陆相多层砂岩油藏渗透率表征与定向井初期产能预测——以蓬莱19-3油田为例

刘彦成，罗宪波，康凯，李廷礼，蒋曙鸿，张俊，张章，李云婷

（1.中海石油（中国）有限公司天津分公司渤海石油研究院，天津 300459；2.中海油研究总院，北京 100028）

陆相多层砂岩油藏渗透率表征与定向井初期产能预测
——以蓬莱19-3油田为例

刘彦成1，罗宪波1，康凯1，李廷礼1，蒋曙鸿2，张俊1，张章1，李云婷1

（1.中海石油（中国）有限公司天津分公司渤海石油研究院，天津 300459；2.中海油研究总院，北京 100028）

基于对蓬莱19-3油田多层砂岩油藏定向井初期产能主要影响因素的研究，提出基于岩相约束的渗透率解释模型，建立了适用于海上多层砂岩油藏的定向井初期产能预测公式。蓬莱19-3油田定向井初期产能主要影响因素为渗透率和含油饱和度。利用蓬莱19-3油田岩心、扫描电镜、铸体薄片、测井和生产动态等资料，综合考虑储集层宏观沉积特征和微观孔隙结构对渗透率的影响，建立了基于岩相约束的多层砂岩油藏渗透率解释新模型。在渗透率校正的基础上，引入电阻增大率表征含油饱和度的影响，修正Vandervlis的定向井产能公式，得到适用于陆相多层砂岩油藏定向合采井初期产能的计算公式。研究结果表明，考虑岩相约束后的渗透率并引入电阻增大率后的产能预测公式计算精度高。图7表4参15

多层合采；渗透率表征；含油饱和度；定向井；产能预测；蓬莱19-3油田；渤海湾盆地

引用：刘彦成,罗宪波,康凯,等.陆相多层砂岩油藏渗透率表征与定向井初期产能预测:以蓬莱19-3油田为例[J].石油勘探与开发,2017,44(1):97-103.

LIU Yancheng,LUO Xianbo,KANG Kai,et al.Permeability characterization and directional wells initial productivity prediction in the continental multilayer sandstone reservoirs:A case from Penglai 19-3 oil field,Bohai Bay Basin[J].Petroleum Exploration and Development,2017,44(1):97-103.

0 引言

渤海湾盆地蓬莱19-3油田储集层为典型的陆相多层砂岩。为兼顾开发效果与生产成本，初期采用1套层系定向井多层合采的开发方式[1-3]。然而，蓬莱19-3油田地质条件复杂，油层纵向跨度大，储集层非均质性严重，油井初期产能预测十分困难。油井初期产能预测结果决定了钻井工作量和投资规模，科学有效地预测油井初期产能也是快速建产和高效开发此类油藏的关键[4]。

目前对于渗透率解释和定向井产能预测的研究较多，但将二者结合来对多层砂岩油藏产能进行预测的研究相对较少。本文基于对多层砂岩油藏定向井初期产能主要影响因素的研究，提出基于岩相约束的渗透率解释模型，引入电阻增大率表征含油饱和度的影响，建立适用于海上多层砂岩油藏的定向井初期产能预测公式。

1 油田概况

1.1 油藏地质特征

蓬莱19-3油田位于渤海海域渤南低凸起中段的东北端（见图1），发育在郯庐断裂带上，构造类型为在古隆起背景上发育起来的断背斜。主力油层发育于新近系馆陶组和明化镇组下段，储集层岩性为河流相陆源碎屑岩，目的层段岩性以长石砂岩为主。油层厚度为63～151 m，含油面积大于50 km2。平面上断层十分发育，油气分布及压力系统较复杂，纵向上存在多套油水系统，为构造型层状边水油藏。地面原油密度较大、黏度较高、凝固点低，地层原油饱和压力较高、地饱压差小，溶解气油比中等，原油的生物降解和水洗作用较为明显[5]。

图1 蓬莱19-3油田区域位置简图

1.2 评价阶段产能

蓬莱19-3油田6口评价井10井次的测试结果见表1。

表1 蓬莱19-3油田评价井产能测试资料统计

由表1可见，流度与比采油指数相关性较好，可以满足开发井初期产能预测的要求。然而海上油田评价井获得的产能数据相对较少、测试时间较短、产能测试偏高、油田覆盖面较小。因此，对油田产能的认识需针对已投产的开发井进行进一步研究。

