中東H油田儲層綜合評價方法研究

張亞蒲，楊正明，朱光亞，郭和坤，梅士盛

(1.中國科學院大學滲流流體力學研究所，河北 廊坊 065007；2.中國石油勘探開發研究院廊坊分院，河北 廊坊 065007；3.中國石油勘探開發研究院，北京 100083；4.振華石油控股有限公司，北京 100031)

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中東H油田儲層綜合評價方法研究

張亞蒲1，2，楊正明1，2，朱光亞3，郭和坤1，2，梅士盛4

(1.中國科學院大學滲流流體力學研究所，河北 廊坊 065007；2.中國石油勘探開發研究院廊坊分院，河北 廊坊 065007；3.中國石油勘探開發研究院，北京 100083；4.振華石油控股有限公司，北京 100031)

中東H油田屬于低滲碳酸鹽巖油藏，該類油藏儲層復雜，常規砂巖的儲層評價方法不適用，有必要開展低滲碳酸鹽巖油藏儲層評價方面的研究工作。基于大量的室內巖心實驗，將分析結果與現場生產實際相結合，優選出主流喉道半徑、可動流體百分數、啟動壓力梯度和原油黏度4個評價參數，對儲層進行了綜合評價。研究表明：低滲透碳酸鹽巖儲層主要受喉道控制，喉道的大小決定了儲層滲透通道的好壞；滲透率和可動流體百分數存在較好的半對數關系，可動流體百分數的大小體現低滲碳酸鹽巖儲層的開發潛力。基于以上研究，劃分了低滲碳酸鹽巖油藏四元參數分類界限，建立了低滲碳酸鹽巖油藏儲層綜合評價方法。評價結果與中東H油田6個主力層試釆結果吻合程度較好。該評價方法可有效指導油田開發初期產能區塊的優選。

低滲碳酸鹽巖油藏 ；儲層評價；喉道；可動流體；啟動壓力梯度

0 引 言

中東H油田為“超巨型”低滲碳酸鹽巖儲層。該油田處于開發初期，需對儲層進行綜合評價。目前碳酸鹽巖儲層評價方法主要存在以下幾個方面的問題：一些學者采用參數定性[1]或半定量[2]的評價方法，人為影響較強，不易操作；一些學者采用單因素參數評價[3-8]和多因素參數評價[9-10]，單因素參數評價不能全面反映儲層特征，而多參數的儲層評價方法中，各參數往往信息重疊[9-11]，難以對眾多參數進行綜合考慮；現有的低滲碳酸鹽巖儲層評價中很少考慮低滲透儲層滲流特征。由于碳酸鹽巖與砂巖儲層特征差別較大，比較成熟的低滲砂巖油藏儲層評價方法不適用于低滲碳酸鹽巖油藏。因此，選取H油田代表性樣品，利用恒速壓汞、核磁共振和低滲透物理模擬等實驗手段，從流固特征及流固相互作用3個方面系統地研究影響油田開發的主要因素，提出并優選了儲層評價參數，建立了低滲碳酸鹽巖油藏儲層綜合評價方法，該研究可為中東地區該類油藏的開發提供技術支持。

1 低滲碳酸鹽巖儲層評價參數

對于常規油氣藏來說，孔隙度和滲透率是儲層評價的關鍵參數。根據室內實驗測得的H油田樣品孔隙度和滲透率結果分析，這2個參數沒有很好的相關性，說明碳酸鹽巖儲層十分復雜，因此，引入新的評價參數十分必要。

1.1 主流喉道半徑

主流喉道半徑是指喉道對滲透率累計貢獻達到80%時所對應的喉道半徑，是表征低滲儲層微觀孔隙結構的重要參數。該文利用恒速壓汞技術對低滲碳酸鹽巖樣品進行孔喉測試分析(圖1)。

