東道海子凹陷雙重孔隙介質儲層產量主控因素與產能預測

王先虎, 高衍武, 李國利*, 楊璐, 吳偉, 張瑋, 周炬鋒

(1.中國石油集團測井有限公司新疆分公司, 克拉瑪依 834009; 2. 中國石油集團測井有限公司地質研究院, 西安 710077; 3. 中國石油招標中心新疆分中心, 克拉瑪依 834000)

油井的產量與產能是油田開發工程的重要數據,相關研究是儲層評價的熱點。學者針對直井油藏的復雜儲層產能預測難問題開展了諸多研究,已有的技術方法大致分為三類。一是圖版法。利用巖心分析、測井曲線、巖石力學等數據和油藏生產動態資料,確定產能的敏感項,建立產能評價圖版[1-4],這類方法細致分析了勘探資料對產能的影響因素,數據翔實可靠,具有很強的區域適用性。二是大數據挖掘算法。通過灰色模型[5]、多層感知器網絡分析[6]、灰狼算法[7]、神經網絡[8]等計算機大數據智能預測產能模型,這類方法可以消除人工難以發現或難以解決的不確定因素,使預測結果更加客觀。三是理論推導法。基于滲流理論的徑向流動方程[9]、流體耦合數值模擬[10-11]等推導產能的預測式,這類方法基于經典數學和物理學,具嚴謹的理論基礎,可信度較高。以上方法側重于孔隙型的致密儲層和強非均質性儲層研究,在實際生產中均取得了較好的應用效果,是大多數復雜儲層產能評價的重要技術手段。

但雙重孔隙介質儲層含裂縫孔隙系統,也是典型的復雜儲層。針對孔隙-裂縫型綜合系統對儲層產能的影響分析,以及該類型儲層的產能預測研究相對較少。文獻[12]在裂縫分形維數和裂縫發育程度相關性分析的基礎上,建立了天然裂縫分形維數、儲層測井計算滲透率和產能的預測模型,該方法從宏觀上把握裂縫的發育特征以描述裂縫對產能影響,對裂縫定量參數分析相對較少。現以東道海子凹陷雙重孔隙介質礫巖油藏為研究對象,細致分析儲層物性、孔隙結構等基質參數和裂縫寬度、裂縫角度等裂縫參數與儲層產能的配置關系,明確產能的主控因素。在此基礎上,構建基于基質綜合指數和裂縫有效性指數的產能預測氣泡圖版,直觀展示儲層的產液能力,以期為研究區雙重孔隙介質復雜儲層的產能預測提供技術支持。

1 研究區概況

滴南凸起構造位置位于準噶爾盆地中央坳陷東道海子凹陷。東道海子凹陷位于中央坳陷東北部,北以滴水泉斷裂與滴南凸起分隔,南以東道海子斷裂與白家海凸起相接,東與五彩灣凹陷相連。滴南凸起二疊系烏爾禾組礫巖油藏,發現了以滴南15井為代表的多口高產工業油流井,具有很好的勘探潛力,地理位置如圖1所示。

圖1 滴南凸起二疊系烏爾禾組油藏地理位置圖Fig.1 Geographical location map of Permian Wuerhe Formation in Dinan Uplift

二疊系烏爾禾組巖性為砂礫巖與泥巖互層,儲層巖性主要為砂礫巖、含礫中-細砂巖。礫石成分以火成巖塊為主,變質巖塊次之,一般礫徑在1～5 mm。砂質成分以巖屑為主,含量約90%,長石、石英次之,含量約10%,砂質粒徑在0.01～0.1 mm。填隙物主要為濁沸石、綠泥石和少量方解石。巖石顆粒支撐,線接觸,顆粒分選中等-差,磨圓度次棱-次圓狀。膠結類型為壓嵌型或孔隙-壓嵌型。