1.3 开发阶段产能

由蓬莱19-3油田已投产的73口开发井多层合采初期产能（见图2）可见，流度与比采油指数相关性较差。

图2 蓬莱19-3油田73口开发井比采油指数与流度关系

2 影响油井初期产能的主要因素

2.1 储集层渗透率

渗透率是反映储集层物性最重要的参数[4]。常规获取渗透率的方法是首先根据电性测井解释得到孔隙度，然后根据室内岩心实验获得的孔隙度和渗透率相关性，建立岩石物性解释模型，进而根据测井解释孔隙度求取渗透率。蓬莱19-3油田为陆相多层砂岩油藏，受宏观沉积环境和微观成岩作用的双重影响，储集层非均质性严重，微观孔隙结构复杂，室内300多块常规岩心分析的孔隙度和渗透率相关性较差（见图3），导致传统方法建立的测井解释模型获取的渗透率准确性下降，进而影响油井初期产能与流度的相关性。

2.2 流体性质

蓬莱19-3油田馆陶组流体高压物性实验数据表明，地层条件下原油黏度表现为常规稀油（见表2），在初期（投产前3个月）3 MPa的生产压差下，地层压力变化对流体性质的影响相对较小，可以认为是牛顿流体。所以流体性质对产能与流度相关性的影响较小。

图3 蓬莱19-3油田岩心孔隙度与渗透率关系

表2 蓬莱19-3油田馆陶组原油高压物性分析数据表

2.3 含油饱和度

含油饱和度既是评价油藏石油地质储量的重要参数，也是研究油田开发过程中储集层油相渗流能力的关键因素，即含油饱和度越高、储量基础越大、油相渗流能力越强。蓬莱19-3油田评价井测试资料表明，含油饱和度越大，油井产能（比采油指数）也越高（见图4）。

图4 蓬莱19-3油田比采油指数与含油饱和度关系

2.4 生产压差

生产压差对初期产能的影响主要体现在与启动压力的关系上，即生产压差是否大于流体渗流的启动压力。如果大于启动压力，则表明多层合采条件下，各层都可以参与渗流。反之，则部分难动用储集层中的流体无法参与渗流，影响合采井产能与流度的相关性。

根据蓬莱19-3油田已投产开发井生产压差和启动压力的关系[6]，蓬莱19-3油田95%的开发井生产压差大于启动压力，即在多层合采模式下，生产压差对开发井流度与产能相关性的影响相对较小。

综上所述，蓬莱19-3油田合采模式下，影响初期产能的主要因素是渗透率和含油饱和度，而地层流体性质和初期生产压差的影响相对较小。

3 基于岩相约束的渗透率解释模型

3.1 孔渗关系主控因素

产能预测中渗透率参数最难确定，对于河流相沉积，宏观上沉积和成岩作用控制储集层物性，微观上黏土矿物含量和类型对于孔隙结构的影响也十分明显[7-10]。

蓬莱19-3油田明化镇组下段属于曲流河沉积，发育边滩（点砂坝）、河床、废弃河道、决口扇和河漫滩（泛滥平原）等5个微相；馆陶组属于辫状河沉积，发育心滩、河道、河道边缘和河道间4个微相。不同沉积微相具有不同的储集层物性特征（见表3）。

根据蓬莱19-3油田岩心分析，储集层砂岩主要由石英、长石和黏土矿物组成。孔隙结构的主要类型为粒间孔隙，其次是颗粒溶蚀孔隙和裂缝孔隙。薄片分析表明，砂岩颗粒的主要成分是石英、长石及火成岩、变质岩和沉积岩碎屑，也有少量的碳酸盐和高岭石胶结物，但总体上胶结不好或未胶结。储集空间主要由骨架颗粒之间的原生孔隙及长石和岩屑部分溶蚀形成的次生孔隙组成。黏土矿物主要为蒙脱石和伊利石，其含量超过自生高岭石。根据岩心、薄片和扫描电镜等资料标定常规测井曲线响应特征，确定不同岩相类型下的测井曲线特征；进而推广解释未取心井的测井资料，确定未取心井段的岩相类型，为后期按岩相建模定量评价物性参数提供依据。

