程漢列 王連山 王建民 劉 勇 朱 軼 張 磊

(1. 西安石油大學(xué)地球科學(xué)與工程學(xué)院， 西安 710065；2. 恒泰艾普石油天然氣技術(shù)服務(wù)股份有限公司， 新疆 庫爾勒 841000；3. 中國石油塔里木油田分公司開發(fā)事業(yè)部， 新疆 庫爾勒 841000)

?

哈拉哈塘碳酸鹽巖油藏數(shù)值試井研究

程漢列1,2王連山2王建民1劉 勇3朱 軼3張 磊2

(1. 西安石油大學(xué)地球科學(xué)與工程學(xué)院， 西安 710065；2. 恒泰艾普石油天然氣技術(shù)服務(wù)股份有限公司， 新疆 庫爾勒 841000；3. 中國石油塔里木油田分公司開發(fā)事業(yè)部， 新疆 庫爾勒 841000)

討論了縫洞型碳酸鹽巖油藏試井解釋的復(fù)雜性及常規(guī)試井解釋的局限性。針對哈拉哈塘碳酸鹽巖油藏的地質(zhì)特征，利用數(shù)值試井技術(shù)，結(jié)合油藏地質(zhì)特征，構(gòu)建有限元數(shù)值試井模型進(jìn)行擬合分析，得到油藏不同區(qū)域儲層的滲流特征、儲量情況及油藏邊界范圍。并針對該區(qū)塊常見的多縫洞體井控面積大和定容井控面積小2種油藏類型，提出了相應(yīng)的增產(chǎn)措施。應(yīng)用實例表明，數(shù)值試井技術(shù)能有效描述油藏的真實情況，為后期開發(fā)措施的制定提供理論依據(jù)。

縫洞型油藏； 數(shù)值試井； 滲流特征； 增產(chǎn)措施

隨著試井理論和應(yīng)用技術(shù)的發(fā)展，均質(zhì)油藏解析試井理論已比較成熟和完善，解釋結(jié)果與實際情況符合程度高。但對于復(fù)雜縫洞型碳酸鹽巖油藏試井分析，采用解析試井方法解釋的結(jié)果不理想[1]。由于解析試井的解釋模型有限，往往所選解釋模型不能真實反映實際油藏的地質(zhì)特征，因此難以準(zhǔn)確描述油藏生產(chǎn)動態(tài)。

近年來隨著計算機(jī)技術(shù)及硬件的飛速發(fā)展，數(shù)值試井利用網(wǎng)格剖分技術(shù)，采用數(shù)值方法求解復(fù)雜試井?dāng)?shù)學(xué)模型，建立離散數(shù)值模型，輸入產(chǎn)量后能同時輸出壓力與實測壓力；能建立任意角度、形狀及不同類型的多種外邊界組合；通過不斷調(diào)整、改善數(shù)值模型結(jié)構(gòu)、形狀和相關(guān)參數(shù)來精確描述油氣藏外部邊界形態(tài)[2-3]。

數(shù)值試井方法理論上已取得了良好的應(yīng)用成果[4]，但在復(fù)雜縫洞型碳酸鹽巖試井評價及利用評價結(jié)果指導(dǎo)后期增產(chǎn)措施方面，仍需要進(jìn)一步研究。利用KAPPA公司的Saphir軟件，對塔里木盆地哈拉哈塘油田2口典型縫洞型碳酸鹽巖油藏進(jìn)行數(shù)值試井研究。結(jié)果表明，針對復(fù)雜的油藏地質(zhì)特征，利用數(shù)值試井進(jìn)行研究分析，能更準(zhǔn)確地進(jìn)行描述，解釋的結(jié)果更符合油藏真實的地質(zhì)情況，可為后期制定增產(chǎn)措施提供理論依據(jù)。

