壓力恢復(fù)試井解釋在西非深海某油井的應(yīng)用

夏海容

（中國石化石油勘探開發(fā)研究院，北京100083）

1 簡介

西非尼日爾三角洲深海某油田，水深900 m，從地震上看，該油田斷層發(fā)育，沉積環(huán)境為濁積砂水道，東西向的斷層將油田南部與北部隔開，以位于油田南部斷塊的A 井為例，利用現(xiàn)代試井解釋技術(shù)分析地層系數(shù)Kh、表皮系數(shù)S、油井控制最小地質(zhì)儲量、油藏邊界及儲層連通性。

早期根據(jù)MDT 測試結(jié)果表明該井的地層壓力非常接近飽和壓力，A 井R 層地面原油密度0.804 g／cm3，地層原油體積系數(shù)1.21，原油壓縮系數(shù)1.4×10-3MPa-1，地 層 水 壓 縮 系 數(shù)0.37×10-3MPa-1，巖石壓縮系數(shù)1.05×10-3MPa-1，總的壓縮系數(shù)2.29×10-3MPa-1，原油黏度2.22 mPa·s，孔隙度26.7%，含水飽和度15.1%，射孔頂部埋深2 182 m，射孔厚度15 m，油藏壓力22.955 MPa，井眼底部溫度63.6 ℃，井眼半徑0.155 m。

A 井測試工作制度為三開三關(guān)（圖1），一開主要為排液，排液時(shí)間43.2小時(shí)，二開和三開為主要測試階段，開井生產(chǎn)時(shí)間67～72小時(shí)，測試最大流量870 m3／d，該油田其它井的DST 測試通常都采用三開三關(guān)的工作制度，因此，通常每口井將有三個(gè)壓力恢復(fù)數(shù)據(jù)供分析，但是利用一關(guān)壓力恢復(fù)數(shù)據(jù)分析的表皮系數(shù)很高，不能反映地層的真實(shí)情況，常用二關(guān)三關(guān)壓力恢復(fù)數(shù)據(jù)進(jìn)行壓力恢復(fù)分析。

2 試井解釋模型的識別［1-2］

A 井有三次壓力恢復(fù)數(shù)據(jù)，但最后關(guān)井的壓力恢復(fù)時(shí)間長，數(shù)據(jù)品質(zhì)好，因此利用最后一段壓力恢復(fù)數(shù)據(jù)進(jìn)行分析。

2.1 流動階段的識別

早期階段：主要反映近井帶特征，即為試井解釋模型的內(nèi)邊界條件，從圖2可以看出，A 井的壓差與時(shí)間的雙對數(shù)曲線出現(xiàn)了45度線，表明該井存在井筒儲集效應(yīng)。

徑向流階段：A 井雙對數(shù)曲線上的壓差導(dǎo)數(shù)曲線出現(xiàn)了數(shù)值為0.5的水平直線（圖2），這是徑向流階段在雙對數(shù)曲線上的顯著特征。

過渡階段：早期純井儲階段和徑向流階段不受表皮因子的影響，但這兩個(gè)流動段之間的過渡階段與表皮因子密切相關(guān)，曲線上表現(xiàn)為山峰狀曲線，過渡階段的山峰狀曲線定性的反映了表皮因子的大小，從圖2可以大致判斷A 井受到一定污染。

圖2 A 井雙對數(shù)診斷曲線

末期階段：末期階段反映了油井的外邊界條件，從圖2壓力導(dǎo)數(shù)曲線末端從0.5線上翹，這表明井的附近存在不滲透邊界（如斷層），但由于關(guān)井壓恢測試時(shí)間不是足夠長，圖上只出現(xiàn)了上翹段，未出現(xiàn)1線或2線的水平直線，因此不能確切判斷斷層條數(shù)和分布情況。

2.2 壓力恢復(fù)段試井分析［3-5］

根據(jù)對A 井各流動階段的分析，試井分析初步模型為具有井筒儲集、表皮效應(yīng)和不滲透邊界的均質(zhì)油藏模型或非均質(zhì)油藏模型。針對A 井DST 測試能探測到的范圍內(nèi)油藏可能是均質(zhì)也可能是非均質(zhì)，因此先從簡單的均質(zhì)模型開始逐個(gè)分析可能的試井解釋模型。

考慮基本模型為均質(zhì)模型，具有純井筒儲集和表皮效應(yīng)，首先分析外邊界條件為一條滲透邊界（或斷層）的情形，試井解釋的外邊界與地震振幅所反映的東部水道界限是一致的，歷史產(chǎn)量也擬合得很好，但是在二關(guān)和三關(guān)之間的擬合壓力比實(shí)測壓力偏高。由于考慮一條非滲透邊界時(shí)擬合壓力偏高，分析是否存在兩條平行非滲透邊界，在該模型中將末期段的壓力倒數(shù)曲線特征解釋為線性流，壓力導(dǎo)數(shù)曲線形態(tài)擬合很好，但是擬合壓力與實(shí)際壓力差異也不容忽視，擬合壓力比實(shí)際壓力減小了0.14 MPa。因此，在均值模型下均未能很好的模擬該井實(shí)際地質(zhì)特征。