表3 研究区不同微相孔隙度与渗透率数据

3.2 岩相划分及渗透率解释模型的建立

通过大量的岩心、壁心、薄片和扫描电镜资料分析，蓬莱19-3油田主要产层物性宏观上受沉积环境和岩石学特征控制，微观上受岩石孔隙结构和黏土矿物成分影响，即储集层物性整体上表现为岩相约束下的孔、渗特征。结合油田实际生产需求，建立蓬莱19-3油田8种岩相约束标准（见表4）。由表4可见，基于岩相约束的孔隙度和渗透率相关性较好。

表4 蓬莱19-3油田不同岩相划分标准及孔、渗模型

3.3 渗透率解释精度分析

定义拟标准偏差和拟相对标准偏差对岩相约束下的渗透率解释精度进行检验，不分岩相和岩相约束下渗透率解释模型与岩心实验结果的误差值计算公式如下：

经计算，不分岩相和岩相约束下的渗透率拟相对标准偏差值分别为12.57%和1.76%，说明岩相约束下的渗透率模型解释精度更高。由蓬莱19-3油田评价井岩心分析结果与测井解释结果可以看出，岩相约束下的解释结果与岩心测试结果吻合度较高，而不分岩相的解释结果误差较大（见图5），证明岩相约束下的渗透率解释模型可靠。

图5 蓬莱19-3油田评价4井取心井段测井与岩心分析曲线

图6 蓬莱19-3油田岩心相渗实验数据与岩相约束渗透率关系

此外，笔者利用岩心实验获得的相渗数据与新模型解释的渗透率进行统计分析。由图6可见，岩相约束模型解释的渗透率与岩心相渗实验获取的油水渗透率相关性较好，表明新模型解释的渗透率可以准确表征多孔介质的渗流能力，充分证明岩相约束模型解释渗透率的正确性。

4 多层砂岩油藏合采初期产能预测

4.1 多层合采定向井产能公式建立

海上多层砂岩油藏通常采用定向井开发，多采用裘比公式加负表皮系数计算定向井产能。由于对定向井角度引起的负表皮系数的计算方法不同，产能计算方法有张振华法[11]、Cinco-Ley法[12]、Besson法[13]和Vandervlis法[14]等，常用的为Vandervlis法：

现有的定向井产能公式仅适用于单层开采，没有考虑多层合采下层间渗流差异，对预测多层合采时油井的产能并不适用。

本文引入Archie公式计算油层电阻增大率以表征含油饱和度的影响：

含水饱和度与油、水相对渗透率关系式为：

基于岩相约束下的渗透率解释模型，求取（6）式中的Ka，结合油、水相对渗透率公式（（8）式）联立求解获得（6）式中的Kro，同时采用电阻增大率表征多层砂岩油藏含油饱和度的差异（（7）式），联立（6）式、（7）式和（8）式，得单层渗透率公式：

在对单层渗流能力表征的基础上，结合均质油藏单层开采的Vandervlis定向井产能公式，代入新的渗流能力表征参数，即将（9）式代入（5）式，最终得到适用于多层砂岩油藏的定向井合采产能公式：

考虑部分难动用层存在启动压力梯度[15]，修正（10）式，得合采井产能公式：

4.2 多层合采定向井产能公式验证

利用修正后的定向井产能公式，计算蓬莱19-3油田73口已投产井产能，验证新方法的精度。结果表明，新方法计算的油井产能与流度相关性较好（见图7），而未利用新方法计算的产能与流度相关性较差（见图2），表明新方法计算的产能可以准确地反映地下多孔介质的渗流能力，验证了新方法的可靠性。

