夏海容

（中國石化石油勘探開發(fā)研究院，北京100083）

1 簡介

西非尼日爾三角洲深海某油田，水深900 m，從地震上看，該油田斷層發(fā)育，沉積環(huán)境為濁積砂水道，東西向的斷層將油田南部與北部隔開，以位于油田南部斷塊的A 井為例，利用現(xiàn)代試井解釋技術分析地層系數(shù)Kh、表皮系數(shù)S、油井控制最小地質(zhì)儲量、油藏邊界及儲層連通性。

早期根據(jù)MDT 測試結(jié)果表明該井的地層壓力非常接近飽和壓力，A 井R 層地面原油密度0.804 g／cm3，地層原油體積系數(shù)1.21，原油壓縮系數(shù)1.4×10-3MPa-1，地 層 水 壓 縮 系 數(shù)0.37×10-3MPa-1，巖石壓縮系數(shù)1.05×10-3MPa-1，總的壓縮系數(shù)2.29×10-3MPa-1，原油黏度2.22 mPa·s，孔隙度26.7%，含水飽和度15.1%，射孔頂部埋深2 182 m，射孔厚度15 m，油藏壓力22.955 MPa，井眼底部溫度63.6 ℃，井眼半徑0.155 m。

A 井測試工作制度為三開三關（圖1），一開主要為排液，排液時間43.2小時，二開和三開為主要測試階段，開井生產(chǎn)時間67～72小時，測試最大流量870 m3／d，該油田其它井的DST 測試通常都采用三開三關的工作制度，因此，通常每口井將有三個壓力恢復數(shù)據(jù)供分析，但是利用一關壓力恢復數(shù)據(jù)分析的表皮系數(shù)很高，不能反映地層的真實情況，常用二關三關壓力恢復數(shù)據(jù)進行壓力恢復分析。

2 試井解釋模型的識別［1-2］

A 井有三次壓力恢復數(shù)據(jù)，但最后關井的壓力恢復時間長，數(shù)據(jù)品質(zhì)好，因此利用最后一段壓力恢復數(shù)據(jù)進行分析。

2.1 流動階段的識別

早期階段：主要反映近井帶特征，即為試井解釋模型的內(nèi)邊界條件，從圖2可以看出，A 井的壓差與時間的雙對數(shù)曲線出現(xiàn)了45度線，表明該井存在井筒儲集效應。

徑向流階段：A 井雙對數(shù)曲線上的壓差導數(shù)曲線出現(xiàn)了數(shù)值為0.5的水平直線（圖2），這是徑向流階段在雙對數(shù)曲線上的顯著特征。

過渡階段：早期純井儲階段和徑向流階段不受表皮因子的影響，但這兩個流動段之間的過渡階段與表皮因子密切相關，曲線上表現(xiàn)為山峰狀曲線，過渡階段的山峰狀曲線定性的反映了表皮因子的大小，從圖2可以大致判斷A 井受到一定污染。

圖2 A 井雙對數(shù)診斷曲線

末期階段：末期階段反映了油井的外邊界條件，從圖2壓力導數(shù)曲線末端從0.5線上翹，這表明井的附近存在不滲透邊界（如斷層），但由于關井壓恢測試時間不是足夠長，圖上只出現(xiàn)了上翹段，未出現(xiàn)1線或2線的水平直線，因此不能確切判斷斷層條數(shù)和分布情況。

2.2 壓力恢復段試井分析［3-5］

根據(jù)對A 井各流動階段的分析，試井分析初步模型為具有井筒儲集、表皮效應和不滲透邊界的均質(zhì)油藏模型或非均質(zhì)油藏模型。針對A 井DST 測試能探測到的范圍內(nèi)油藏可能是均質(zhì)也可能是非均質(zhì)，因此先從簡單的均質(zhì)模型開始逐個分析可能的試井解釋模型。

考慮基本模型為均質(zhì)模型，具有純井筒儲集和表皮效應，首先分析外邊界條件為一條滲透邊界（或斷層）的情形，試井解釋的外邊界與地震振幅所反映的東部水道界限是一致的，歷史產(chǎn)量也擬合得很好，但是在二關和三關之間的擬合壓力比實測壓力偏高。由于考慮一條非滲透邊界時擬合壓力偏高，分析是否存在兩條平行非滲透邊界，在該模型中將末期段的壓力倒數(shù)曲線特征解釋為線性流，壓力導數(shù)曲線形態(tài)擬合很好，但是擬合壓力與實際壓力差異也不容忽視，擬合壓力比實際壓力減小了0.14 MPa。因此，在均值模型下均未能很好的模擬該井實際地質(zhì)特征。