圖1 不同滲透率巖樣孔喉分布曲線

由圖1可知：不同滲透率巖心，孔道的大小和分布特征差別不大，其主要差別體現在喉道大小及分布上，這說明喉道的大小決定了低滲碳酸鹽巖儲層滲透性的好壞；滲透率越低，喉道半徑分布越集中于低值區，且展布范圍窄，峰值高；滲透率越高，展布范圍向高值區擴展，且峰值降低；滲透率小于1×10-3μm2的巖心喉道半徑分布集中在1 μm以下；滲透率在1×10-3～10×10-3μm2的巖心喉道半徑分布集中在3 μm以下；滲透率大于10×10-3μm2的巖心喉道半徑展布范圍更寬，喉道半徑分布頻率均勻。由此可以看出，主流喉道半徑對儲層評級的影響至關重要。主流喉道半徑越大，對滲透率貢獻的喉道分布范圍越寬，大喉道分布頻率越高，儲層的滲流能力越強；反之，滲流能力越弱。

1.2 可動流體百分數

低滲油藏中，如果流體受到巖石骨架的作用力小，在一定的外力驅動作用下可以流動，這部分流體稱為可動流體。可動流體百分數就是表示可流動流體占全部流體的百分數，是評價低滲儲層開發潛力的重要參數，能準確反映低滲透儲層開發潛力的大小[12]。利用核磁共振儀對13塊低滲碳酸鹽巖樣品進行了測試(圖2)，結果顯示，可動流體百分數與滲透率有很好的相關性。選取其中9塊樣品進行水驅油實驗，建立可動流體百分數與驅油效率的關系(圖3)。

由圖3可知：可動流體百分數與驅油效率有很好的相關性，可動流體百分數越大，驅油效率越高。因此，可動流體百分數可用于預測低滲碳酸鹽巖的開發效果。

圖2 滲透率和可動流體百分數的關系

圖3 可動流體百分數與驅油效率的關系

1.3 啟動壓力梯度

啟動壓力梯度是表征固液作用的一個重要參數，能夠體現低滲儲層開發的難易程度。低滲碳酸鹽巖儲層的喉道半徑小，流體受到的固液作用較強[12]，對應的啟動壓力梯度值較大。利用H油田低滲巖心滲流實驗，得到啟動壓力梯度與滲透率的關系(圖4)。由圖4可知，當巖心滲透率小于1×10-3μm2時，啟動壓力梯度隨滲透率的減小而急劇增大，其值大于0.09 MPa/m；當巖心滲透率為1×10-3～10×10-3μm2時，由于喉道半徑變大，啟動壓力梯度小于0.09 MPa/m。啟動壓力梯度值大，說明儲層中流體需要克服較大的固液阻力才能流動；啟動壓力梯度值越小，固液之間的作用力越小，流體需要克服的阻力越小，流動越容易，宏觀上表現為儲層開發更容易。

圖4 低滲碳酸鹽巖儲層啟動壓力梯度與滲透率的關系

1.4 原油黏度

原油黏度是表征儲層中流體性質的一個參數，而流體性質也正是影響流體滲流方式和固液作用的根本原因。因此，原油的黏度是儲層評價中必須要考慮的參數。

中東低滲碳酸鹽巖H油藏主力層位分為6層，其原油黏度為0.82、1.30、0.88、1.84、1.84、3.20 mPa·s。原油黏度越高，其流動性越差，開發效果越差。

綜合以上研究，主流喉道半徑、可動流體百分數、啟動壓力梯度及原油黏度4個參數既能表征一定的物理意義，又能體現低滲碳酸鹽巖儲層的本質特征，且綜合反映了油田開發的難易程度。因此，將其作為低滲碳酸鹽巖儲層評價的參數。