烏爾禾組儲層孔隙類型復雜,鑄體薄片資料表明,滴南15井區塊烏爾禾組整體壓實作用較強,原生孔隙欠發育,儲集空間主要為粒間溶孔、粒間孔、粒內溶孔、粒緣縫和微裂縫,呈孔隙-裂縫雙重類型儲層特征(圖2),油氣主要賦存于粒間溶孔、粒緣縫。根據滴南15井區烏爾禾組96塊儲層樣品分析,儲層有效孔隙度在2.3%～12.0%,平均為7.2%;滲透率在(0.01～260.00)×10-3μm2,平均為0.239×10-3μm2。根據70塊油層樣品分析,油層孔隙度在6.0%～12.0%,平均為8.2%;滲透率在(0.01～260.00)×10-3μm2,平均為0.54×10-3μm2,屬于特低孔、特低滲儲層。成像測井顯示烏爾禾組裂縫普遍發育,現場生產發現裂縫對儲層的致密性有強大的改善作用,是儲層獲產的重要原因。

圖2 巖石鑄體薄片Fig.2 Thin sections of rock castings

2 產量控制因素分析

儲集層產量的大小主要受儲層品質影響,其次為試油工藝。雙重孔隙介質儲層品質由基質和裂縫共同決定,即基質參數與裂縫參數是該類型儲層產量的影響因素。試油工藝對產量的影響主要體現在射孔厚度大小、油嘴大小、試油壓力差異等。在同一井區內,射孔厚度由儲層厚度決定,為不可控因素,油嘴大小和試油壓力由現場施工決定,為可控因素。研究區施工參數一致,故只需討論射孔厚度對產量的影響。

2.1 射孔厚度

當圈閉一定時,具有相同巖性、物性、電性、含油性的儲層,射孔厚度越大(不考慮射孔密度),單井產量越高。利用滴南15井區單井目的層試油日產油量和日產水量之和作為日產液量,建立射孔厚度和日產液量關系,如圖3所示。

圖3 射孔厚度與日產液量關系圖Fig.3 Relationship between perforation thickness and daily liquid production

可以看出,研究區射孔厚度與單井日產液量有弱正相關性。這是因為儲層非均質性強,儲集空間、孔隙類型多樣,不滿足具有相同的“四性”關系條件,尤其是裂縫的強大改造作用,使得射孔厚度差異不大時,日產液最高可相差上百噸。因此,射孔厚度是該區產量的影響因素而非控制因素。為了便于定量分析其他影響因素,利用換算單位厚度產液量(米產液量)的方法消除射孔層厚對產量的影響。

2.2 基質

基質指儲層的基礎物性、巖石結構、巖石組分、孔隙結構等反映巖石最基本物理性質的組合。基質對產量的影響主要體現在基質參數對儲層品質的影響。

(1)基礎物性。基礎物性是儲層類型和儲層品質的先決條件,一般用孔隙度和滲透率定量表征。但受孔隙結構、填隙物含量及裂縫影響,基礎物性不是儲層品質好壞的決定因素。

(2)巖石結構。巖石結構對儲層品質的影響主要表現在礫石含量對儲層基礎物性的影響。隨著礫石含量的增大,儲層基礎物性可變好也可變差,這與由礫石含量決定的儲層優勢巖性有關。

(3)巖石組分。一般情況下,儲層物性與巖石組分中的石英、長石含量呈正相關,與黏土、雜基及膠結物含量呈負相關,且黏土、雜基及膠結物含量對儲層品質的破壞性作用要大于石英、長石含量的建設性作用。

(4)孔隙結構。基礎物性與孔隙半徑均值、分選系數、平均毛管半徑等結構參數密切相關,在復雜孔隙類型儲層中,孔隙結構對儲層品質的影響甚至大于基礎物性,一般以平均毛管半徑作為表征孔隙結構的核心參數。

綜上,產量的基質影響因素有基礎物性、巖石結構、巖石組分和孔隙結構,孔隙度和滲透率為基礎物性的表征參數,黏土含量、礫石含量和平均毛管半徑分別為巖石結構、巖石組分和孔隙結構的表征參數。

