瑪湖凹陷砂礫巖儲層分類與產能預測方法研究

蘇靜，楊璐，邵廣輝，林茂山，張艷麗，胡旋，董旭龍

1.中國石油新疆油田分公司勘探開發研究院，新疆 克拉瑪依 834000

2.中國石油招標中心新疆分中心，新疆 克拉瑪依 834000

3.中國石油集團測井有限公司地質研究院，陜西 西安 710000

4.中國石油集團測井有限公司吐哈分公司，新疆 哈密 839009

5.中國石油集團測井有限公司新疆分公司，新疆 克拉瑪依 834000

近年來圍繞瑪湖凹陷開展油氣勘探，發現了北部百口泉組、南部上烏爾禾組兩大油區，其中瑪湖凹陷二疊系烏爾禾組砂礫巖油藏展現出巨大的勘探前景[1]。準噶爾盆地環瑪湖凹陷南斜坡二疊系烏爾禾組為典型的礫巖儲層，其巖性及物性非均質性強、砂泥礫混雜、黏土含量高、孔隙結構復雜、物性差[2]。壓裂改造后井間產能差異大，靜態資料評價認識有時與試油結果不符，給試油及壓裂選層帶來困難。因此，亟需建立研究區砂礫巖儲層分類與產能預測模型。

儲層分類是油藏描述的重要內容之一，目前已有很多分類方法，主要分為兩類[3-6]：①基于儲層的宏觀參數進行儲層分類，如孔隙度，滲透率；②基于儲層的孔隙類型和孔隙結構進行儲層分類。儲層產能預測需要解決建立符合實際的產能預測模型以及校正各種影響因素兩個關鍵問題，從而提高儲層產能預測精度[7]。目前對于油田中儲層產能預測方法主要分為4類[8-9]：①基于試井、鉆桿地層測試、電纜地層測試資料的產能預測；②基于試井、試油、測井等資料的產能預測；③基于節點分析，獲得單井產能的解析解或半解析解；④基于油藏數值模擬得到研究區所有油氣井的動態產能。在油氣實際生產中，需要根據油氣勘探開發的不同階段、不同開發方式采用不同的產能預測方法。對于勘探過程中的產能預測，主要是對測井資料加以分析，獲得產能預測模型。測井資料主要反映地層的靜態屬性，采用較多的是產能指數法分析統計產能與地層滲透率、油氣含量、孔隙結構、有效厚度等參數的關系，構建各種產能指數模型，利用測井資料計算產能指數[10-15]。

不同地區的儲層分類標準和產能預測方法的效果不同，瑪湖凹陷砂礫巖儲層復雜，試油產能結果與預期符合度較差，儲層分類和產能預測受多重因素影響。為此，筆者基于地質錄井、測井、試油等各類數據，分析了瑪湖凹陷砂礫巖儲層的產能主控因素，提出新的儲層分類方法和產能預測方法，并對研究區的井段進行儲層分類和產能預測。

1 地質背景

準噶爾盆地中央坳陷瑪湖凹陷是中央坳陷分布最北的一個二級構造單元，凹陷內沉積巨厚泥巖，是準噶爾盆地最重要的烴源區之一[16-17]。整體構造特征具成排分布特點，斷背斜沿構造帶呈珠狀排列，是海西構造運動的產物。淺層逐步成為單斜構造，傾向南東。克百斜坡位于準噶爾盆地西北緣沖斷帶的中段，克百斷裂下盤斜坡帶，為一鼻隆構造，東北翼平緩，以斜坡向瑪湖凹陷過渡，南翼向中拐凸起傾斜。該凸起是石炭紀-二疊紀古隆起，主要形成于晚海西運動，佳木河組沉積后期該區被強烈抬升，凸起高部位地層遭受剝蝕。二疊紀中晚期，上二疊統上烏爾禾組超覆沉積于凸起之上，與下伏二疊系佳木河組呈角度不整合接觸；三疊系-侏羅系披覆其上，隆起幅度較小。燕山運動使凸起區進一步抬升，形成了向東南單傾的構造格局；喜馬拉雅運動期最終掀斜定型，但影響相對較弱。斜坡區受區域構造條件和沉積條件所限，斷裂相對較少，砂泥巖互層發育，所形成的油藏往往與巖性有關，多為構造背景下的巖性油藏。根據構造位置可將瑪湖凹陷劃分為4個區塊，即：以瑪東2井、鹽北4井為代表的瑪東斜坡區，以瑪131為代表的瑪北斜坡區，以艾湖1井、瑪18井為代表的瑪西斜坡區，以瑪湖1井、瑪湖8井為代表的瑪南斜坡區。

