薄互层油藏定向井产量预测方法研究——以渤海L油田为例

郑金定，张 章，石洪福，李媛婷，秦天宝

(中海石油(中国)有限公司天津分公司，天津 300459)

由于受到地表空间限制，海上油田开发一般采用多层合采的开发模式，单井产能是各小层产能的综合体现。在单井产能释放过程中，受层间物性干扰、压力干扰、水淹干扰、污染干扰等因素影响，导致多层薄互层砂岩油藏产能预测难度极大。前人对于定向井的产量预测方法较多，但主要利用多元主控因素(包括流体性质、层间干扰系数、完井方式、校正系数等因素)定量耦合、岩心实验、油藏工程等方法，建立产能预测模型[1-12]。实践表明，对于薄互层油藏，纵向干扰系数影响因素众多，并存在较大的不确定性，导致产量预测难度大，影响新井优化部署。本文以渤海L油田为例，利用生产测井资料，以小层为单元分析储层品质对产能的影响，探索不同类型储层的产能初值及其产出层比例情况，建立海上多层薄互层砂岩油藏产量预测新模型，指导新井钻前的优化部署。

1 油田概况及存在问题

渤海L油田属于复杂河流相特大型油田，主力含油层发育于新近系明化镇组下段和馆陶组，具有“含油跨度长、油层厚度大、小层数量多、薄互层发育”四大特征。实钻资料显示，含油层段地层厚度100～600 m，单井钻遇油层厚度30～160 m。岩性以含砾中细砂岩、中细砂岩为主，薄层泥岩占比高，砂岩百分含量为16.7%～33.2%，平均29.3%。L油田主要含油目的层可划分为13个油组，其中明化镇组下段发育5个油组，馆陶组发育8个油组，又可细分为47个小层。储层物性具有中高孔、高渗特征，孔隙度为21%～35%，渗透率为50×10-3～2 500×10-3μm2。目前，L油田处于中高含水阶段，正在实施层系井网的综合调整。在随钻实施过程中，以提高新井初期产能和采收率为目标，深化储层逐级分类刻画。针对薄互层油藏，参考行业规范，根据储层厚度、砂地比、物性、非均质性等参数，将L油田馆陶组储层划分为三种类型：Ⅰ类储层厚度大，物性和连续性好；Ⅱ类储层厚度中等，连续性中等；Ⅲ类储层多为孤立薄层(厚度小于2 m)，物性相对较差(表1)。L油田Ⅱ类和Ⅲ类储层个数占比高达82%，属于典型的薄互层油藏。

表1 渤海L油田储层划分标准及结果

一直以来，受大段合采开发模式以及薄互层发育的影响，L油田各层产出情况识别难度极大。多层合采条件下，薄层是否存在产量贡献，且产能初值与主力层是否存在差异，不仅影响油田开发策略，也导致新井产量预测困难。以L10井与L13井两口开发井为例，两口井生产层位相同(L60～L100油组)、生产厚度均在72 m左右，生产压差均为4.0 MPa，纵向地层压力和水淹无差异。根据常规产量预测方法，两井初期配产均为72～75 m3/d。在相同的生产管理状态下，两井初期日产量差异甚大，L10井初期日产量为113 m3，而L13井初期日产量仅为66 m3。根据储层划分原则，L10井生产层段中Ⅰ类储层、Ⅱ类储层、Ⅲ类储层厚度占比分别为33.1%、47.8%、19.1%，L13井生产层段中Ⅰ类储层、Ⅱ类储层、Ⅲ类储层厚度占比分别为15.7%、49.9%、34.4%，显然两井储层品质差异较大，L10井Ⅰ类储层厚度比例是L13井的2.2倍(图1)。常规产量预测方法忽略了储层品质对产能的影响，导致产量预测结果与实际偏差较大。因此，对于薄互层发育的海上多层砂岩油藏，需要对不同类型储层产能及其产出比例进行深入研究，提高薄互层油藏新井产量预测精度，为油田开发方案和调整方案提供有力保障。

图1 L油田L10井与L13井储层类型对比

2 薄互层油藏新井产量预测

与常规储层相比，薄互层油藏新井产能影响因素更多，层间干扰更为严重，新井产量预测精度难以提高。资料表明，油井产能影响因素既有孔喉结构、储层物性、沉积微相、储层展布、储层厚度等静态参数，也有完井方式、水淹程度、生产压差等开发因素[13-16]。基于L油田地质油藏特征，重点研究储层类型对新井初期产能的影响，实现新井科学配产。

2.1 不同类型储层产能分析

L油田馆陶组为浅水辫状河三角洲沉积，经历了湖进到湖退的一个长期旋回，主要发育辫状河三角洲平原，以大型辫流河道、心滩沉积为主，局部存在辫状河三角洲前缘及溢岸相沉积。根据沉积和储层发育模式，将储层品质划分为三类。Ⅰ类储层主要位于主辫流带，厚度大，横向连通性好，实钻测井水淹资料以及吸水剖面显示，Ⅰ类储层是主力吸水层，且实钻Ⅰ类储层均见强水淹，验证了Ⅰ类储层连通性好。Ⅱ类储层位于辫流带边缘或溢岸小型河道，厚度一般为2～5 m，水淹等资料显示当前井网能动用；Ⅲ类储层主要发育于洪泛期溢岸相及前缘相，厚度小于2 m，宽度50～200 m，多呈土豆状，砂体方向性差。

