鄭金定，張 章，石洪福，李媛婷，秦天寶

(中海石油(中國)有限公司天津分公司，天津 300459)

由于受到地表空間限制，海上油田開發(fā)一般采用多層合采的開發(fā)模式，單井產(chǎn)能是各小層產(chǎn)能的綜合體現(xiàn)。在單井產(chǎn)能釋放過程中，受層間物性干擾、壓力干擾、水淹干擾、污染干擾等因素影響，導(dǎo)致多層薄互層砂巖油藏產(chǎn)能預(yù)測難度極大。前人對于定向井的產(chǎn)量預(yù)測方法較多，但主要利用多元主控因素(包括流體性質(zhì)、層間干擾系數(shù)、完井方式、校正系數(shù)等因素)定量耦合、巖心實(shí)驗(yàn)、油藏工程等方法，建立產(chǎn)能預(yù)測模型[1-12]。實(shí)踐表明，對于薄互層油藏，縱向干擾系數(shù)影響因素眾多，并存在較大的不確定性，導(dǎo)致產(chǎn)量預(yù)測難度大，影響新井優(yōu)化部署。本文以渤海L油田為例，利用生產(chǎn)測井資料，以小層為單元分析儲(chǔ)層品質(zhì)對產(chǎn)能的影響，探索不同類型儲(chǔ)層的產(chǎn)能初值及其產(chǎn)出層比例情況，建立海上多層薄互層砂巖油藏產(chǎn)量預(yù)測新模型，指導(dǎo)新井鉆前的優(yōu)化部署。

1 油田概況及存在問題

渤海L油田屬于復(fù)雜河流相特大型油田，主力含油層發(fā)育于新近系明化鎮(zhèn)組下段和館陶組，具有“含油跨度長、油層厚度大、小層數(shù)量多、薄互層發(fā)育”四大特征。實(shí)鉆資料顯示，含油層段地層厚度100～600 m，單井鉆遇油層厚度30～160 m。巖性以含礫中細(xì)砂巖、中細(xì)砂巖為主，薄層泥巖占比高，砂巖百分含量為16.7%～33.2%，平均29.3%。L油田主要含油目的層可劃分為13個(gè)油組，其中明化鎮(zhèn)組下段發(fā)育5個(gè)油組，館陶組發(fā)育8個(gè)油組，又可細(xì)分為47個(gè)小層。儲(chǔ)層物性具有中高孔、高滲特征，孔隙度為21%～35%，滲透率為50×10-3～2 500×10-3μm2。目前，L油田處于中高含水階段，正在實(shí)施層系井網(wǎng)的綜合調(diào)整。在隨鉆實(shí)施過程中，以提高新井初期產(chǎn)能和采收率為目標(biāo)，深化儲(chǔ)層逐級分類刻畫。針對薄互層油藏，參考行業(yè)規(guī)范，根據(jù)儲(chǔ)層厚度、砂地比、物性、非均質(zhì)性等參數(shù)，將L油田館陶組儲(chǔ)層劃分為三種類型：Ⅰ類儲(chǔ)層厚度大，物性和連續(xù)性好；Ⅱ類儲(chǔ)層厚度中等，連續(xù)性中等；Ⅲ類儲(chǔ)層多為孤立薄層(厚度小于2 m)，物性相對較差(表1)。L油田Ⅱ類和Ⅲ類儲(chǔ)層個(gè)數(shù)占比高達(dá)82%，屬于典型的薄互層油藏。

