常見酸壓壓降評價方法與儲層特征相關性研究

王曦 （中石化華東油氣分公司安全環保處，江蘇 南京210019）

碳酸鹽巖油藏在世界已發現油藏中占有重要位置，已發現碳酸鹽巖油藏儲量約占總儲量的50%左右，產量占60%左右［1］。隨著碳酸鹽巖的酸壓改造應用越來越廣泛，如何對碳酸鹽巖酸壓效果進行準確合理的評價是目前面臨的難題。提出利用G函數、裂縫凈壓力雙對數曲線、酸壓后不穩定試井等方法，建立了一套酸壓壓降評價方法對儲層特征定性判別的評價體系。

1 碳酸鹽巖儲層類別劃分

縫洞型碳酸鹽巖油藏屬于改造型油藏，儲集空間往往由孔、洞、縫穿層組合，具有儲層連通網絡多變、裂縫切割展布規律復雜、流體性質多變等特點。根據測井評價的經驗和油田地質對碳酸鹽巖儲層分類方法，將碳酸鹽巖儲層分為3類：

Ⅰ類儲層即縫洞型儲層。表現為深淺側向電阻率曲線顯示較低的電阻率值，且出現正幅度差。縫洞中含有泥質成分，導致自然伽馬比純灰巖段的略高，聲波時差和中子孔隙度增大，密度降低。當出現大的溶洞時，雙側向電阻率急劇下降，井徑明顯增大，聲波時差、中子孔隙度明顯高值，密度異常降低。

Ⅱ類儲層即裂縫型儲層。其孔、洞均不發育，以裂縫為主。表現為深淺側向電阻率呈中－較高值，且深淺側向電阻率曲線大部分呈正幅度差，局部略有擴徑，自然伽馬特征與致密灰巖段相近，3條孔隙度測井曲線與致密灰巖差異不大，FMI（地層微電阻掃描成像）圖像主要是明顯的裂縫顯示。

Ⅲ類儲層即孔、洞、縫均不發育的儲層。電阻率顯示高阻，且深淺側向電阻率曲線基本重疊，井徑接近鉆頭直徑，自然伽馬顯示為低值，3條孔隙度測井曲線接近骨架值。

2 酸壓壓降評價方法與儲層特征響應

2.1 G函數曲線評價

G函數曲線顯示酸壓壓降，可以得出壓降的疊加導數與時間的函數關系，在疊加導數曲線上添加一條切線，切線開始偏離數據曲線的地方可以評估壓裂裂縫的閉合。在一個診斷壓裂注入試驗之后，采用G函數導數分析來識別濾失機制［2］。

G函數曲線是判斷地層濾失特征和儲層類型的重要方法，但是碳酸鹽巖儲層類型復雜，非均質性強，不同儲層類型的G函數曲線形態與典型G函數曲線形態有很大的區別。通過對M油田碳酸鹽巖不同儲層類型50井次的酸壓壓降G函數模擬分析，得出了不同儲層類型的G函數 （圖1）。Ⅰ類儲層的G函數曲線形態微裂縫發育型濾失特性比例占66.7%，說明儲層縫洞發育良好，酸壓后改造效果較好。Ⅱ類儲層多數出現了微裂縫發育型的濾失特性，但開始大量出現標準濾失型曲線，表明儲層儲集空間開始變差。Ⅲ類儲層開始大量出現裂縫端部延伸型濾失特性曲線，這說明基質孔隙型儲層酸壓施工過程中地層濾失較少，停泵之后裂縫還會繼續向前延伸。

通過G函數曲線對不同儲層類型的閉合壓力梯度及液體效率分析可知 （圖2），Ⅰ類儲層大部分由于儲層發育的原因，酸壓井閉合壓力較低，液體效率較低；Ⅱ類儲層閉合壓力梯度、液體效率較Ⅰ類儲層要高；Ⅲ類儲層為基質孔隙型儲層，地層液體濾失較小，液體效率最高，但是由于閉合壓力梯度小，施工時要特別注意控制縫高，以防壓穿隔層溝通水層。

