海上油氣田J函數約束飽和度地質建模方法

2016-06-25 07:13:36廖恒杰秦德文

石油地質與工程 2016年1期

程　超，蔡　華，廖恒杰，秦德文，陳　波，黃　鑫

(中海石油(中國)有限公司上海分公司，上海 200030)

海上油氣田J函數約束飽和度地質建模方法

程超，蔡華，廖恒杰，秦德文，陳波，黃鑫

(中海石油(中國)有限公司上海分公司，上海 200030)

摘要：儲集層三維地質建模過程中，一般以探井和生產井測井解釋飽和度資料為基礎，通過隨機模擬方法建立飽和度地質模型，但所建飽和度模型大多不能真實反映油氣藏原始飽和度分布。特別是對于海上油氣田，探井和生產井數少，初期投產生產井數更少，難以建立反映油氣藏原始飽和度分布的飽和度模型。以東海西湖凹陷X氣田為例，提出一種J函數約束飽和度地質建模方法，該方法使用J函數校正氣田中后期不同程度水淹生產井含氣飽和度，同時建立含氣飽和度建模的約束趨勢面，使建立的含氣飽和度地質模型更加接近氣藏原始含氣飽和度分布，為儲量復算和油藏數值模擬提供了可靠依據。

關鍵詞：西湖凹陷；原始含氣飽和度；毛管壓力曲線；J函數；飽和度地質建模

目前，儲層含油(氣)飽和度的確定方法主要有：巖心直接測定法[1]、經驗模型法[2]、測井資料解釋法[3-4]和毛管壓力曲線法[5-6]。毛管壓力曲線法主要利用巖心實驗分析毛管壓力曲線計算儲層的原始含油(氣)飽和度。巖心直接測定法是最直接、最準確的儲層飽和度確定方法，要求被測定的巖石保持地下原始狀態，實現起來非常困難，且費用昂貴。毛管壓力曲線法計算的儲層飽和度與巖心直接測定法分析的飽和度非常接近，在沒有巖心直接測定分析飽和度條件下，可以作為檢驗其它方法得到的飽和度的正確性的標準[7]。

對于開發成熟的油氣田，利用J函數建立飽和度模型，更符合油氣田開發實際[8-9]。從毛管壓力曲線得到的J函數來建立含油(氣)飽和度場的方法，從而建立三維精細地質模型，可以更真實地反映出地層的原始含油(氣)狀態，為儲量復算和油藏數值模型提供準確依據[2]。

1利用毛管壓力確定儲層原始含油(氣)飽和度

以東海西湖凹陷X氣田為例，該氣田具有不同的斷塊，各斷塊具有不同的氣水界面。首先利用各斷塊探井和早期生產井測井解釋結果綜合確定氣水界面，再利用J函數對壓汞曲線進行適當的轉換，計算相應的飽和度[10-11]，步驟如下：

(1)對于給定的氣水界面，按式(1)計算氣柱高度：

(1)

式中：H——氣柱高度，m；Hgwc——氣水界面(自由水界面)深度，m；Hr——氣藏構造深度，m；ρw、ρg——分別為水、氣密度，g/cm3。

(2)將實驗室測量的毛管壓力曲線按式(2)轉換為氣藏條件下的毛管壓力曲線：

(2)

式中：pcr、pcl——分別為氣藏條件下和實驗室的毛管壓力，MPa；σr、σl——分別為氣藏條件下和實驗室的界面張力，mN/m；θr、θl——分別為氣藏條件下和實驗室的潤濕接觸角。不同流體的潤濕接觸角和界面張力見表1。

表1　界面張力和潤濕接觸角數據

(3)將氣藏條件下的毛管壓力曲線按式(3)轉換成J函數：

(3)

式中：K——滲透率，10-3μm2；φ——孔隙度，%。

(4)根據X氣田Y8氣藏9條巖心實驗毛管壓力曲線數據，可以獲得J(Sw)函數與含氣飽和度的關系，如圖1所示，其關系式為：

J(Sw)=0.1341Sw-1.6371，R2=0.9572

(4)

圖1　巖心J(Sw)與Sw關系圖

(5)綜合上述(1)、(2)、(3)、(4)式，得出含水飽和度計算公式(5)。油藏條件下，含水飽和度為氣柱高度、滲透率、孔隙度3參數的函數，其關系式為：

(5)

式中：Sw——含水飽和度，%；H——氣柱高度，m；φ——孔隙度，%；K——滲透率，10-3μm2。

2三維含氣飽和度地質模型的建立

2.1利用毛管壓力資料校正中后期生產井飽和度

X12井是東海西湖凹陷X氣田的一口中后期生產井，X12井鉆遇的Y8氣藏儲量約占整個氣田儲量的1/3，X12井Y8氣藏縱向發育3套泥巖夾層(3 265.7～3 272.0 m、3 281.3～3 283.3 m、3 287.5～3 296.0 m)。X12井投產之前，已有部分生產井開發Y8氣藏，從圖2可以看出，上部夾層(3 265.7～3 272.0 m)之上的砂體測井解釋飽和度與毛管壓力方法計算飽和度誤差在5%以內，無水侵，處于原始飽和度狀態(上部夾層對邊底水有效的遮擋)；上部夾層之下的砂體毛管壓力方法計算的含水飽和度比測井解釋含水飽和度低20%左右，水侵明顯。對X12井Y8氣藏上部夾層之上的砂體進行了射孔生產，經PLT測試證實Y8氣藏日產天然氣1.6×104m3/d，不產水。類似X12井的中后期水侵明顯的生產井，可以使用毛管壓力方法計算和校正其測井解釋飽和度，得到氣藏投產初期井點處原始飽和度值，進而作為飽和度地質建模的有效井點。對于探井和初期投產井數很少，中后期生產井數相對較多的海上油氣田，更應該如此。

圖2　X12井Y8層測井飽和度與毛管壓力飽和度對比

2.2建立飽和度模擬的二維約束趨勢面

從式5可以看出，東海西湖凹陷X氣田氣藏原始飽和度為氣柱高度、滲透率、孔隙度三參數的函數。對三參數對飽和度的變化敏感性分析表明，氣柱高度對飽和度的影響大小是滲透率、孔隙度參數對飽和度影響大小的兩倍。故采用Y8氣藏的平均滲透率、孔隙度，按照式(5)計算氣柱高度與含水飽和度的關系(圖3)。結合Y8氣藏構造特征，制作飽和度建模二維約束趨勢面。

圖3　Y8氣藏氣柱高度與飽和度交會關系

2.3J函數約束飽和度模型與常規飽和度模型對比

Y8氣藏為一完整背斜形態，呈北北東向展布，西翼陡東翼緩，X2井為構造高點，X4、X7、X8、X12井為構造腰部，構造向四側傾伏。X12井處于構造北部，為后期投產生產井，其余井分布于構造中南部，為初期投產生產井。以構造中南部5口生產井測井解釋結果為基礎，采用序貫高斯模擬方法，建立常規飽和度地質模型(圖4)，從該模型可以看出，構造北部含氣飽和度偏低，且中南部構造低部含氣飽和度偏高，不能反映Y8背斜氣藏由構造高部向四側構造低部含氣飽和度逐漸降低的一般氣藏氣水分布規律。本次首先使用毛管壓力J函數方法校正北部X12井飽和度(圖2)，再利用飽和度與氣柱高度的關系(圖3)制作飽和度隨機模擬的二維趨勢面，最后使用序貫高斯模擬方法建立飽和度地質模型(圖5)。該飽和度地質模型能夠更加真實地反映氣藏原始含氣飽和度分布。