木盆地大北氣田大北101井和大北1井白堊系巴什基奇科組裂縫性致密砂巖儲(chǔ)層5 725.0～578 3.0 m和5 865.0～5 872.5 m兩個(gè)試油層段作為目的層段，利用第二節(jié)中建立的模型，計(jì)算氣、水兩相等效壓差。兩段儲(chǔ)層的實(shí)際生產(chǎn)壓差分別為53.143 MPa和0 MPa(表2);使用儲(chǔ)層產(chǎn)液性質(zhì)模型判別，結(jié)果分別為產(chǎn)水、不產(chǎn)流體。大北101井5 725～5 783 m求產(chǎn)曲線顯示，由于氣的有效壓差、生產(chǎn)壓差遠(yuǎn)小于水的有效壓差，在2006年10月21號(hào)進(jìn)入穩(wěn)定求產(chǎn)期，幾乎完全產(chǎn)氣，折合日產(chǎn)氣超過(guò)80 000 m3，產(chǎn)液量幾乎為零(圖6)。經(jīng)測(cè)試，與試氣結(jié)論一致(表2)。

表2 大北101和大北1井參數(shù)Table 2 Parameters of Well Dabei101 and Well Dabei1

圖6 大北101井求產(chǎn)曲線Fig.6 Production test curves of Well Dabei 101

表3 大北103和大北104井“壓差法”計(jì)算參數(shù)Table 3 Parameters of Well Dabei 103 and Dabei 104 calculated by the pressure differential method

3.2 裂縫段有效性分析

圖7 大北103井S3層求產(chǎn)曲線Fig.7 Production test curves of S3 Layer in Well Dabei 103

圖8 大北103井S1層求產(chǎn)曲線Fig.8 Production test curves of S1 Layer in Well Dabei 103

大北103井5 677～5 687，5 792～5 802，5 832～5 855 m三個(gè)層段，大北104井5 981～5 985，6 003～6 008 m兩個(gè)層段(表3)，測(cè)井計(jì)算含氣飽和度均大于65%，電阻率顯示明顯的氣層特征，而實(shí)際的測(cè)試為含氣產(chǎn)水，兩者存在無(wú)法解釋的矛盾。微電阻掃描成像測(cè)井顯示，這些層段內(nèi)發(fā)育大量裂縫，特別是高角度裂縫發(fā)育，連通性強(qiáng)［21－22］①信毅，王貴文.大北氣田白堊系高分辨率測(cè)井沉積儲(chǔ)層描述及含氣飽和度差異研究［R］.中國(guó)石油塔里木油田勘探開發(fā)研究院，2011:50－55.?；|(zhì)中平均喉道半徑遠(yuǎn)遠(yuǎn)小于裂縫寬度，利用電阻率成像測(cè)井資料(FMI)經(jīng)過(guò)交互式變窗長(zhǎng)精細(xì)成像測(cè)井處理解釋方法可以準(zhǔn)確獲得裂縫寬度［10］，將裂縫寬度作為裂縫性儲(chǔ)層的平均孔喉半徑，計(jì)算各相的有效壓差，其實(shí)際生產(chǎn)壓差均大于水、氣各相壓差，且水的有效壓差更小，此類儲(chǔ)層以產(chǎn)水為主。當(dāng)儲(chǔ)層含水飽和度下降到，水的壓差大于氣的壓差，儲(chǔ)層才開始產(chǎn)氣。圖7為大北103井S3產(chǎn)層的求產(chǎn)曲線，2008年3月28日前，由于生產(chǎn)壓差大于氣的等效壓差小于水的等效壓差，測(cè)試主要產(chǎn)氣。隨著氣的飽和度下降，氣的等效壓差升高，水的壓差降低，在此之后，測(cè)試層開始大量出水，水含量不斷增加。圖8為大北103井S1產(chǎn)層的求產(chǎn)曲線，求產(chǎn)初期主要產(chǎn)水，隨著含水飽和度下降，氣的等效壓差降低，水的等效壓差升高，求產(chǎn)后期，油壓開始升高，產(chǎn)氣量增加。通過(guò)“壓差法”計(jì)算結(jié)果與求產(chǎn)曲線進(jìn)行對(duì)比，也證明了“壓差法”在實(shí)際應(yīng)用中的可靠性。

4 結(jié)論

塔里木盆地大北氣田白堊系巴什基奇克組儲(chǔ)層為低孔低滲致密砂巖儲(chǔ)層，局部發(fā)育構(gòu)造產(chǎn)生的裂縫，且以高角度、網(wǎng)狀縫為主，對(duì)儲(chǔ)層的改造能力強(qiáng)。常規(guī)測(cè)井對(duì)于裂縫的識(shí)別能力非常有限，造成此類層段測(cè)井計(jì)算的結(jié)果與試油、生產(chǎn)結(jié)論不符。本文在分析孔隙微觀滲流機(jī)理的基礎(chǔ)上，建立“壓差法”評(píng)價(jià)儲(chǔ)層產(chǎn)能模型，經(jīng)過(guò)對(duì)不同儲(chǔ)層段的處理，準(zhǔn)確地評(píng)價(jià)了儲(chǔ)層的產(chǎn)能，對(duì)實(shí)際生產(chǎn)有重要的指導(dǎo)作用。

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