表1 渤海L油田儲(chǔ)層劃分標(biāo)準(zhǔn)及結(jié)果

一直以來，受大段合采開發(fā)模式以及薄互層發(fā)育的影響，L油田各層產(chǎn)出情況識(shí)別難度極大。多層合采條件下，薄層是否存在產(chǎn)量貢獻(xiàn)，且產(chǎn)能初值與主力層是否存在差異，不僅影響油田開發(fā)策略，也導(dǎo)致新井產(chǎn)量預(yù)測困難。以L10井與L13井兩口開發(fā)井為例，兩口井生產(chǎn)層位相同(L60～L100油組)、生產(chǎn)厚度均在72 m左右，生產(chǎn)壓差均為4.0 MPa，縱向地層壓力和水淹無差異。根據(jù)常規(guī)產(chǎn)量預(yù)測方法，兩井初期配產(chǎn)均為72～75 m3/d。在相同的生產(chǎn)管理狀態(tài)下，兩井初期日產(chǎn)量差異甚大，L10井初期日產(chǎn)量為113 m3，而L13井初期日產(chǎn)量僅為66 m3。根據(jù)儲(chǔ)層劃分原則，L10井生產(chǎn)層段中Ⅰ類儲(chǔ)層、Ⅱ類儲(chǔ)層、Ⅲ類儲(chǔ)層厚度占比分別為33.1%、47.8%、19.1%，L13井生產(chǎn)層段中Ⅰ類儲(chǔ)層、Ⅱ類儲(chǔ)層、Ⅲ類儲(chǔ)層厚度占比分別為15.7%、49.9%、34.4%，顯然兩井儲(chǔ)層品質(zhì)差異較大，L10井Ⅰ類儲(chǔ)層厚度比例是L13井的2.2倍(圖1)。常規(guī)產(chǎn)量預(yù)測方法忽略了儲(chǔ)層品質(zhì)對產(chǎn)能的影響，導(dǎo)致產(chǎn)量預(yù)測結(jié)果與實(shí)際偏差較大。因此，對于薄互層發(fā)育的海上多層砂巖油藏，需要對不同類型儲(chǔ)層產(chǎn)能及其產(chǎn)出比例進(jìn)行深入研究，提高薄互層油藏新井產(chǎn)量預(yù)測精度，為油田開發(fā)方案和調(diào)整方案提供有力保障。

圖1 L油田L(fēng)10井與L13井儲(chǔ)層類型對比

2 薄互層油藏新井產(chǎn)量預(yù)測

與常規(guī)儲(chǔ)層相比，薄互層油藏新井產(chǎn)能影響因素更多，層間干擾更為嚴(yán)重，新井產(chǎn)量預(yù)測精度難以提高。資料表明，油井產(chǎn)能影響因素既有孔喉結(jié)構(gòu)、儲(chǔ)層物性、沉積微相、儲(chǔ)層展布、儲(chǔ)層厚度等靜態(tài)參數(shù)，也有完井方式、水淹程度、生產(chǎn)壓差等開發(fā)因素[13-16]。基于L油田地質(zhì)油藏特征，重點(diǎn)研究儲(chǔ)層類型對新井初期產(chǎn)能的影響，實(shí)現(xiàn)新井科學(xué)配產(chǎn)。

2.1 不同類型儲(chǔ)層產(chǎn)能分析

L油田館陶組為淺水辮狀河三角洲沉積，經(jīng)歷了湖進(jìn)到湖退的一個(gè)長期旋回，主要發(fā)育辮狀河三角洲平原，以大型辮流河道、心灘沉積為主，局部存在辮狀河三角洲前緣及溢岸相沉積。根據(jù)沉積和儲(chǔ)層發(fā)育模式，將儲(chǔ)層品質(zhì)劃分為三類。Ⅰ類儲(chǔ)層主要位于主辮流帶，厚度大，橫向連通性好，實(shí)鉆測井水淹資料以及吸水剖面顯示，Ⅰ類儲(chǔ)層是主力吸水層，且實(shí)鉆Ⅰ類儲(chǔ)層均見強(qiáng)水淹，驗(yàn)證了Ⅰ類儲(chǔ)層連通性好。Ⅱ類儲(chǔ)層位于辮流帶邊緣或溢岸小型河道，厚度一般為2～5 m，水淹等資料顯示當(dāng)前井網(wǎng)能動(dòng)用；Ⅲ類儲(chǔ)層主要發(fā)育于洪泛期溢岸相及前緣相，厚度小于2 m，寬度50～200 m，多呈土豆?fàn)睿绑w方向性差。