利用均質(zhì)模型均未獲得很好擬合結(jié)果，從地震解釋獲悉該油田的沉積環(huán)境為濁積砂水道，儲層的非均質(zhì)性比較強，從上述兩個均質(zhì)模型解釋結(jié)果分析A 井DST 測試所能探測到的范圍內(nèi)儲層存在非均質(zhì)性，因此應考慮具有儲層物性變化的非均質(zhì)模型，試井解釋的非均質(zhì)模型包括雙孔模型、雙滲模型、雙孔雙滲模型和復合模型，對于濁積砂水道沉積環(huán)境所形成的條帶狀油氣藏，儲層物性的平面分布往往表現(xiàn)出較強的不連續(xù)性，呈現(xiàn)出線性組合的特征，基本模型考慮線性復合模型來對A 井分析。

2.2.1 線性復合模型

基本模型為線性復合模型，該模型模擬相退的河道沉積，儲層沿河道分成三個具有不同地層系數(shù)的條帶，利用線性復合模型同時擬合壓力導數(shù)和歷史壓力，從圖3可以看出壓力和壓力導數(shù)都擬合得很好。該模型下計算東部物性差區(qū)域的地層系數(shù)是A 井所在區(qū)域的0.05倍，距離A 井210 m，西部物性差區(qū)域的地層系數(shù)是A 井所在區(qū)域的0.3倍，距離A 井350 m。2.2.2 一條非滲透邊界的線性復合模型［3-4］

圖3 線性復合模型壓力及壓力導數(shù)擬合圖

在上述線性復合模型中，壓力和壓力導數(shù)都擬合得很好，但東部物性很差的條帶與從地震圖上識別出東部河道邊界不符合，因此用一條非滲透邊界代替東部物性很差的條帶，儲層物性差是由河道橫向非均質(zhì)性造成的。該模型下壓力和壓力導數(shù)同樣都擬合得很好，并且地震解釋結(jié)果一致（圖4）。A井距離東部河道邊界220 m，西部物性較差區(qū)域的地層系數(shù)是A 井所在區(qū)域的0.25 倍，距離A 井450 m。

圖4 一條非滲透邊界的線性模型壓力及壓力導數(shù)擬合圖

3 參數(shù)計算

3.1 地層參數(shù)

由試井解釋識別出的具有一條非滲透邊界的線性復合模型擬合結(jié)果最好，也符合地震解釋結(jié)果，根據(jù)該模型計算A 井距離東部河道邊界220 m，距離北部非滲透邊界2 200 m，距離南部非滲透邊界2 250 m。當測試層有效厚度13 m，原油黏度2.2 mPa·s時，該井測試范圍內(nèi)儲層滲透率2 100×10-3μm2，表皮系數(shù)26.5，生產(chǎn)指數(shù)為130 m3／（d·MPa）。

3.2 控制地質(zhì)儲量

根據(jù)試井解釋識別出的一條非滲透邊界的線性模型，A 井探測半徑大約2 000 m，距離北部非滲透邊界2 200 m，距離南部非滲透邊界2 250 m，這與地震圖上識別的主斷層一致，距離西側(cè)非滲透邊界2 000 m。值得注意的是地震圖可以看見的西側(cè)邊界距離A 井950 m，將這兩個模型均進行檢驗，發(fā)現(xiàn)如果以地震可以看見的邊界作為該井西側(cè)的非滲透邊界，則壓力導數(shù)和壓力曲線均擬合不上（圖5），證明該井西側(cè)探測半徑內(nèi)不存在其它非滲透邊界（后面進行詳細分析），因此探測半徑2 000 m 時探測面積約9.9 km2，有效厚度為13 m，因此該井控制的最少地質(zhì)儲量為2 385×104m3。

圖5 西側(cè)探測半徑分析擬合

4 控制儲量敏感性分析

4.1 A 井東部是否存在水層

目前試井解釋模型探測出A 井東側(cè)為一條非滲透邊界，假設東部不是非滲透邊界，而是油水界面，分析了東部為水層的復合模型，解釋結(jié)果為西側(cè)或北側(cè)存在非滲透邊界，這與地震數(shù)據(jù)不符合，該模型下A 井距離水層距離1 200 m，遠遠超過了地震振幅降低的距離（200～300 m）。通過降低流度使油井距離東部水層更近，從而獲得更好的壓力和壓力導數(shù)擬合曲線，當油井距離水層750 m 時獲得很好的擬合曲線，但仍然與地震振幅反應不相符。所以，東部為水層的線性復合模型雖然能獲得很好壓力和壓力導數(shù)擬合曲線，但與地震振幅反應不一致，再次證實東部為非滲透邊界而不存在水層。