1 縫洞型碳酸鹽巖試井解釋復(fù)雜性分析

縫洞型碳酸鹽巖多樣的儲集類型、儲集體組合關(guān)系及強(qiáng)非均質(zhì)性，不僅對常規(guī)試井解釋方法提出了挑戰(zhàn)，也對特殊試井方法提出了新要求[5]。常規(guī)試井解釋的核心在于油藏模型的合理選擇，油藏模型選擇正確與否，決定了對儲滲機(jī)理、發(fā)育規(guī)模、滲流邊界等油藏特征描述的準(zhǔn)確性。常規(guī)解釋方法中理論模型是固定的，難以滿足復(fù)雜縫洞型碳酸鹽巖油藏試井分析的需要?？p洞型碳酸鹽巖試井解釋的復(fù)雜性主要體現(xiàn)在解釋模型、靜態(tài)參數(shù)誤差和探測半徑分析3個方面。

1.1 解釋模型

試井解釋是一個求解反問題的過程，解釋模型為一個轉(zhuǎn)化函數(shù)，用來描述井和油藏動態(tài)特征，不是生產(chǎn)系統(tǒng)的真實屬性[3]，其解往往并不唯一，對于同一套壓力響應(yīng)數(shù)據(jù)，可找到多個合適的解釋模型。模型校正和有效性檢驗需通過地質(zhì)、地球物理、油層物理和流體描述特征來實現(xiàn)。

1.2 靜態(tài)參數(shù)誤差

靜態(tài)參數(shù)誤差直接影響解釋結(jié)果，但并不影響試井模型選擇。當(dāng)已知靜態(tài)參數(shù)不準(zhǔn)時，通常采用近似值進(jìn)行初步分析，然后通過參數(shù)對解釋結(jié)果進(jìn)行校正。如縫洞型碳酸鹽巖幾乎無法準(zhǔn)確確定油層凈厚度h。另外，若原油黏度μ由關(guān)系式推導(dǎo)得出，那么流體特征關(guān)系式可靠性就較低。但試井解釋只提供了流動系數(shù)Khμ，因此，h或μ的任何誤差都會影響滲透率K的估算。探測半徑ri及井離邊界的距離都與h有關(guān)，但與μ無關(guān)?？倝嚎s系數(shù)Ct是各相飽和度的函數(shù)，該參數(shù)取值較難估計，在均質(zhì)無限作用油藏中，該值只對表皮系數(shù)S和距離產(chǎn)生影響[13]。經(jīng)推導(dǎo)，若Ct是實際值的10倍，則計算的探測半徑是實際值的3.16倍，計算的表皮系數(shù)是實際值的1.15倍，誤差較大。

1.3 探測半徑

探測半徑ri作為儲量分析中的重要參數(shù)，通常測試過程中觀察不到壓力相應(yīng)的徑向最小距離，其僅是數(shù)學(xué)概念的近似值。早期不穩(wěn)定半徑大于試井方法估算的探測半徑。受解釋所得參數(shù)平均化的影響，壓力響應(yīng)并不代表生產(chǎn)井所影響的整個油藏區(qū)域，實際上僅反映井筒附近的環(huán)形區(qū)域。

故分析中考慮采用參數(shù)團(tuán)來分析油藏滲流特征，并與地質(zhì)、物探資料結(jié)合使試井解釋結(jié)果符合油藏地質(zhì)特征。

2 實例應(yīng)用分析

通過對哈拉哈塘油田試井特征分析評價[6-8]，按照不同縫洞組合關(guān)系及實際油藏地質(zhì)特征，選擇2類典型井：(1)多縫洞型，以YUEMa井為例；(2)定容型，以YUEMb井為例。利用數(shù)值試井解釋精細(xì)描述油藏特征。

2.1 多縫洞型應(yīng)用分析

YUEMa井位于層間巖溶斷裂改造區(qū)。在三維地震疊前深度偏移剖面上，一間房組頂面附近表現(xiàn)為“串珠”及“雜亂”地震響應(yīng)特征。天然縫洞系統(tǒng)發(fā)育情況受斷裂交匯控制，該大型縫洞集合體主要由“串珠”群構(gòu)成，平面上呈近南 — 北向條帶狀展布，面積1.76 km2，井點(diǎn)位于大型縫洞體儲層發(fā)育高部位。鉆至井深7 279 m時發(fā)生溢流(溢流量為 0.5 m3)，關(guān)井，觀察套壓。套壓由0 MPa上升到 27 MPa，因此說明用相對密度為1.8的壓井液壓井成功。隨后下鉆出現(xiàn)遇阻、出口失返現(xiàn)象，故提前完鉆，三開累計漏失鉆井液43.8 m3。因井下情況復(fù)雜未進(jìn)行測井。