针对薄互层发育的多层砂岩油藏，新井产能是各小层产能的综合体现，开展以小层为单元的产能研究至关重要。一直以来受限于生产测井录取资料和解释方法等因素，导致各小层产出情况难以识别，特别是Ⅱ类和Ⅲ类储层的产出贡献。为了探索不同类型储层的产能初值及其产出层比例情况，2021年陆续开展了61井次产出剖面测井二次解释，解决纵向小层产量细分难的问题。基于生产测井资料，对于涡轮转速响应较好的单井，主要依靠涡轮转速与电缆测速交会法确定井筒中流体视速度，再结合流体PVT参数、流动模型、流体密度和持水率曲线得到各产出层分相产量；对于回流井等涡轮转速响应较差的单井，主要依靠温度模型，结合流体密度和持水率曲线得到各产出层分相产量。通过二次解释，实现不同类型储层产出情况的定量表征。以B19井为例，该井二次解释后各小层产出情况更为清楚，薄层存在产量贡献(表2)。

表2 L油田B19井产出剖面资料二次解释结果

根据生产测井二次解释成果，L油田多层合采条件下，薄层有产出贡献，甚至部分薄层存在注采受效。受储层品质和层间干扰影响，纵向产出差异很大。Ⅰ类储层厚度大，物性好，新井初期平均米采油指数为1.39 m3/(d·MPa·m)，产出层比例为87.2%；Ⅱ类储层厚度中等，物性较好，新井初期平均米采油指数为0.89 m3/(d·MPa·m)，产出层比例为71.6%；Ⅲ类储层厚度小，多为薄层，物性相对较差，新井初期平均米采油指数为0.66 m3/(d·MPa·m)，产出层比例为51.6%(图2)。显然，在目前层系井网条件下，Ⅱ类和Ⅲ类储层的产能较小，产出层比例较低。Ⅱ类储层产能为Ⅰ类储层的0.64倍，其产出层比例为Ⅰ类储层的0.82倍；Ⅲ类储层产能仅为Ⅰ类储层的0.47倍，其产出层比例仅为Ⅰ类储层的0.59倍。因此新井配产过程中，需充分考虑Ⅱ/Ⅲ类储层产能情况，从而提高新井产量预测精度。

图2 不同类型储层产能和产出层比例统计结果

2.2 多层合采井产量预测

对于多层薄互层砂岩油藏，油田开发方案或综合调整方案多以定向井为主，兼顾薄层开发。新井产能预测主要基于邻井试采资料和生产动态，折算得到预测含水条件下的米采油指数，矿场定向井产量预测公式如下：

Qo=Jo(fw)hΔP

(1)

式中：Qo为油井产量，m3/d；Jo(fw)为折算后某一含水率下的米采油指数，m3/(d·MPa·m)；h为单井生产厚度，m；ΔP为生产压差，MPa。

显然，上式没有考虑不同类型储层的产能差异，更适合于单层油藏或非均质性较弱的多层油藏。对于薄互层发育的多层合采井而言，储层类型多样，各小层产出能力相差甚大。基于L油田储层划分标准，引入不同类型储层的产能初值及其产出层比例，则单井产量预测公式如下：

(2)

式中：Joi(fw)为i类储层折算某一含水率下的米采油指数，m3/(d·MPa·m)；Ki为i类储层的产出层比例；hi为i类储层的生产厚度，m。

3 应用实践

近年来，L油田正处于综合调整阶段，每年开展数十口调整井和开发井钻前优化，而新井产量预测是井位优化的基础。根据不同类型储层的产能分析成果，利用考虑储层品质的产量预测新方法，已指导20口新井配产工作。通过近两年部分新井的矿场生产数据来看，新方法单井产量预测误差控制在15%以内，单井平均预测日产油量66 m3，实际初期日产油量67 m3(图3)。以近期实施的E50S2井和M07S2井为例，两者生产厚度一致，含水率相近，但由于储层结构存在较大差异，E50S2井生产层段Ⅰ类储层、Ⅱ类储层、Ⅲ类储层厚度占比分别为33.1%、47.8%、19.1%，而M07S2井生产层段Ⅰ类储层、Ⅱ类储层、Ⅲ类储层厚度占比分别为50.2%、33.4%、16.4%，显然M07S2井储层类型和物性更为优质。因此，M07S2井钻前配产68 m3/d，E50S2井钻前配产58 m3/d，实际初期产量与预测基本一致(表3)。

图3 L油田部分新井初期产量与预测产量对比

表3 L油田新井产量预测结果

4 结论

(1)渤海L油田薄互层发育的多层合采井，在目前层系井网条件下，Ⅱ类储层与Ⅲ类储层产能较小，且产出层比例较低，Ⅱ类储层产能为Ⅰ类储层的0.64倍，产出层比例为Ⅰ类储层的0.82倍；Ⅲ类储层产能仅为Ⅰ类储层的0.47倍，产出层比例仅为Ⅰ类储层的0.59倍。

(2)不同类型储层产出能力相差甚大，因此新井产量预测需要充分考虑不同类型储层产出情况，产量预测新方法更适合于薄互层发育的多层合采井。