針對薄互層發(fā)育的多層砂巖油藏，新井產(chǎn)能是各小層產(chǎn)能的綜合體現(xiàn)，開展以小層為單元的產(chǎn)能研究至關(guān)重要。一直以來受限于生產(chǎn)測井錄取資料和解釋方法等因素，導(dǎo)致各小層產(chǎn)出情況難以識(shí)別，特別是Ⅱ類和Ⅲ類儲(chǔ)層的產(chǎn)出貢獻(xiàn)。為了探索不同類型儲(chǔ)層的產(chǎn)能初值及其產(chǎn)出層比例情況，2021年陸續(xù)開展了61井次產(chǎn)出剖面測井二次解釋，解決縱向小層產(chǎn)量細(xì)分難的問題?；谏a(chǎn)測井資料，對于渦輪轉(zhuǎn)速響應(yīng)較好的單井，主要依靠渦輪轉(zhuǎn)速與電纜測速交會(huì)法確定井筒中流體視速度，再結(jié)合流體PVT參數(shù)、流動(dòng)模型、流體密度和持水率曲線得到各產(chǎn)出層分相產(chǎn)量；對于回流井等渦輪轉(zhuǎn)速響應(yīng)較差的單井，主要依靠溫度模型，結(jié)合流體密度和持水率曲線得到各產(chǎn)出層分相產(chǎn)量。通過二次解釋，實(shí)現(xiàn)不同類型儲(chǔ)層產(chǎn)出情況的定量表征。以B19井為例，該井二次解釋后各小層產(chǎn)出情況更為清楚，薄層存在產(chǎn)量貢獻(xiàn)(表2)。

表2 L油田B19井產(chǎn)出剖面資料二次解釋結(jié)果

根據(jù)生產(chǎn)測井二次解釋成果，L油田多層合采條件下，薄層有產(chǎn)出貢獻(xiàn)，甚至部分薄層存在注采受效。受儲(chǔ)層品質(zhì)和層間干擾影響，縱向產(chǎn)出差異很大。Ⅰ類儲(chǔ)層厚度大，物性好，新井初期平均米采油指數(shù)為1.39 m3/(d·MPa·m)，產(chǎn)出層比例為87.2%；Ⅱ類儲(chǔ)層厚度中等，物性較好，新井初期平均米采油指數(shù)為0.89 m3/(d·MPa·m)，產(chǎn)出層比例為71.6%；Ⅲ類儲(chǔ)層厚度小，多為薄層，物性相對較差，新井初期平均米采油指數(shù)為0.66 m3/(d·MPa·m)，產(chǎn)出層比例為51.6%(圖2)。顯然，在目前層系井網(wǎng)條件下，Ⅱ類和Ⅲ類儲(chǔ)層的產(chǎn)能較小，產(chǎn)出層比例較低。Ⅱ類儲(chǔ)層產(chǎn)能為Ⅰ類儲(chǔ)層的0.64倍，其產(chǎn)出層比例為Ⅰ類儲(chǔ)層的0.82倍；Ⅲ類儲(chǔ)層產(chǎn)能僅為Ⅰ類儲(chǔ)層的0.47倍，其產(chǎn)出層比例僅為Ⅰ類儲(chǔ)層的0.59倍。因此新井配產(chǎn)過程中，需充分考慮Ⅱ/Ⅲ類儲(chǔ)層產(chǎn)能情況，從而提高新井產(chǎn)量預(yù)測精度。

圖2 不同類型儲(chǔ)層產(chǎn)能和產(chǎn)出層比例統(tǒng)計(jì)結(jié)果

2.2 多層合采井產(chǎn)量預(yù)測

對于多層薄互層砂巖油藏，油田開發(fā)方案或綜合調(diào)整方案多以定向井為主，兼顧薄層開發(fā)。新井產(chǎn)能預(yù)測主要基于鄰井試采資料和生產(chǎn)動(dòng)態(tài)，折算得到預(yù)測含水條件下的米采油指數(shù)，礦場定向井產(chǎn)量預(yù)測公式如下：

Qo=Jo(fw)hΔP

(1)