图7 新方法计算的蓬莱19-3油田产能与流度关系

5 结论

蓬莱19-3油田多层砂岩油藏合采模式下，影响初期产能的主要因素是渗透率和含油饱和度，而地层流体性质和初期生产压差的影响相对较小。综合考虑蓬莱19-3油田储集层宏观沉积特征和微观孔隙结构对渗透率的影响机理，建立了基于岩相约束的陆相多层砂岩油藏渗透率解释新模型。基于岩相约束下的渗透率解释模型，采用电阻增大率表征多层砂岩油藏含油饱和度的差异，通过修正Vandervlis的定向井产能公式，并考虑启动压力梯度的影响，建立了陆相多层砂岩油藏定向井初期产能预测公式，经蓬莱19-3油田73口已投产井验证，新方法计算精度高，可以反映地下多孔介质的渗流能力。

符号注释：

a，b——岩石常数；Bo——原油体积系数，m3/m3；G——启动压力梯度，MPa/m；h——有效厚度，m；K，——不分岩相渗透率解释模型的渗透率、平均渗透率，μm2；Ka——空气渗透率，μm2；Kc——岩心实验测试的渗透率，μm2；Kl，——岩相约束渗透率解释模型的渗透率、平均渗透率，μm2；Ko——油相渗透率，μm2；Kro，Krw——油相、水相相对渗透率；m——总层数；n——饱和度指数，f；N——岩心实验样本点的个数；Qo——合采产油量，m3/d；rev——供给半径，m；rwe——有效井筒半径，m；Ri——电阻增大率，f；Ro——孔隙中充满水时岩石的电阻率，Ω·m；Rt——孔隙中充满原油时岩石的电阻率，Ω·m；Rw——注采井距离，m；S，S*——不分岩相、岩相约束下的渗透率拟相对标准偏差值；Sd——完井表皮系数；Sw——含水饱和度，f；Sθ——井身结构表皮系数；δ，δ*——不分岩相、岩相约束渗透率解释模型的渗透率与岩心实验渗透率拟标准偏差值，μm2；Δp——生产压差，MPa；μo——原油黏度，mPa·s；φ——孔隙度，%。下标：i——小层序号；j——岩心样本序号。

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（编辑 郭海莉）

Permeability characterization and directional wells initial productivity prediction in the continental multilayer sandstone reservoirs:A case from Penglai 19-3 oil field,Bohai Bay Basin

LIU Yancheng1,LUO Xianbo1,KANG Kai1,LI Tingli1,JIANG Shuhong2,ZHANG Jun1,ZHANG Zhang1,LI Yunting1
(1.Bohai Oil Field Research Institute,Tianjin Branch of CNOOC Ltd.,Tianjin 300459,China; 2.CNOOC Research Institute,Beijing 100027,China)

Based on study on the main factors affecting the initial productivity of directional wells in multilayer sandstone reservoirs of Penglai 19-3 oil field,a permeability interpretation model based on lithofacies constraint was established,and an initial productivity prediction formula for directional wells in offshore multilayer sandstone reservoirs was derived.Permeability and oil saturation are the main factors affecting initial productivity of directional wells in Penglai 19-3 oil field.Using core,scanning electron microscope,casting thin section,logging and production data,and a new permeability interpretation model considering the influence of macro sedimentary characteristics and microscopic pore structure was built.On the basis of permeability correction,resistivity increase ratio is introduced to characterize the effect of oil saturation,to modify the Vandervlis productivity formula of directional wells to get an initial productivity prediction equation suitable for continental multilayer sandstone reservoirs.The study results show that the permeability considering petrographic constraints and the production forecasting formula including resistivity increase ratio are more accurate.

multilayer commingled production; permeability characterization; oil saturation; directional well; initial productivity prediction; Penglai 19-3 oil field; Bohai Bay Basin

国家重大科技专项“渤海油田加密调整及提高采收率油藏工程技术示范”（2016ZX05058-001）；“海上稠油油田开发模式研究”（2016ZX05025-001）

TE53；TE355.6

：A

1000-0747(2017)01-0097-07

10.11698/PED.2017.01.11

刘彦成（1985-），男，陕西榆林人，硕士，主要从事海上多层砂岩油藏开发领域的研究。地址：天津市滨海新区海川路2121号B座1230室，中海石油（中国）有限公司天津分公司渤海石油研究院，邮政编码：300459。E-mail：163lycgt@163.com

2016-02-26

2016-11-18