圖1 不同儲層類型G函數曲線形態

圖2 不同儲層類型對應的地質特征

2.2 凈壓力曲線評價

凈壓力是指酸壓裂縫內流體流動壓力與地層巖石閉合壓力的差值［3］。裂縫凈壓力與時間的雙對數斜率代表了各種裂縫幾何形態和延伸模式，可以作為一種診斷工具來解釋壓裂過程［4］。分析方法假定：測試壓力反映實際壓裂的特征，折算為近井筒效應，而且施工期間泵注速率和液體特性相對不變。對M油田碳酸鹽巖儲層47井次的酸壓效果綜合分析，可以得出凈壓力雙對數曲線的形態與儲層縫洞發育有著十分密切的聯系。通過對凈壓力曲線分類，可以定性判斷井周圍的縫洞發育情況從而預測酸壓效果。具體分為3類：①下降型，表明儲層有發育大的裂縫、溶洞，酸壓后可以獲得較高的產量且穩產期長；②先降后穩型，表明儲層天然裂縫、小型溶洞或半充填溶洞較發育，酸壓后油井可以有效建產，但后期產量下降幅度大，或者相當一部分井后期見水，較大地影響了產量；③先降后升型，表明近井筒周圍裂縫或者微裂隙發育，但遠端儲層發育不好或者有高應力遮擋層。

對3類儲層凈壓力曲線 （圖3）分析可知，Ⅰ類儲層包含3種類型的凈壓力曲線，下降型沒有占據絕大多數，可能是因為Ⅰ類儲層發育的縫洞雖然規模較大，但人工裂縫并未溝通，導致了Ⅰ類儲層酸壓井出現了大量的Ⅱ、Ⅲ類型凈壓力曲線。Ⅱ類儲層的凈壓力曲線類型以先降后穩和下降曲線特征為主，凈壓力平均值2.6MPa（圖4），限制了裂縫在垂直方向上的延伸，保證了縫長的穩定增長。Ⅲ類儲層凈壓力曲線類型主要表現為下降型和先降后升型，凈壓力平均3.5MPa（圖4），裂縫容易垂向延伸。這與G函數分析結果一致。

2.3 試井曲線評價

大多數靜態信息只能代表近井地帶極為有限范圍的地層，用這類靜態信息評價非均質性極強的油藏局限性很大，作為動態信息的試井資料則在較大程度上克服了這一缺點［6，7］。通過統計分析M油田碳酸鹽巖46井次的實測壓力恢復曲線，將不同儲層酸壓后實測壓力恢復曲線劃分為：

1）Ⅰ類儲層試井曲線 關井初期壓力恢復速度快，在短時間內基本恢復到最高測壓，關井初期恢復速度0.3MPa／h，日恢復速度7.2MPa，壓力恢復幅度相對較大 （大于1MPa）。壓力導數曲線 （圖5）形態前期為大型溶蝕孔洞形成的徑向流段，后期導數曲線呈現持續上翹，為物性變差所引起。物性變差的低滲區的滲流能力是影響上翹幅度的主要因素。

圖3 不同儲層類型對應凈壓力曲線形態

圖4 不同儲層類型對應凈壓力值

2）Ⅱ類儲層試井曲線 關井后壓力無明顯的快速恢復，在合理的壓力恢復測試時間內基本能夠恢復平穩，壓力恢復幅度相對較大 （大于1MPa）。壓力導數曲線 （圖6）由裂縫和微細裂縫、溶蝕孔隙組成了雙重介質，代表縫洞型儲層。與視均質不同是其中大的裂縫作為流體的主要滲流通道，微細裂縫和溶蝕孔隙作為主要的儲集體。