滴南15井和滴南8井是研究區2口已試油井,產量差異較大。滴南15井在3 731.0～3 744.0 m井段試油,試油段孔隙度為7.9%,滲透率為2.89×10-3μm2,黏土含量為2.42%,礫石含量為16.8%,射孔厚度10 m,試油初產油339.1 t/d,折合米產液量為33.91 t/d;滴南8井在3 956.0～3 972.0 m井段試油,試油段孔隙度為7.1%,滲透率為0.97×10-3μm2,黏土含量為3.05%,礫石含量為13.2%,射孔厚度8 m,試油初產油25.37 t/d,折合米產液量為3.17 t/d。實際試油結果可見,基質參數與產量關系密切。為定量分析基質參數和產量的關系,建立孔隙度、滲透率、礫石含量、黏土含量和平均毛管半徑與米產液量交會圖,結果如圖4所示。

圖4 基質參數與米產液量關系圖Fig.4 Relationship between matrix parameters and metered fluid production

由圖4看出,米產液量和基質參數均具有一定相關性,米產液量與孔隙度關系一般,隨著孔隙度增大,米產液量有增加的趨勢,但趨勢不明顯;米產液量與滲透率、礫石含量、黏土含量、平均毛管半徑關系密切,與滲透率、平均毛管半徑有明顯的正相關性,與礫石含量和黏土含量有明顯的負相關性。總體而言,滲透率、巖石結構、巖石組分和微觀孔隙結構參數與產量的相關性好于與孔隙度與其的相關性。這是因為,雙重孔隙介質儲層儲集空間碎屑的含量、孔喉通道填隙物的多少、微裂縫的發育程度均會對孔隙度產生影響,孔隙度的不確定因素較滲透率多。就該研究區而言,交會分析和生產驗證表明孔隙度是產量的基質控制因素,滲透率、礫石含量、黏土含量和平均毛管半徑是產量的基質主控因素。

2.3 裂縫

除基質外,裂縫是儲層產量的另一重要影響因素。這是因為有效裂縫不僅增加了雙重孔隙介質儲層的儲集空間,而且可以形成流體優勢滲流通道。文獻[13]分析了酒泉盆地裂縫型砂礫巖產量的影響因素,詳細討論了裂縫密度、裂縫長度、裂縫寬度、裂縫孔隙度、以及裂縫角度對儲層產量的影響,認為裂縫寬度、裂縫走向與最大水平主應力方向角度差是鴨兒峽油田白堊系裂縫型儲層產量的主要控制因素,裂縫寬度越大,裂縫有效性越好,儲層產量越高,裂縫走向與最大水平主應力方向角度差越小,裂縫有效性越好,儲層產量越高。

為分析裂縫寬度、裂縫走向與最大水平主應力方向角度差對東道海子凹陷雙重孔隙介質儲層產量是否同樣具控制作用,以重點試油井為例,查看了這2項參數和產量的關系。發現,滴南081井試油段4 022.0～4 026.0 m的裂縫寬度為1.39 mm,裂縫走向與最大水平主應力方向角度差約為12°,產油1.8 m3/d,產水42.43 m3/d,射孔厚度4.0 m,折合米產液11.06 t/d,產液情況好;滴南083井試油段3 838.0～3 855.5 m的裂縫寬度為1.50 mm,裂縫走向與最大水平主應力方向角度差約為23°,產油81.83 m3/d,射孔厚度7.5 m,折合米產液10.91 t/d,產液情況好;滴南8井試油段3 956.0～3 972.0 m的裂縫寬度為1.75 mm,裂縫走向與最大水平主應力方向角度差約為24°,產油25.37 m3/d,射孔厚度8.0 m,折合米產液3.17 t/d,產液情況一般;滴南12井試油段3 446.0～3 472.0 m的裂縫寬度為0.63 mm,裂縫走向與最大水平主應力方向角度差約為50°,產油1.92 m3/d,射孔厚度16.0 m,折合米產液0.12 t/d,產液情況差。基于前人研究成果和實例查看,利用研究區所有井試油段的裂縫參數資料,分別建立了裂縫寬度、裂縫走向與最大水平主應力方向角度差和產量的關系,結果如圖5所示。

圖5 裂縫參數與米產液量關系圖Fig.5 Relationship between fracture parameters and metered fluid production

