低渗透致密砂岩储层测井产能预测方法

时卓，石玉江，2，张海涛，2，刘天定，杨小明

（1.中国石油长庆油田分公司勘探开发研究院，陕西 西安 710018；2.低渗透油气田勘探开发国家工程实验室，陕西 西安 710018）

0 引 言

鄂尔多斯盆地存在大面积低孔隙度、低渗透率致密砂岩气藏，其中苏里格气田是低渗透致密砂岩气藏的典型代表。苏里格气田主力气层二叠系下石盒子组盒8段为1套受北部物源控制的辫状河三角洲沉积体系，储层岩性总体为1套富石英、岩屑、含极少长石的细—中粗粒含砾石英砂岩、岩屑石英砂岩和岩屑砂岩，储层含气性广泛，但宏观非均质性强，含气丰度变化大[1－4]。气层纵向结构复杂，包括块状发育，多段集中、多段分散，单层发育等多种气层类型，宏观物性参数与产能关系存在不确定性。

通过测井资料计算的储层参数主要反映储层的静态特征，而不能直接反映其动态特征。利用测井资料进行储层产能预测的主要目的，就是试图做到利用静态资料预测动态变化[5－6]。由于低渗透储层渗流机理比较复杂，不遵循达西定律，影响因素较多，产能预测难度很大[7－8]。归纳起来，影响产能的因素大致可分为2大类，一类是储层因素，它包括储层的岩性、物性、储层流体性质；另一类是工程因素，它包括表皮系数和油井半径等，其中表皮系数是一个综合参数，它是钻井、井下作业过程中对油层的污染，射孔的完善程度，酸化、压裂改造油层等因素的综合反映[4]。

本文以鄂尔多斯盆地苏里格气田盒8段为研究对象，提出了基于动态标定静态的多参数复合图版法、加权储能系数法和基于测井参数回归等致密砂岩气层产能分级预测模型和标准，实现了对气井产能的快速分类，并在实践中取得了比较满意的效果。

1 产能预测方法

1.1 加权储能系数法

苏里格地区上古生界储层纵向上非均质性强，气层分布存在一井多层、一层多段的情况，在多段合试的试气工艺条件下，测井产能评价主要考虑3个关键参数，分别是主力贡献层级别、总有效厚度和加权储能系数（φ×H×Sg），然后将各段气层产能累加计算（见图1）。产能预测公式为

式中，φ为储层孔隙度，%；H为储层有效厚度，m；Sg为储层含气饱和度，%。A为射孔段各类储层系数加权值。根据苏里格气田气层精细分类结果，将储层分为4大类6小类，其中第Ⅳ类为干层，对产气无贡献（见表1）。

储层参数是利用测井资料进行产能预测和评价的基础。岩心标定测井和岩石物理实验研究是建立储层参数解释模型的关键技术。在孔隙度计算模型上，对于密度—中子测井曲线无镜像响应特征段，利用密度（或声波）测井与岩心分析孔隙度直接建立孔隙度解释模型；对于密度—中子测井曲线镜像响应特征段，由于密度（或声波）测井计算的孔隙度一般偏大、中子测井孔隙度则由于挖掘效应而明显偏低，把两者加权，实现气层对于中子、密度测井影响的校正。在饱和度计算模型上，由于阿尔奇公式主要适用于高孔隙度高渗透率储层，而密闭取心分析含水饱和度比较真实地反映了储层的流体性质。因此，根据岩电实验参数，利用阿尔奇公式计算密闭取心井目的层段含水饱和度，并利用密闭取心分析含水饱和度对测井计算含水饱和度进行校正，得出校正公式，可有效提高含水饱和度的解释精度（见图1）。

表1 苏里格地区储层测井分类结果表

＊ 非法定计量单位，1mD＝9.87×10－4μm2，下同

图1 苏里格地区盒8段密闭取心分析含水饱和度与测井计算含水饱和度交会图

图2为S×2井盒8段测井解释综合图。S×2井盒8段2段合试，46号层厚度2.6m，电阻率24.7Ω·m，声波时差265.4μs／m，孔隙度15.4%，含气饱和度61.2%，为ⅠB类气层，计算H×φ×Sg为0.25；49号层厚度12.3m，电阻率56.3Ω·m，声波时差230.2μs／m，孔隙度10.1%，含气饱和度58.6%，为II类气层，计算H×φ×Sg为0.73。合试产量为20.85×104m3／d，试气获无阻流量获16.1115×104m3／d。

