渤海稠油储层探井产能预测方法

赵洪涛，于 喜，于伟强，房鑫磊

（中法渤海地质服务有限公司，天津 300457）

渤海油田稠油储量资源丰富，已探明稠油地质储量占渤海油田总探明储量的50%以上，由于稠油具有密度大、黏度高、流动性差、易出砂等特点，目前海上多采用油管传输射孔（TCP）+电缆加热螺杆泵排液（PCP）+环空压力控制式地层测试工具（APR）三联作测试工艺进行探井测试［1］，以获取储层物性参数，确定储层产能情况。然而，在实际测试中，随生产压差增大，井筒附近的砂粒可能随稠油一道采出，形成“蚯蚓洞”网络［2-3］，使井筒附近渗流能力增强，储层物性的变化造成常规产能评价方程异常，无法求取极限产量。由图1可以看出三关井的压差及导数曲线较二关井出现明显下移，代表储层渗流能力得到改善，同时，三关井双对数曲线出现明显的线性流动特征，应与井筒附近“蚯蚓洞”的形成有关。

应用Fetkovich方法对二开井、三开井共5个制度的产能测试数据进行分析，渗流指数（n）为1.03（正常情况下，n取值范围为0.5～1.0），产能方程异常（图2），无法应用于储层产能评价。

图2 稠A井流入动态曲线

鉴于稠油油藏常规产能评价方法面临的困难和风险，目前油田多采用基于探井测试资料的比采油指数进行产能评价［4］。比采油指数作为油田勘探、开发工作的一项重要指标，能够有效指导油田开发方案的制定及单井合理生产压差的确定。海上平台作业空间有限、测试成本高，如果能对探井比采油指数进行测前初步预测，有助于优化测试层的选取，提高测试成功率，为储层的产能评价及开发生产工作提供可靠的数据支撑。前人对稠油储层比采油指数预测做过许多研究，相关预测模型的参数选取可以概括为储层物性参数和流体性质参数两类。储层物性参数包括孔隙度、渗透率、含油饱和度、泥质含量、电阻率等，流体性质参数则包括原油密度、原油黏度、原油地化热解参数等［5-9］。本文在前人研究的基础上，总结渤海油田明化镇组、馆陶组近两年稠油储层探井的测试成果，基于现场实际的录井、测井及试油资料，在不进行复杂模型建立的前提下，探索相关参数组合与比采油指数之间的关系，建立了两种简单、便捷的比采油指数预测模型，以期为后续渤海地区稠油储层探井的产能预测提供一种有效方法。

1 测井渗透率-地化密度预测模型

当油井生产达到拟稳定流后，产量与压差之间的关系可以用裘比依公式表示，即：

式中：Qo为油产量，m3／d；Ko为油相渗透率，10-3μm2；h为储层厚度，m；Pe为供给压力，MPa；Pwf为井底流压，MPa；re为供油半径，m；rw为井眼半径，m；B为原油体积系数，m3／m3；μo为原油黏度，cp；S为表皮系数，无量纲。

比采油指数定义为单位生产压差下单位厚度油层的产量，结合裘比依公式，比采油指数表达式为：

式中：Jos为比采油指数，m3／（d·MPa·m）。

从式（2）中可以看出，比采油指数与流度（Ko／μo）成正比，同时受原油体积系数、供油半径、表皮系数等因素影响。渤海以往稠油试油成果显示，各井原油体积系数变化很小，由于测试采用相同测试工艺、且测试时间相近，表皮系数和re／rw值相差不大。所以决定储层产能好坏的主控因素为油相渗透率Ko及原油黏度μo，即储层物性和流体性质共同影响油井产能。

表1为渤海近期稠油储层探井测试相关结果，应用测井渗透率Km和地面50℃原油黏度μo（50℃）进行流度表征，与实测比采油指数进行相关性分析，相关结果如图3所示，相关性较强，回归关系式为：