2 瑪湖凹陷砂礫巖儲層分類

2.1 宏觀流動系數

儲層分類是后續儲層產能預測的基礎，而致密砂礫巖儲層產能主要受儲層物性、孔隙結構、黏土含量、儲層厚度、地層壓力、壓裂改造等因素影響，不同的研究區域對應不同的儲層產能主控因素。考慮到試油方法和制度對最終試油結果影響較大，不能準確反映儲層的真實產能。因此，提出了宏觀流動系數(FH)來反映試油穩定期儲層的滲流能力和產液能力，它能更好地表示儲層的產能。宏觀流動系數FH的表達式為：

(1)

式中：Qs為累計產液量；Qf為壓裂液總液量；ps為壓力損失比；pfo為地層壓力；pfl為流壓；n、m為系數，根據產液時間和壓裂液類型確定。

為了研究宏觀流動系數與儲層類型之間的關系，統計了研究區33個試油層的日產液量，并計算了33個試油層的宏觀流動系數。建立宏觀流動系數與日產液量之間的關系如圖1所示。基于日產液量和宏觀流動系數，初步將儲層分為4類：Ⅰ類儲層，試油日產液量在25 t以上且FH大于4；Ⅱ類儲層，試油日產液量在10～25 t或FH介于2～4；Ⅲ類儲層，試油日產液量在5～10 t或FH介于1.25～2；Ⅳ類儲層，試油日產液量在5 t以下或FH小于1.25。

圖1 宏觀流動系數與日產液量關系圖

上述儲層分類方法是基于試油數據得到的，無法應用到未試油層段的儲層分類。因此，本文將儲層產能的多個因素分為兩類，構建兩個新的指數進行綜合儲層分類：儲層物性指數(IRPQ)和儲層壓力厚度指數(IPHQ)。

2.2 儲層物性指數

對于低滲透儲層，孔喉配置關系復雜，巖心孔隙度、滲透率的相關性變差，而儲層在物性上的宏觀表現往往反映是孔隙度、滲透率關系的變化。研究區利用滲透率與核磁共振有效孔隙度表征儲層孔喉配置關系，滲透率與核磁有效孔隙度的比值越大，儲層孔喉配置關系越好，滲流能力越強。以此為基礎，結合儲層常規測井孔隙度和核磁共振毛細管束縛水孔隙度的比值表征儲層整體孔隙和孔隙結構的發育情況，比值越大，孔隙結構越好，大孔隙越發育。根據研究區的儲層物性參數建立儲層物性指數(IRPQ)：

(2)

式中：φe為聲波和密度測井計算孔隙度；φAC為聲波孔隙度；φρ為密度孔隙度；φBVI為核磁共振毛細管束縛水孔隙度；φNMRe為核磁共振有效孔隙度；φNMRt為核磁共振總孔隙度；φNMRf為核磁共振可動流體孔隙度；K為核磁共振滲透率，基于Coates模型計算；ΔT為聲波時差；ΔTma為巖石骨架聲波時差；ΔTf為流體聲波時差；ρ為儲層密度；ρma為巖石骨架密度；ρf為流體密度；α和γ為經驗系數，根據儲層巖性分類和膠結類型確定。

根據式(2)可知，它綜合考慮了儲層的儲集空間、孔隙結構和單位孔隙的滲流能力，因此能全面地表征試油層的物性特征。

2.3 儲層壓力厚度指數

根據研究區的射孔資料和常規測井資料建立儲層壓力厚度指數(IPHQ)，其計算公式如下：

(3)

式中：H為射孔厚度；ρm為鉆穿目的層段時所使用的鉆井液密度，從一定程度上可反映地層壓力系數；ρms為試油層上覆泥巖電阻率；ΔTot為試油層段測井聲波時差；a、b和c為經驗系數，根據儲層垂深、巖性種類確定。