投產(chǎn)前進(jìn)行壓力恢復(fù)測試，雙對數(shù)曲線反映儲層具有內(nèi)好外差的復(fù)合型特征，解析試井選擇井儲+表皮+徑向復(fù)合儲層+矩形邊界模型，擬合分析得到：內(nèi)區(qū)地層流動系數(shù)11.758 μm2·mmPa·s、地層系數(shù)9.31 μm2·m、滲透率1.591 μm2、復(fù)合半徑264 m、外區(qū)滲透率0.023 μm2，3條邊界的距離分別為434、530、324 m(圖1)。

圖1 YUEMa井雙對數(shù)曲線擬合

結(jié)合靜態(tài)地質(zhì)情況，利用數(shù)值試井建立油藏平面屬性模型(圖2)，擬合雙對數(shù)、壓力歷史曲線，并在分析擬合過程中反復(fù)調(diào)整反映各滲流區(qū)域特征的參數(shù)(流度比M、分散比D)，修正邊界范圍，最終得到：該井井控面積1.7 km2；內(nèi)區(qū)地層系數(shù)為8.929 μm2·m，滲透率為1.509 μm2；1區(qū)滲透率為0.196 μm2，2區(qū)滲透率0.191 μm2，3區(qū)滲透率0.076 μm2，外區(qū)滲透率為0.004 μm2；同時得到各滲流區(qū)域儲能比ω。根據(jù)式(1) — 式(3)分析各區(qū)域動態(tài)儲量。利用Blasingame曲線擬合方法計算總動態(tài)儲量為13.28×104t，其中，內(nèi)區(qū)5.94×104t、1區(qū) 2.31×104t、2區(qū)2.25×104t、3區(qū)1.49×104t、外區(qū)1.29×104t。

(1)

(2)

(3)

式中：M—— 流度比；

K—— 滲透率，10-3μm2；

h—— 儲層有效厚度，m；

μ—— 地下原油黏度，mPa·s；

D—— 分散比；

φ—— 孔隙度；

Ct—— 地層綜合壓縮系數(shù)，MPa-1；

ω—— 儲能比。

通過數(shù)值試井分析YUEMa井，建立油藏模型，結(jié)合靜態(tài)地質(zhì)特征，得到不同區(qū)域儲層的滲流特征及儲能比。儲層沿斷裂展布，控制范圍較大，采用降壓開采可極大限度動用各區(qū)域儲層潛力，提高最終采收率。

圖2 YUEMa井?dāng)?shù)值試井平面屬性模型

2.2 定容型應(yīng)用分析

YUEMb井大型縫洞體由“串珠群+雜亂”狀反射構(gòu)成，呈長軸近南北向橢圓形態(tài)，面積0.68 km2。鉆井至井深7 245.18 m時溢流0.3 m3，隨即關(guān)井采用壓回法壓井，壓井成功后強(qiáng)鉆至井深7 248.46 m時又出現(xiàn)放空，井下情況復(fù)雜，因此提前完鉆，未進(jìn)行測井。

投產(chǎn)前進(jìn)行壓力恢復(fù)測試，雙對數(shù)曲線反映儲層為內(nèi)好外差復(fù)合型特征(圖3)。解析試井選擇井儲+表皮+四區(qū)徑向復(fù)合儲層+無限大擬合模型，分析得到：1區(qū)地層流動系數(shù)128.026(μm2·m)(mPa·s)、地層系數(shù)186.15 μm2·m、滲透率4.250 μm2，復(fù)合半徑126 m；2區(qū)滲透率4.75×10-3μm2，復(fù)合半徑178 m；3區(qū)滲透率0.31 ×10-3μm2，復(fù)合半徑 237 m；4區(qū)滲透率0.25×10-3μm2?？梢钥闯?、3、4區(qū)滲透率極低，該井近似于定容油藏。利用數(shù)值試井結(jié)合實際油藏地質(zhì)特征構(gòu)建油藏平面屬性模型(圖4)，擬合雙對數(shù)、壓力歷史曲線，分析認(rèn)為該井井控面積僅0.16 km2。利用Blasingame曲線擬合方法計算總動態(tài)儲量9.04×104t，進(jìn)而分別得到各區(qū)域滲流能力及動態(tài)儲量：1區(qū)地層系數(shù)20.336 μm2·m、滲透率4.640 μm2、儲能4.95×104t；2區(qū)滲透率8.000×10-3μm2、儲能0.85×104t；3區(qū)滲透率10.000×10-3μm2、儲能1.67×104t，外區(qū)滲透率5.000×10-3μm2、儲能1.53×104t。