3）Ⅲ類儲層試井曲線 關井后壓力一直呈爬坡狀恢復，壓力恢復幅度在0.5～2MPa，由壓力恢復終值計算的壓力系數較低，部分井的壓力系數小于1。由于產能低，井口關井、壓力計未下至油氣層中部等原因，在實際錄取的試井曲線 （圖7）中，早期多表現出明顯的純 （變）井筒特征，影響了裂縫線性流的表現。

圖5 Ⅰ類儲層試井曲線

圖6 Ⅱ類儲層試井曲線

圖7 Ⅲ類儲層試井曲線

3 現場應用

A井酸壓施工層段測井解釋Ⅰ類儲層3層13m、Ⅱ類儲層6層20m；錄井顯示5層油跡23m。設計壓裂液180m3、酸液200m3，酸壓施工曲線如圖8所示，注凍膠期間壓力較為平穩；注酸過程中，套壓快速大幅下降至0，顯示酸壓裂縫溝通了有效的儲集體。A井酸壓后通過G函數曲線計算得閉合壓力64MPa，閉合壓力梯度1.18MPa／100m，裂縫閉合時間10.1min，由此分析出儲層呈微裂縫發育型，多裂縫特征也十分明顯，符合Ⅰ、Ⅱ類儲層G函數曲線特征。酸壓后凈壓力曲線如圖9所示，關井初期壓力恢復速度快，壓力恢復測試時間內基本能夠恢復平穩，壓力恢復幅度大于1MPa。試井雙對數－導數曲線如圖10所示，早期階段導數曲線和雙對數曲線近平行分開，導數曲線點跳動較大。其地質意義為酸蝕縫縫寬經過改造流動狀況顯著改善，但流動能力仍比大型原生縫洞帶差，這符合Ⅰ、Ⅱ類儲層雙對數－導數曲線特征。

圖8 A井酸壓施工曲線

4 結論

1）Ⅰ類儲層大部分由于儲層發育的原因，酸壓井閉合壓力較低，液體效率較低；Ⅱ類儲層閉合壓力梯度、液體效率較Ⅰ類儲層要高；Ⅲ類儲層液體效率最高，但是由于閉合壓力梯度小，施工時要特別注意控制縫高，以防壓穿隔層溝通水層。

2）凈壓力曲線和具體的單井酸壓目的層儲集體有關。如果儲集體縫洞發育，凈壓力曲線類型多為下降型和下降穩定型；儲集體欠發育，曲線類型多為先降后升型。考慮關井恢復壓力與生產壓差的關系，把關井恢復壓力為1MPa作為劃分儲層特征的閾值，依據實測壓力恢復曲線的恢復特征及其對應的壓力導數曲線特征來劃分儲層類型。運用3種評價方法對某井區A井應用儲層特征定性判別，驗證了酸壓壓降評價方法判別儲層特征響應性明顯。

圖9 A井酸壓后凈壓力曲線

圖10 A井試井雙對數－導數曲線

［1］ 陳志海，戴勇 .深層碳酸鹽巖儲層酸壓技術現狀與展望 ［J］.石油鉆探技術，2005，33（1）：58～61.

［2］ 劉先靈 .水力壓裂實時監測及解釋技術研究與應用 ［D］.成都：西南石油大學，2003.

［3］ 任勇 .酸壓停泵壓力分析模型和解釋方法研究 ［D］.成都：西南石油大學，2005.

［4］ 嚴濤 .壓裂井試井理論與方法研究 ［D］.成都：西南石油大學，2004.

［5］ 張玉廣 .擴展“G函數”模型在火山巖測試壓裂參數解釋中的應用——以大慶油田徐深氣田為例 ［J］.天然氣工業，2013，33（4）：61～65.

［6］ 陳志海，戴勇，郎兆新 .縫洞性碳酸鹽巖油藏儲層滲流模式及其開采特征 ［J］.石油勘探與開發，2005，32（3）：101～105.

［7］ 郭大立，陳汶濱，趙金洲.壓裂后壓降分析新方法 ［J］.石油鉆采工藝，1997，19（4）：70～74.