2 低滲碳酸鹽巖油藏儲層綜合分類方法

2.1 儲層評價參數的單因素分類界限

結合油田現場生產特征及大量的室內實驗數據，確定了4個儲層評價參數的分類界限(表1)：一、二類儲層表示用常規開發技術容易動用；三類儲層表示用常規開發技術較難動用，但可以通過技術攻關解決；四類儲層是指用常規開發技術不能動用，需要通過壓裂、人工造縫等技術才能動用。

表1 低滲透碳酸鹽巖儲層評價參數的單因素分級界限

2.2 儲層綜合評價方法

主流喉道半徑、原油黏度、可動流體百分數、啟動壓力梯度分別體現了儲層孔喉特征、流體性質以及流固作用，4個參數共同決定了儲層開發的難易程度。因此，需要利用4個參數對儲層進行綜合評價。模糊綜合評價方法或者神經網絡方法是目前常用的儲層評價方法，但是這2種方法都需要確定各參數的權重，應用時難于操作。根據上面的研究結果可以看出：主流喉道半徑、可動流體百分數與油藏開發效果呈正相關關系；啟動壓力梯度、原油黏度與油藏開發效果呈負相關關系。因此，提出低滲碳酸鹽巖油藏四元綜合分類系數：

(1)

式中：Feci為綜合分類系數；λ為啟動壓力梯度，mPa/m；λstad為標定啟動壓力梯度，mPa/m；μ為原油黏度，mPa·s；μstad為標定原油黏度，mPa·s；So為可動流體百分數，%；Sostad為標定可動流體百分數，%；rm為主流喉道半徑，μm；rmstad為標定主流喉道半徑，μm。λstad、μstad、Sostad、rmstad分別為通過實驗獲得相應儲層的標定參數。

通過大量數據分析得到：低滲碳酸鹽巖油藏一類儲層Feci≥5.0；二類儲層5.0>Feci≥3.5；三類儲層3.5>Feci≥1.5，四類儲層Feci<1.5。Feci綜合分類系數越高，儲層越好，越容易開發；其值越小，表明該儲層越難動用。對中東H低滲碳酸鹽巖油藏6個主力層進行儲層綜合評價(表2)。

(1) 綜合評價方法比單一參數法更能全面體現儲層整體特征。儲層F的原油黏度屬于二類儲層，而該層的主流喉道半徑大、可動流體百分數高，整體屬于一類儲層。

表2 6個主力層儲層綜合評價結果

(2) 綜合評價結果：儲層A、B、C屬于四類儲層；儲層D屬于三類儲層；儲層E屬于二類儲層；儲層F屬于一類儲層。根據現場提供的6個主力層位的試采結果得到平均半采油指數，綜合評價結果與6個主力層的試采效果一致。

3 結 論

(1) 根據低滲碳酸鹽巖儲層特點，優選并提出了主流喉道半徑、可動流體百分數、啟動壓力梯度和原油黏度4個參數為儲層評價參數。

(2) 確定了低滲碳酸鹽巖油藏四元參數分類界限，建立了低滲碳酸鹽巖油藏儲層綜合評價方法。利用該方法對中東H油田6個主力儲層進行了評價分類，結果與試釆開發效果相吻合。該方法為中東類似的碳酸鹽巖儲層綜合評價提供了參考。

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編輯 朱雅楠

20160616；改回日期：20160820

中國石油天然氣股份有限公司“十二五”重大科技專項子課題“中東地區碳酸鹽巖油藏整體優化部署及提高采收率技術研究與應用”(11.2011E-2501.X.01)；中國石油勘探開發研究院院級課題“中東碳酸鹽巖油藏注海水驅油開發機理及注海水水質標準研究”(2012Y-055)

張亞蒲(1981-)，女，工程師，2003年畢業于河北大學工程力學專業，2006年畢業于中國科學院研究生院滲流流體力學研究所流體力學專業，獲碩士學位，現從事低滲透油藏儲層評價及滲流機理方面的研究工作。

10.3969/j.issn.1006-6535.2016.06.027

TE319

A

1006-6535(2016)06-0119-04