式(3)運用到聲波時差和電阻率數據是因為快速沉積形成的泥巖欠壓實導致地層異常高壓，在測井上表現為高聲波時差和低電阻率。地層高壓導致泥巖中形成大量的微裂隙，從而增加了超壓泥巖中束縛水的相互聯系致使電阻率降低，超壓泥巖中含氣和水的微裂隙降低了聲波的傳播能力。同時，研究區二疊系烏爾禾組超壓帶的高聲波時差不僅僅是泥巖具有的特征，礫巖儲層孔隙流體超壓導致顆粒間有效應力減小也引起儲層段低聲速異常。因此，本次研究綜合利用射孔厚度、上覆泥巖電阻率和儲層聲波時差與骨架比值來計算儲層壓力厚度指數。

對研究區24個試油層段進行儲層物性指數和儲層壓力厚度指數的計算，并作交會圖處理，如圖2所示，不同顏色數據點代表不同的宏觀流動系數。整體上看，儲層物性指數和宏觀流動系數存在正相關關系；儲層壓力厚度指數越大，宏觀流動系數也相對較大，進一步說明了可以依據儲層物性指數和儲層壓力厚度指數劃分儲層類別。結合之前基于宏觀流動系數得出的儲層分類結果，可將圖版進一步分為4個區間：第一區間為儲層物性指數和儲層壓力厚度指數均大，為Ⅰ類或Ⅱ類儲層；第二區間為儲層壓力厚度指數較大，但儲層物性指數相對較差；第三區間為儲層壓力厚度指數較低，但儲層物性指數較好，為Ⅲ類儲層；第四區間為儲層物性指數和儲層壓力厚度指數均差，為Ⅳ類儲層。由圖2可知，該研究區試油層一半以上為Ⅲ類儲層，其產能主要受儲層壓力厚度指數控制。根據上述結果，建立了研究區瑪湖凹陷砂礫巖儲層分類標準(見表1)。

表1 瑪湖凹陷砂礫巖儲層分類標準

圖2 瑪湖凹陷砂礫巖儲層分類圖版

3 儲層產能主控因素分析

不同地區影響儲層產能的因素不盡相同，本文將研究區儲層產能因素分為儲層性質因素和儲層措施改造因素兩方面來分析。

3.1 儲層性質因素

第2節的研究結果表明研究區宏觀流動系數與儲層產能為正相關關系，因此在研究儲層性質對產能的影響時，主要分析儲層物性參數與宏觀流動系數之間的關系。首先，對24個試油層的孔隙度、毛細管束縛水孔隙度、儲層物性指數、黏土含量、地層壓力系數及射孔厚度與宏觀流動系數做相關性分析(見圖3)。由圖3可知，試油層的儲層物性參數均與宏觀流動系數有一定的正比或反比關系，但相關性都不強。

再對24個試油層的宏觀流動系數和不同儲層物性參數做柱狀圖統計分析(見圖4)。由圖4可知，第24號試油層，雖然其射孔厚度較薄，但因其地層壓力系數較高，從而宏觀流動系數較大；第23號試油層，孔隙度及儲層物性指數較低，但毛細管束縛水孔隙度也低，反映了該試油層以大孔隙為主，從而宏觀流動系數也較大。最終的試油結果也表明上述兩個試油層均獲得較高產能。因此，單一用其中一個或兩個參數無法實現準確判別儲層產能的目的，需進一步尋求各參數之間的關系，構建綜合評價指數來判別儲層產能。

圖4 試油層宏觀流動系數和不同儲層物性參數的柱形圖

3.2 儲層措施改造因素

由于瑪南斜坡二疊系烏爾禾組礫巖儲層物性較差，退液試產過程中壓力及產量均下降，對應的采液指數是變化的。本文利用相對穩定時期單位生產壓差的日產液量作為采液指數進行研究，采液指數(J)計算公式如下：

(4)