4.2 巖石壓縮系數(shù)對控制地質(zhì)儲量的影響

上述模型中使用的巖石壓縮系數(shù)為1.05×10-3MPa-1，當巖石壓縮系數(shù)增加到2.1×10-3MPa-1，A 井探測區(qū)域面積為8.0km2，控制地質(zhì)儲量1 908×104m3。

4.3 南北兩端非滲透邊界對控制地質(zhì)儲量的影響

對比分析南北兩端非滲透邊界與A 井的距離對控制地質(zhì)儲量的影響，第一種情況假設南北兩端的非滲透邊界距離A 井很近，如果壓力和壓力導數(shù)要獲得很好的擬合結(jié)果，則西側(cè)的非滲透邊界需再往西移動，距離大約2 200 m，此時該井控制的地質(zhì)儲量2 401×104m3；第二種情況假設南部非滲透邊界距離A 井更遠（5 000 m），如果要獲得好的擬合結(jié)果，則西側(cè)的非滲透邊界距離A 井1 700 m，此時A 井控制地質(zhì)儲量2 226×104m3。

因此一條非滲透邊界位于A 井東部220 m，與東部水道邊界相符合，假設測試層的儲層有效厚度是固定的，并且儲層物性在橫向上是均質(zhì)的，DST測試探測到A 井的面積為9.9 km2，控制地質(zhì)儲量（2 226～2 385）×104m3。當然測試探測到的西側(cè)的非滲透邊界仍然超出了地震圖可見的邊界。

4.4 有效厚度對控制地質(zhì)儲量的影響

在線性復合模型中，西側(cè)分為三個不同地層系數(shù)的條帶，儲層有效厚度是相同的，探測半徑2 000 m 左右，如果考慮到非均質(zhì)性，西側(cè)不同條帶儲層有效厚度不同，如圖4所示，A 井西側(cè)He2條帶選取不同的儲層有效厚度進行壓力和壓力導數(shù)擬合，經(jīng)過試井解釋分析，當He2條帶的有效厚度分別為17 m、21 m 和31 m 時獲得很好擬合曲線，在這三種儲層厚度模型下，該井西側(cè)探測半徑有所降低（分別為1 600 m、1 400 m 和1 100 m），但控制地質(zhì)儲量沒有明顯的變化（分別為2 289×104m3、2 353×104m3和2 258×104m3）。通過對不同有效厚度進行敏感性分析可知，當有效厚度增加，西側(cè)探測半徑降低了，目前三種模型的解釋結(jié)果仍然超過了地震圖可見的邊界，但都位于主斷層邊界內(nèi)。

因此，如果考慮地質(zhì)模型和東部水道邊界，在識別油井控制地質(zhì)儲量問題上最大的挑戰(zhàn)就是儲層的有效厚度，換言之，A 井測試的原油是否只產(chǎn)自現(xiàn)在射開的測試層，可能與上覆儲層在垂向上是連通，上覆儲層對產(chǎn)量也有貢獻？為了解決這些問題需要獲取更多的資料進一步分析儲層縱向連通情況。

5 結(jié)論

（1）根據(jù)流動階段的特征共分析了四個可能的解釋模型，其中具有一條非滲透邊界的線性復合模型擬合效果最好，非滲透邊界與地震振幅變化一致，A 井地震振幅的變化反映了東部水道邊界。利用該模型，假設儲層有效厚度為13 m 時，滲透率為2 100×10-3μm2，表皮系數(shù)為26.5，生產(chǎn)指數(shù)為130 m3／（d·MPa），A 井控制地質(zhì)儲量為（1 908～2 385）×104m3左右。

（2）根據(jù)模型計算A 井距離北部和南部固定的非滲透邊界距離為2200 m左右，西部探測距離為2 000 m，該距離超出了地震可視范圍，甚至超出了主斷層的邊界。對A 井西側(cè)儲層有效厚度的分析表明，當儲層有效厚度增加時西側(cè)探測距離有所降低，雖然超出了地震可視范圍，但仍然位于主斷層邊界內(nèi)，因此儲層在縱向上可能連通。

（3）對東部是否存在水層進行敏感性分析證實東部不存在水層，而是水道的邊界。

（4）通過DST 測試可獲得油田早期動態(tài)數(shù)據(jù)，比如地層系數(shù)、表皮系數(shù)、生產(chǎn)指數(shù)、測試井控制地質(zhì)儲量等，同時也可獲得測試井探測范圍內(nèi)的油藏幾何特征，如斷層距離、河道邊界、油水邊界等。但是由于DST 資料是最早期的動態(tài)資料，同時試井解釋又存在多樣性，因此在遇到復雜的油藏時也特別注意結(jié)合地質(zhì)情況綜合分析，反復檢驗模型是否與實際地質(zhì)特征一致。

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