利用这种产能预测累加法求得的无阻流量与计算所获得的无阻流量之间有良好的相关性，相关系数达到0.81（见图3）。

图2 S×2井盒8段测井解释综合图

图3 苏里格地区盒8气层产能预测结果检验图

1.2 多参数复合图版法

苏里格地区气井主要根据测井分类和压力恢复动态结果综合分类（见表2），其中Ⅰ类井单一气层厚度为5m以上，压力恢复速度大于2.4MPa／h，无阻流量大于8×104m3／d，这类井配产1.5×104m3／d；Ⅱ类井的单一气层厚度为3～5m之间，压力恢复速度为1.0～2.4MPa／h之间，无阻流量为（4～8）×104m3／d之间，这类井配产1×104m3／d；Ⅲ类井单气层厚度小于3m，压力恢复速度小于1.0MPa／h，无阻流量小于4×104m3／d，这类井按0.8×104m3／d进行配产。选取已投产井51口，其中I＋II类井22口，通过分析这些样本井测井响应参数与无阻流量之间的关系，建立多参数复合解释图版（见图4、图5），实现了对气井的快速分类评价。

表2 苏里格地区气井分类标准表

图4 苏里格东区3类配产井电阻率与声波时差交会图

Sd×为苏里格气田的1口开发井，21号层和24号层2个段合试，其中21号层为主力气层，厚度5.3m，电阻率41.2Ω·m，声波时差249.43μs／m，计算孔隙度12.75%，计算含气饱和度71.3%，计算渗透率0.564mD，气测饱满，计算H×φ×K×So为0.27；24号层厚度2.4m，电阻率46.08Ω·m，声波时差229.63μs／m，计算孔隙度8.86%，计算含气饱和度64.7%，计算渗透率0.337mD，计算H×φ×K×So为0.05（见图6），该井测试井口产量4.5208×104m3／d，无阻流量11.2546×104m3／d，根据多参数复合图版，位于I类配产井区域内，判别为I类配产井，配产2.5×104m3／d。

图5 苏里格东区产能判别多参数复合图版

对应气井动态分类结果，同时结合加权储能系数方法，对40口井进行了测井产能分级预测，预测结果与动态分类结果相比较，符合率达到92.5%。

1.3 基于参数回归的测井产能预测方法

储层的孔隙度、渗透率、含气饱和度和有效厚度等参数是影响气层产能的主要地质因素。引入每米日产气量（Q／h，Q为日产气量，h为储层的有效厚度）参数作为气层产能的表征，利用苏里格西区单层试气资料分析孔隙度、渗透率、含气饱和度等参数与气层产能的关系（见图7），发现每米日产气量与含气饱和度的相关性最好，渗透率次之，与孔隙度单相关关系最差。

图7 苏里格西区每米日产气量与孔隙度、渗透率和含气饱和度单相关分析

应用43口井试气资料建立该区气层每米日产气量的计算模型

式中，φ为储层孔隙度，%；h为储层有效厚度，m；Sg为储层含气饱和度，%；K为储层渗透率，mD。

模型计算结果与测试结果具有一定的相关性，但精度偏低（见图8、图9）。根据苏里格西区气井及气层分类结果，分别计算3类气层的有效厚度与试气产量对应关系，将气层按产能级别划分成3级（见表3），分类建立产能评价模型。

图8 计算每米日产气量与测试每米日产气量交会图

Ⅰ类：

Ⅲ类：

表3 苏里格西部盒8、山1段产能分级标准

分级后计算每米日产气量与测试每米日产气量相关性（见图9），两者绝对误差小，相关性好，精度高。

图9 分级模型计算每米日产气量与测试每米日产气量交会图

图10为苏里格气田西区S×1井盒8段钻遇砂岩13.1m，测井解释气层7.3m，气测值较高，测井声波时差242μs／m，电阻率51Ω·m，自然伽马34API，解释孔隙度10.3%，含气饱和度73%、渗透率0.842mD，为I类气层，计算每米产气量为0.94×104m3／d，预测产量为6.86×104m3／d，试气获井口产量7.1025×104m3／d的工业气流。

图10 S×1井盒8段测井解释成果图

2 结 论

（1）对于天然气储层的产能评价，除了传统的油藏工程方法外，利用测井资料也是一种比较可行的有效方法。

（2）利用常规测井资料，提出了基于动态标定静态法的多参数复合图版法、加权储能系数法和基于参数回归等致密砂岩气层产能分级预测模型和标准，为天然气储层的产能评价和预测的深入研究提供了一定的参考依据，方法有效、实用。

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