式中：Qd為日產液量。

為了分析儲層措施改造因素對儲層產能的影響，分別繪出了采液指數與壓裂液總量、加砂(總)量、每米產液量以及每米加砂量之間的關系圖，如圖5所示。由圖5可知，瑪湖凹陷砂礫巖儲層措施改造規模大小與產能無明顯的相關關系。初步猜測的原因是措施改造對不同品質的儲層影響程度不同，為了驗證該猜想，在儲層綜合分類的基礎上，再次對措施改造規模與產能的關系進行探索。

圖5 采液指數與措施改造參數之間的關系圖

1)Ⅰ類、Ⅱ類儲層與措施改造的關系。為了分析Ⅰ類、Ⅱ類儲層與措施改造的關系，將圖5中屬于Ⅰ類、Ⅱ類儲層的試油層段單獨分析，分別繪出了采液指數與每米產液量及每米加砂量關系，如圖6(a)、(b)所示，可以發現，對于Ⅰ類、Ⅱ類儲層，措施改造規模與產能沒有明顯的相關性，中等規模(每米產液量70 m3/m、每米加砂量7 m3/m)的措施改造，即可獲得較好的產能。

圖6 采液指數與每米產液量及每米加砂量關系圖

2)Ⅲ類、Ⅳ類與措施改造的關系。同樣地，分別繪出了Ⅲ類、Ⅳ類儲層采液指數與每米產液量及每米加砂量關系，如圖6(c)、(d)所示，可以看出，措施改造中的每米產液量、每米加砂量與采液指數均成正相關關系，從而認為措施改造對Ⅲ類、Ⅳ類儲層的產能影響較明顯。

綜合上述分析可知，在最終儲層產能評價中，應分類考慮儲層措施改造對產能的影響因素。

4 儲層產能定量預測方法

為了簡化儲層產能定量評價模型，將儲層分類中提出的兩個參數(儲層物性指數和儲層壓力厚度指數)綜合為一個新的指數，定義為儲層綜合壓力物性指數(核磁)(IRPPQ，N)：

(5)

式中：B為校正常數，與區域異常高壓帶的壓力變化有關。

隨后計算了24個試油層的儲層綜合壓力物性指數，并與其宏觀流動系數做相關性分析，相關性達到0.960 6(見圖7(a))，由此可見，儲層綜合壓力物性指數能夠很好地用于定量表征試油層宏觀流動系數。

圖7 儲層綜合壓力物性指數與宏觀流動系數關系圖

考慮到研究區部分井未進行核磁共振測井，式(5)無法計算。此時，利用試油層的泥質含量和靜自然電位構建基于常規測井資料的儲層物性指數模型(常規)(IRPQ，r)：

(6)

式中：USP為儲層靜自然電位，其幅值反映儲層孔隙結構的變化；φN為中子孔隙度，在砂礫巖儲層中對泥質指示明顯。

在基于常規測井資料的儲層物性指數模型基礎上，結合儲層壓力厚度指數，構建了基于常規測井資料的儲層綜合壓力物性指數(常規)(IRPPQ，r)：

(7)

隨后對基于常規測井資料的儲層綜合壓力物性指數與宏觀流動系數做相關性分析，相關性達到0.939 2(見圖7(b))，由此可見，基于常規測井資料的儲層綜合壓力物性指數也可以很好地用于定量表征試油層宏觀流動系數。

為了統一研究區的儲層綜合壓力物性指數，對于有核磁共振測井資料的儲層，將由核磁共振測井計算的儲層綜合壓力物性指數與由常規測井資料計算的儲層綜合壓力物性指數進行加權平均，得到儲層綜合量化評價指數(V)：

V=A1×IRPPQ，N+A2×IRPPQ，r

(8)

式中：A1、A2代表權重系數，研究區中A1、A2分別設為0.6和0.4。

對儲層綜合量化評價指數與宏觀流動系數做相關性分析，相關性達到0.969 7(見圖8)。V越大，反映儲層的物性越好，品質越優。

圖8 儲層綜合量化評價指數與宏觀流動系數關系圖版

綜上分析可知，利用儲層綜合量化評價指數計算試油層宏觀流動系數，可以對試油層總產能進行很好的評價與預測，但要對試油層日產能進行評價還需要考慮儲層措施改造因素。為此利用儲層綜合量化結果結合儲層措施改造因素，對試油層采液指數進行預測，進而實現對試油層日產能進行評價。