式中：Qo為油井產(chǎn)量，m3/d；Jo(fw)為折算后某一含水率下的米采油指數(shù)，m3/(d·MPa·m)；h為單井生產(chǎn)厚度，m；ΔP為生產(chǎn)壓差，MPa。

顯然，上式?jīng)]有考慮不同類型儲(chǔ)層的產(chǎn)能差異，更適合于單層油藏或非均質(zhì)性較弱的多層油藏。對于薄互層發(fā)育的多層合采井而言，儲(chǔ)層類型多樣，各小層產(chǎn)出能力相差甚大?；贚油田儲(chǔ)層劃分標(biāo)準(zhǔn)，引入不同類型儲(chǔ)層的產(chǎn)能初值及其產(chǎn)出層比例，則單井產(chǎn)量預(yù)測公式如下：

(2)

式中：Joi(fw)為i類儲(chǔ)層折算某一含水率下的米采油指數(shù)，m3/(d·MPa·m)；Ki為i類儲(chǔ)層的產(chǎn)出層比例；hi為i類儲(chǔ)層的生產(chǎn)厚度，m。

3 應(yīng)用實(shí)踐

近年來，L油田正處于綜合調(diào)整階段，每年開展數(shù)十口調(diào)整井和開發(fā)井鉆前優(yōu)化，而新井產(chǎn)量預(yù)測是井位優(yōu)化的基礎(chǔ)。根據(jù)不同類型儲(chǔ)層的產(chǎn)能分析成果，利用考慮儲(chǔ)層品質(zhì)的產(chǎn)量預(yù)測新方法，已指導(dǎo)20口新井配產(chǎn)工作。通過近兩年部分新井的礦場生產(chǎn)數(shù)據(jù)來看，新方法單井產(chǎn)量預(yù)測誤差控制在15%以內(nèi)，單井平均預(yù)測日產(chǎn)油量66 m3，實(shí)際初期日產(chǎn)油量67 m3(圖3)。以近期實(shí)施的E50S2井和M07S2井為例，兩者生產(chǎn)厚度一致，含水率相近，但由于儲(chǔ)層結(jié)構(gòu)存在較大差異，E50S2井生產(chǎn)層段Ⅰ類儲(chǔ)層、Ⅱ類儲(chǔ)層、Ⅲ類儲(chǔ)層厚度占比分別為33.1%、47.8%、19.1%，而M07S2井生產(chǎn)層段Ⅰ類儲(chǔ)層、Ⅱ類儲(chǔ)層、Ⅲ類儲(chǔ)層厚度占比分別為50.2%、33.4%、16.4%，顯然M07S2井儲(chǔ)層類型和物性更為優(yōu)質(zhì)。因此，M07S2井鉆前配產(chǎn)68 m3/d，E50S2井鉆前配產(chǎn)58 m3/d，實(shí)際初期產(chǎn)量與預(yù)測基本一致(表3)。

圖3 L油田部分新井初期產(chǎn)量與預(yù)測產(chǎn)量對比

表3 L油田新井產(chǎn)量預(yù)測結(jié)果

4 結(jié)論

(1)渤海L油田薄互層發(fā)育的多層合采井，在目前層系井網(wǎng)條件下，Ⅱ類儲(chǔ)層與Ⅲ類儲(chǔ)層產(chǎn)能較小，且產(chǎn)出層比例較低，Ⅱ類儲(chǔ)層產(chǎn)能為Ⅰ類儲(chǔ)層的0.64倍，產(chǎn)出層比例為Ⅰ類儲(chǔ)層的0.82倍；Ⅲ類儲(chǔ)層產(chǎn)能僅為Ⅰ類儲(chǔ)層的0.47倍，產(chǎn)出層比例僅為Ⅰ類儲(chǔ)層的0.59倍。

(2)不同類型儲(chǔ)層產(chǎn)出能力相差甚大，因此新井產(chǎn)量預(yù)測需要充分考慮不同類型儲(chǔ)層產(chǎn)出情況，產(chǎn)量預(yù)測新方法更適合于薄互層發(fā)育的多層合采井。