川东北元坝气田长兴组储层产能预测分析

缪祥禧，廖元凯，吴见萌

（中石化西南石油工程有限公司测井分公司，四川成都 610100）

川东北元坝气田长兴组储层产能预测分析

缪祥禧*，廖元凯，吴见萌

（中石化西南石油工程有限公司测井分公司，四川成都 610100）

川东北元坝地区长兴组储层发育，按沉积相划分可划分为礁相、滩相及礁滩复合储层，储层岩性复杂，非均质性强，其中生物礁相储层为工区主要产能贡献，从目前的测试情况看，单井产能差异较大，随着开发节奏的加快，礁相储层产能准确预测能有效指导轨迹优化调整和后期井的部署，因此，建立符合工区的产能预测模型显得尤为重要。

元坝气田；长兴组；礁相储层；产能预测

元坝气田位于四川省广元、南充和巴中市境内，天然气资源量丰富。长兴组气藏是迄今世界上埋藏最深的酸性气田。气田具有埋藏超深、高温、高压、高含硫化氢、横向非均质性强的特点，目前完钻探井多为直井，开发井有大斜度井和水平井，井属性不同，产能预测模型也有所差异。

1 探井产能预测模型

元坝长兴组礁相储层储集空间主要以溶蚀孔洞型储层为主，孔隙度是产能预测最重要的物性参数，常用的孔隙度测井方法有中子、密度、声波3种。对裂缝、孔洞发育的碳酸盐岩储层，三者有较大的差异，声波测井主要反映基块岩石孔隙度Φb，中子、密度测井基本反映地层总孔隙度ΦT。在计算储层孔隙度时，一般采用密度—中子交会确定矿物百分含量和孔隙度。

孔隙度对产能的控制起到关键作用，特别是Φ= 5%～10%的Ⅱ类储层和Φ≥10%的Ⅰ类储层对产能的贡献起主导作用。除孔隙度以外，储层厚度也是控制产能的关键因素，由于碳酸盐岩储层含气饱和度整体较高，不同物性的气层饱和度差异较小，而渗透率变化范围较大，与产能关系不密切。基于上述分析认为气层孔隙度和有效厚度的乘积累加能直接反映出储层的产能状况，依据此，选取测试资料较为丰富的礁相气层建立产能预测模型，为礁相储层快速便捷的进行产能预测提供技术依据。由于长兴组各井测试油压、油嘴大小不同，对产能影响较大，无阻流量更能反映储层的产能，因此本文主要讨论储层参数与无阻流量的关系。表1为元坝礁相储层参数及测试情况表，图1为∑POR·H与无阻流量之间的关系，从图1中看出∑POR·H与相关性较好，相关系数达到0.953。因此，认为元坝地区长兴组礁相储层探井产能预测可采用如下模型：

无阻流量=1.8977·∑H·POR-76.851

表1 储层参数及测试情况表

图1 探井无阻流量与∑POR·H相关分析图

2 水平井产能预测模型

元坝长兴组气藏是迄今世界上埋藏最深的酸性气田。气田具有埋藏超深、高温、高压、高含硫化氢的特点，目前完钻最深井达7981m，水平井投资大，施工难度高，为确保气井的安全，水平段测井只采集标准测井资料，包括自然伽马、补偿声波和双侧向。对于探井通常利用三孔隙的曲线交会计算岩石矿物含量和储层参数，对于水平井由于资料的缺乏使该方法面临瓶颈，而气藏的精细评价却要求在现有资料的基础上尽可能准确地计算出矿物含量与储层参数。

元坝长兴组水平段采用的XRF元素录井资料能够大致分析出钙、镁、硅、铁等十余种矿物元素的相对含量。因此，利用水平井标准测井资料与相邻探井综合资料进行对比，再结合XRF元素分析技术可对岩性进行定性识别。元坝长兴组气藏前期完钻的探井较多，各礁体带的资料都较为丰富，分礁带分沉积相建立中子曲线与声波、电阻率的相关关系，可拟合出长兴组水平段的视中子曲线数据。泥质含量可利用自然伽马计算，视中子曲线与声波曲线交会可计算出矿物含量与孔隙度等储层参数。核磁录井资料能够提供不同深度岩屑的孔隙度、渗透率和含水饱和度等资料，虽然影响因素复杂，分辨率较低，但还是能够反映储层物性的相对变化规律，综合相邻探井的储层参数和测试结论等数据可检验水平井储层参数计算的准确性。

由于开发井水平段较长，普遍超过1000m，为准确评价钻遇储层的品质，通常按孔隙度2%、5%、10%为界将储层划分为Ⅰ类、Ⅱ类、Ⅲ类储层，统计3类储层厚度占整个水平段的比例可定性判别产能，通过已测试井测试数据和储层参数建立关系可对产能进行定量评价。

表2为元坝长兴组水平井测试结果与测井解释储层厚度、孔隙度的关系，分析无阻流量与Ⅰ类、Ⅱ类、Ⅲ类储层∑POR·He关系，认为长兴组测试无阻流量与Ⅰ类、Ⅱ类∑POR·He相关性好于Ⅰ类、Ⅱ类、Ⅲ类储层储层∑POR·He。反映水平段产能主要为Ⅰ类、Ⅱ类储层贡献。建立无阻流量与Ⅰ类、Ⅱ类储层厚度、孔隙度关系式，可对长兴组水平段储层产能进行预测。见图2、图3。

无阻流量=0.1629（PORⅠ·HⅠ+PORⅡ·HⅡ）+ 43.585（104m3/d）

表2 元坝长兴组水平井储层参数及测试结果

图2 开发井无阻流量与∑POR·H（Ⅰ类、Ⅱ类）相关分析图

图3 开发井无阻流量与∑POR·H（Ⅰ类+Ⅱ类+Ⅲ类）相关分析图

3 结论

元坝超深礁相储层孔隙度对产能控制起到关键作用，除孔隙度以外，储层厚度也是控制产能的关键因素。探井的孔隙度和有效厚度的乘积累加能直接反映出储层的产能状况，由于开发井水平段较长，产层视厚度大，Φ=5%～10%的Ⅱ类储层和Φ≥10%的Ⅰ类储层对产能的贡献起主导作用，无阻流量与Ⅰ类、Ⅱ类储层∑POR·He相关性更好。

[1]张筠.川东北YB长兴组礁滩相储层测井评价技术[J].天然气工业，2012，32(11)：27-31.

[2]吴见萌，张筠，葛祥.测井资料划分川东北元坝地区长兴组有利相带[J].天然气工业，2011,32(7)：18-20.

[3]胡东风.川东北YB地区隐蔽气藏的勘探突破及其意义[J].天然气工业，2010，30（8）：9-12.

[4]郭旭升，胡东风.川东北礁滩天然气勘探新进展及关键技术[J].天然气工业，2011，31(10)：6-11.

[5]郭彤楼.元坝深层礁滩气田基本特征与成藏主控因素[J].天然气工业，2011，31(10)：12-16.

TE155

A

1004-5716(2015)09-0063-03

2014-09-16

缪祥禧（1982-），男（汉族），云南宣威人，工程师，现从事测井解释、测井地质应用技术工作。