在3.2小節中，分析得到了Ⅰ類、Ⅱ類儲層的措施改造規模與產能的相關性差。因此，在分析Ⅰ類、Ⅱ類儲層的產能時無需考慮措施改造因素的影響，直接建立儲層綜合量化評價指數與采液指數的關系(見圖9(a))。可以看出，Ⅰ類、Ⅱ類儲層采液指數與儲層綜合量化評價指數相關性較好。根據擬合結果，得到目前中等措施改造規模(每米產液量70 m3/m、每米加砂量7 m3/m)條件下，Ⅰ類、Ⅱ類儲層的采液指數模型為：

圖9 儲層綜合量化評價指數與采液指數關系圖

J=0.581 3×V-0.112 4

(9)

對于Ⅲ類、Ⅳ類儲層，措施改造規模對產能影響較大，因此僅通過儲層綜合壓力物性指數預測采液指數的精度不高(見圖9(b))。因此需根據儲層措施改造規模對儲層綜合量化評價指數進行校正后才能對采液指數進行預測。結合Ⅲ類、Ⅳ類儲層綜合量化評價指數，組合各類改造措施因素，采用交會圖方式尋得兩個組合參數與采液指數的關系(見圖10)。根據擬合結果，建立了Ⅲ類、Ⅳ類儲層的采液指數模型：

圖10 Ⅲ類、Ⅳ類儲層采液指數與每米產液量/每米加砂量綜合量化評價指數關系

J=[(0.001 8×V×Ql+0.167 3)+(0.022×V×Qs+0.139 5)]/2

(10)

式中：Ql為每米產液量；Qs為每米加砂量。

5 應用效果分析

將上述儲層分類和產能預測方法應用于瑪湖凹陷砂礫巖儲層其他試油層，實際應用17井次，儲層分類符合率為88.2%，儲層產能符合率達82.4%，驗證了儲層分類和產能預測方法在研究區的有效性和準確性。

以M11井試油層為例，基于該井的常規及核磁共振測井資料，解釋在3 724.0～3 733.0 m井段為油水同層(見圖11)。經試油討論，決定在該層頂部3 724.0～3 728.0 m進行試油。計算該井的儲層參數，并利用構建的儲層綜合壓力物性指數計算模型及采液指數評價模型對該井進行產能預測，將計算得到的儲層壓力厚度指數、儲層物性指數以及儲層綜合壓力物性指數等數據帶入建立的儲層分類圖版以及儲層綜合量化評價指數與宏觀流動系數關系圖版中，預測點落入Ⅳ類儲層區域。實際試油過程中，該井段采用油管壓裂，總用胍膠壓裂液428.8 m3，總加陶粒43 m3(每米產液量107 m3，每米加陶粒10.7 m3)；試油穩產階段，油壓0.15 MPa，套壓1.23 MPa，日產水13.9 m3，采液指數預測結果與實際試油結果相符。

圖11 M11井烏爾禾組錄測井綜合圖

6 結論

1)提出的宏觀流動系數、儲層物性指數和儲層壓力厚度指數與儲層品質有較好的對應關系。基于研究區試油數據，制定了研究區的儲層分類標準，并通過實際應用驗證了分類方法的準確性，研究區的儲層分類符合率達88.2%。

2)研究區儲層產能受多重因素影響，將其分為儲層性質因素和儲層措施改造因素兩大類。在儲層性質因素中，單一用其中一個或兩個參數無法準確反映儲層產能的好壞，需構建綜合評價指數來評價儲層產能。在儲層措施改造因素中，Ⅰ類、Ⅱ類儲層的措施改造規模與產能沒有明顯相關性；Ⅲ類、Ⅳ類儲層的措施改造因素中，每米產液量、每米加砂量對產能影響較為明顯。

3)綜合儲層物性指數和儲層壓力厚度指數，提出儲層綜合壓力物性指數(核磁/常規)。基于儲層綜合壓力物性指數，分別建立了Ⅰ類和Ⅱ類、Ⅲ類和Ⅳ類儲層的采液指數模型，并運用于研究區其他井的產能預測中，儲層產能判別準確率達到82.4%。