由圖5可知,研究區裂縫參數與米產液量相關性較好,隨裂縫寬度增大,儲層產量增高,隨裂縫走向與最大水平主應力方向角度差增大,儲層產量降低。結果表明,裂縫寬度、裂縫走向與最大水平主應力方向角度差為本區儲層產量的裂縫主控因素。

射孔厚度由試油資料獲取;原始物性、黏土含量由常規測井資料計算,其結果由取心分析數據標定;礫石含量、平均毛管半徑、裂縫參數由電成像測井資料計算。東道海子凹陷滴南15井區二疊系烏爾禾組共試油9井15層,產液量、基質、裂縫、射孔厚度等儲層參數計算結果如表1所示。

表1 儲層參數計算表Table 1 Calculation table of reservoir parameters

3 產能預測方法研究

3.1 產能指數分析

滴南凸起上烏爾河組雙重孔隙砂礫巖儲層產量的主控因素共有6項,其中,基質因素4項,分別為滲透率、礫石含量、黏土含量和平均毛管半徑。礫石含量和黏土含量與儲層產量負相關,滲透率和平均毛管半徑與產能正相關;裂縫因素2項,裂縫寬度與儲層產能正相關,裂縫走向與最大水平主應力夾角與產能負相關。分析結果顯示,6項主控因素均與產量有較好的相關性,但儲層產能是因素疊加的綜合結果,實際應用中并不能單獨用其中一項來評價儲層產能。

為了進一步分析基質和裂縫與產能的綜合配置關系,利用正相關參數(包括正相關參數組合)除以負相關參數(包括負相關參數組合)的方法,放大參數敏感性,構建基質綜合指數f1和裂縫有效性指數f2表征儲層基質和裂縫的品質。

基質綜合指數公式為

(1)

式(1)中:K為滲透率,10-3μm2;r為平均毛管半徑,μm;Vcl、Vls分別為黏土含量和礫石含量,%;α為與f1數量級有關的系數,根據試油產量刻度。

裂縫有效性指數公式為

(2)

式(2)中:FVA為裂縫寬度,mm;θ為裂縫走向與最大水平主應力方向角度差,(°);β為與f2數量級有關的系數,根據試油產量刻度。

利用式(1)、式(2)計算滴南8等9口井15個試油段的f1和f2,分別建立f1和f2與米產液量關系,結果如圖6、圖7所示。f1因與滲透率有關,故取對數刻度,f2取線性刻度。

圖6 基質綜合指數與儲層產能關系圖Fig.6 Relationship between matrix comprehensive index and reservoir productivity

圖7 裂縫有效性指數與儲層產能關系圖Fig.7 Relationship between fracture effectiveness index and reservoir productivity

從圖6、圖7看出,f1和f2均與米產液量有正相關性,且裂縫與產量的相關性明顯高于基質,說明其對產量的控制作用更強,這與基質的影響因素相較于裂縫更復雜多樣有關。對比發現,f1、f2與產能的相關度并不一定高于單項主控因素,甚至f1的相關度比某單因素更低。進一步說明,產量受主控因素的綜合影響,圖6、圖7中反映的實際相關度更加符合地層真實情況。

3.2 圖版的建立

單項主控因素與產量相關性較好,基質和裂縫的綜合指數也與產量有一致性,但依然是相對割裂的討論。為了明確基質和裂縫對雙重孔隙介質儲層產能的綜合影響,利用f1和f2,建立了烏爾禾組儲層產能預測氣泡圖版和產能預測標準,更直觀展示產能、基質和裂縫的關系,如圖8和表2所示。