圖4 YUEMb井?dāng)?shù)值試井平面屬性模型

通過數(shù)值試井分析YUEMb井井控面積僅0.16 km2，定容特征明顯，投產(chǎn)過程壓力衰減快(平均每產(chǎn)140.9 t原油，井口油壓降低1 MPa)。近井地帶儲層滲流能力好(地層系數(shù)為20.336 μm2·m)，儲量分布集中于近井地帶的縫洞體中，停噴后可注水替油提高采收率。

3 結(jié) 語

將數(shù)值試井技術(shù)與油藏地質(zhì)特征描述緊密結(jié)合開展試井分析，能更細(xì)致評價油藏不同區(qū)域儲層的滲流特征、儲能情況并精細(xì)刻畫油藏邊界范圍。

[1] 田冷，何順利，施英.數(shù)值試井技術(shù)在凝析氣藏邊界識別中的應(yīng)用[J].新疆地質(zhì)，2009，27(1):95-97.

[2] 黃登峰，劉能強(qiáng).數(shù)值試井在描述油氣藏復(fù)雜邊界中的應(yīng)用[J].油氣井測試，2006，15(6):18-19.

[3] 韓永新，莊惠農(nóng)，孫賀東.數(shù)值試井技術(shù)在氣藏動態(tài)描述中的應(yīng)用[J].油氣井測試，2006，15(2):9-11.

[4] 楊景海.數(shù)值試井解釋應(yīng)用流程及其正確性驗證[J].油氣井測試，2013，22(1):37-40.

[5] 劉立明，陳欽雷.單向流數(shù)值試井模型[J].油氣井測試，2001，10(4):11-14.

[6] 王禹川，王怒濤，唐剛，等.哈拉哈塘地區(qū)縫洞型碳酸鹽巖油藏單井生產(chǎn)特征[J].特種油氣藏，2012，19(3):87-89.

[7] 陳利新，程漢列，高春海，等.哈拉哈塘油田碳酸鹽巖儲層試井特征分析[J].油氣井測試，2015，24(2):16-18.

[8] 陳利新，程漢列，楊文明，等.哈拉哈塘碳酸鹽巖儲層試井與生產(chǎn)特征分析[J].斷塊油氣田，2015，22(4):501-504.

Numerical Well Test Research in Halahatang Carbonate Reservoir

CHENGHanlie1,2WANGLianshan2WANGJianmin1LIUYong3ZHUYi3ZHANGLei2

(1. School of Earth Sciences and Engineering, Xi′an Shiyou University, Xi′an 710065, China; 2. LandOcean Energy Services Co. Ltd., Korla Xinjiang 841000, China; 3. Development Department of Tarim Oilfield Company, Korla Xinjiang 841000, China)

This paper discusses complexity of well testing interpretation for fracture-vug carbonate reservoir and the limitations of conventional well test based on Halahatang carbonate reservoir characteristics. Numerical well testing technology can be well combined with reservoir geological features to construct finite element numerical well testing model for fitting analysis to determine the reservoir parameters, calculate the OGIP and analysis of reservoir boundary features in different seepage zone. This paper also puts forward measures for the two typical types of reservoir in the study area: large area with multiple holes and constant volume control area. The application examples show that the numerical well testing technique can more effectively describe the real situation of reservoir, and it also provides theoretical basis for the later development measures.

fracture-vug reservoir; numerical well test; seepage characteristics; well stimulation

2016-02-11

國家科技重大專項“塔里木碳酸鹽巖油藏重大開發(fā)試驗”(2011ZX05004-004)

程漢列(1989 — )，男，工程師，西安石油大學(xué)在讀碩士研究生，研究方向為油氣藏工程及油氣田動態(tài)分析。

TE353

A

1673-1980(2016)05-0035-04