图3 测井渗透率／50℃原油黏度与比采油指数相关性

表1 渤海近期稠油储层探井测试结果

渤海地区稠油井统计资料表明，地面原油密度（20℃）与地面原油黏度（50℃）存在正指数相关性，对本次汇总的测试井相关参数进行回归（图4），回归关系式为：

图4 实测地面20℃原油密度与50℃原油黏度相关性

式中：ρo为20℃地面原油密度，g／cm3。

将式（4）带入式（3），即得到依据测井渗透率和20℃地面原油密度进行比采油指数预测的公式：

）

原油密度是原油的重要性质之一，其大小与原油中的胶质、沥青质含量有直接关系［10］，在钻井阶段可以利用地化热解参数建立区域原油密度评价模型，利用地化预测密度代替20℃地面原油密度，再结合测井渗透率，可以在探井测试前对比采油指数进行初步预测。

2 孔隙度-重质组分指数预测模型

基于前文所述，研究区稠油储层产能主要受油相渗透率Ko及原油黏度μo影响，故尝试应用与二者相关联的地化、测井参数进行组合，表征流度对比采油指数的影响。储层物性（孔隙度、渗透率等）受岩石成分、粒度、分选性、磨圆度、胶结程度等综合因素的影响［11］，相关研究表明，浅层稠油储层油相渗透率与孔隙度一般存在线性或指数的正相关性［12］。地化热解参数HI（重质组分指数）指示原油中重质组分所占比例，其值大小与原油密度、黏度均存在正相关性［13］，重质组分指数定义为：

式中：HI为重质组分指数；S0为小于等于90℃时检测到的单位质量岩石中烃类含量，mg／g；S1为90～300℃时检测到的单位质量岩石中烃类含量，mg／g；S2为300～600℃时检测到的单位质量岩石中烃类含量，mg／g；TOC3为利用三峰法计算的总有机碳含量，mg／g；RC3为三峰法计算的残余碳含量，mg／g（当无残余烃分析值时，RC3=0.060 4 S20.9696）。

表2是前文探井测试层对应深度的地化热解分析结果。基于前文分析，应用孔隙度／重质组分指数（φ／HI）表征流度（Ko／μo）对比采油指数的影响，并建立相关性模型，回归结果如图5所示。依据孔隙度-重质组分指数进行比采油指数预测的公式为：

图5 孔隙度／重质组分指数与比采油指数相关性

表2 渤海近期稠油储层探井测试对应深度地化热解分析结果

对于研究区稠油井，孔隙度／重质组分指数与比采油指数相关性较强，相关系数R2达到0.932 5，可以作为区域稠油储层比采油指数预测的有效指标。

3 现场应用

将上述两种方法应用于渤海最新的一口稠油储层探井A井的比采油指数预测，该井共进行两层测试，测试层位分别为馆陶组和明化镇组，测试前已知的测井及地化热解参数见表3。将两种方法的预测结果与探井实测结果进行对比（表4）。由表4可知，测井渗透率-地化密度模型预测结果与实际测试比采油指数的相对误差分别为10.41% 和10.37%，孔隙度-重质组分指数模型预测结果与实际测试比采油指数的相对误差分别为5.68%和9.72%，两种模型比采油指数预测结果的误差均在可接受范围内，证实了模型适用于研究区稠油储层的产能预测，对其他区域探井测试前产能预测也具有一定借鉴意义。

表3 A井测试层测井解释结果及地化热解参数

表4 预测结果与实测结果对比

4 结论

（1）通过分析比采油指数的主要影响因素，结合测井及地化热解参数建立了两种比采油指数预测模型，即测井渗透率-地化密度模型和孔隙度-重质组分指数模型。经最新探井试油实测结果验证，两种模型相对误差分别为10.37%～10.41%和5.68%～9.72%，误差均较小，进一步证实了模型适用于该区域稠油储层的产能预测。

（2）由于渗透率、原油黏度等影响比采油指数的参数受岩性、油质、温度等多种因素影响，不同区块主控因素差异较大。本文相关模型仅适用于研究区内成藏模式相同的稠油储层的产能预测，其他区域可借鉴类似方法，在进行产能影响因素分析的基础上，对模型进行修改完善后应用。