表2 儲層產能預測標準Table 2 Prediction criteria of reservoir productivity

圖8 儲層產能預測氣泡圖版Fig.8 Bubble chart for reservoir productivity prediction

圖8為f1、f2和產量的三者關系圖,氣泡的大小代表日產液量的高低,氣泡的顏色代表儲層類型(紅色為高產層,粉色為中產層,黃色為低產層)。因f1和f2均為產能的因變量,故采用相交于縱橫軸的折線分區形式。可以看出,兩條折線將圖版明顯地分為3個區域。①高產區。高產區對應高產儲層,米產液大于6 t/d,f1介于0.1～1 000,f2>5,這類儲層的基質指數和裂縫指數都較高。②中產區。中產區對應中產儲層,米產液介于2～6 t/d,f1介于0.1～1 000,f2介于2.5～5,這類儲層的基質指數和裂縫指數中等。③低產區。低產區對應低產儲層,米產液小于2 t/d,f1介于0.1～1 000,f2<2.5,這類儲層的基質指數和裂縫指數較低。分區參數如表2所示。

表2可知,就本區而言,三類儲層的基質綜合指數無法區分,一是因為基質主控因素多,二是因為基質綜合指數受滲透率影響,變化范圍大;裂縫有效性指數對產能的區分較明顯,說明含裂縫致密性復雜儲層產能差異大的主要原因是裂縫的影響,裂縫是產能的第一控制要素,裂縫發育且裂縫參數好,更易形成高產。

4 效果與討論

4.1 應用效果

根據表2產能預測標準,統計了研究區各層實際產量和預測情況,結果如表3所示。表3顯示,共預測15層,與實際相符共14層,符合率為93.3%。

表3 儲層實際產能與預測對比表Table 3 Comparison between actual reservoir productivity and prediction

不符的點為滴南8井4 001.0～4 026.0 m試油段,該段米產液4.19 t/d,屬于中產層,落在圖8低產區。但考慮到中產區和低產區本身產量差異并不大,并且圖版能清晰區分較高產和較低產,說明產能預測達到理想效果,產能預測方案為研究區老井復查、新井產能預測及儲層分類評價提供了重要依據。

預測圖版和預測標準是基于已試油探井和評價井資料建立,在研究區新鉆井產能預測時,只需計算試油段基質綜合指數和裂縫有效性指數,數據點落入圖8相應分區,并參照表2對應的產能劃分標準,即可實現產能快速預測。

4.2 討論

開展的儲層產量主控因素與產能預測研究是基于某一具體油氣區的實例討論,具有區域性和經驗性,在其他區塊進行應用的效果有待檢驗。從技術方法層面看,利用基質綜合指數和裂縫有效性指數建立的產能預測圖版和預測標準,本質上是基于儲層靜態參數的分析結果,更加適用于儲層初產的預測。實際地層的產能影響因素是復雜多樣的,還與儲層的巖石力學特性、油藏生產壓力、孔隙壓力等動態參數變化規律密切相關,地層壓力恢復不足、試油油嘴的規格選擇,都會使得儲層初產期和穩產階段產量的較大差異,甚至初產高但很快出水停產。充分考慮儲層物性特征、裂縫情況、地層壓力以及施工工藝等因素,結合油藏動態生產資料綜合開展產能預測研究是進一步提高產能預測精度的有效途徑。

5 結論

(1)東道海子凹陷雙孔孔隙介質儲層產量在基質方面受基礎物性、巖石結構、巖石組分和孔隙結構影響,在裂縫方面受有效裂縫參數影響,在試油工藝方面受射孔厚度影響。裂縫對產量的影響高于基質,對產量的控制作用更強,射孔厚度對該類型儲層產量的影響最弱。

(2)研究區烏爾禾組儲層巖性為砂礫混層,儲集空間有原生孔、溶蝕孔以及微裂縫等,為雙重孔隙介質的特低孔、特低滲復雜礫巖儲層。儲層產量的主控因素有6項,分別為滲透率、礫石含量、黏土含量、平均毛管半徑、裂縫寬度以及裂縫走向與最大水平主應力角度差。

(3)基于滲透率、礫石含量、黏土含量和平均毛管半徑構建的基質綜合指數,以及基于裂縫寬度和裂縫走向與最大水平主應力角度差構建的裂縫有效性指數與研究區儲層產量有較好的相關性。基質綜合指數、裂縫有效性指數及米產液量氣泡圖版將產能明顯的區分為三類,分別為高產、中產和低產,圖版應用符合率達93.3%。