利用均質(zhì)模型均未獲得很好擬合結(jié)果，從地震解釋獲悉該油田的沉積環(huán)境為濁積砂水道，儲層的非均質(zhì)性比較強(qiáng)，從上述兩個(gè)均質(zhì)模型解釋結(jié)果分析A 井DST 測試所能探測到的范圍內(nèi)儲層存在非均質(zhì)性，因此應(yīng)考慮具有儲層物性變化的非均質(zhì)模型，試井解釋的非均質(zhì)模型包括雙孔模型、雙滲模型、雙孔雙滲模型和復(fù)合模型，對于濁積砂水道沉積環(huán)境所形成的條帶狀油氣藏，儲層物性的平面分布往往表現(xiàn)出較強(qiáng)的不連續(xù)性，呈現(xiàn)出線性組合的特征，基本模型考慮線性復(fù)合模型來對A 井分析。

2.2.1 線性復(fù)合模型

基本模型為線性復(fù)合模型，該模型模擬相退的河道沉積，儲層沿河道分成三個(gè)具有不同地層系數(shù)的條帶，利用線性復(fù)合模型同時(shí)擬合壓力導(dǎo)數(shù)和歷史壓力，從圖3可以看出壓力和壓力導(dǎo)數(shù)都擬合得很好。該模型下計(jì)算東部物性差區(qū)域的地層系數(shù)是A 井所在區(qū)域的0.05倍，距離A 井210 m，西部物性差區(qū)域的地層系數(shù)是A 井所在區(qū)域的0.3倍，距離A 井350 m。2.2.2 一條非滲透邊界的線性復(fù)合模型［3-4］

圖3 線性復(fù)合模型壓力及壓力導(dǎo)數(shù)擬合圖

在上述線性復(fù)合模型中，壓力和壓力導(dǎo)數(shù)都擬合得很好，但東部物性很差的條帶與從地震圖上識別出東部河道邊界不符合，因此用一條非滲透邊界代替東部物性很差的條帶，儲層物性差是由河道橫向非均質(zhì)性造成的。該模型下壓力和壓力導(dǎo)數(shù)同樣都擬合得很好，并且地震解釋結(jié)果一致（圖4）。A井距離東部河道邊界220 m，西部物性較差區(qū)域的地層系數(shù)是A 井所在區(qū)域的0.25 倍，距離A 井450 m。

圖4 一條非滲透邊界的線性模型壓力及壓力導(dǎo)數(shù)擬合圖

3 參數(shù)計(jì)算

3.1 地層參數(shù)

由試井解釋識別出的具有一條非滲透邊界的線性復(fù)合模型擬合結(jié)果最好，也符合地震解釋結(jié)果，根據(jù)該模型計(jì)算A 井距離東部河道邊界220 m，距離北部非滲透邊界2 200 m，距離南部非滲透邊界2 250 m。當(dāng)測試層有效厚度13 m，原油黏度2.2 mPa·s時(shí)，該井測試范圍內(nèi)儲層滲透率2 100×10-3μm2，表皮系數(shù)26.5，生產(chǎn)指數(shù)為130 m3／（d·MPa）。

3.2 控制地質(zhì)儲量

根據(jù)試井解釋識別出的一條非滲透邊界的線性模型，A 井探測半徑大約2 000 m，距離北部非滲透邊界2 200 m，距離南部非滲透邊界2 250 m，這與地震圖上識別的主斷層一致，距離西側(cè)非滲透邊界2 000 m。值得注意的是地震圖可以看見的西側(cè)邊界距離A 井950 m，將這兩個(gè)模型均進(jìn)行檢驗(yàn)，發(fā)現(xiàn)如果以地震可以看見的邊界作為該井西側(cè)的非滲透邊界，則壓力導(dǎo)數(shù)和壓力曲線均擬合不上（圖5），證明該井西側(cè)探測半徑內(nèi)不存在其它非滲透邊界（后面進(jìn)行詳細(xì)分析），因此探測半徑2 000 m 時(shí)探測面積約9.9 km2，有效厚度為13 m，因此該井控制的最少地質(zhì)儲量為2 385×104m3。

圖5 西側(cè)探測半徑分析擬合

4 控制儲量敏感性分析

4.1 A 井東部是否存在水層

目前試井解釋模型探測出A 井東側(cè)為一條非滲透邊界，假設(shè)東部不是非滲透邊界，而是油水界面，分析了東部為水層的復(fù)合模型，解釋結(jié)果為西側(cè)或北側(cè)存在非滲透邊界，這與地震數(shù)據(jù)不符合，該模型下A 井距離水層距離1 200 m，遠(yuǎn)遠(yuǎn)超過了地震振幅降低的距離（200～300 m）。通過降低流度使油井距離東部水層更近，從而獲得更好的壓力和壓力導(dǎo)數(shù)擬合曲線，當(dāng)油井距離水層750 m 時(shí)獲得很好的擬合曲線，但仍然與地震振幅反應(yīng)不相符。所以，東部為水層的線性復(fù)合模型雖然能獲得很好壓力和壓力導(dǎo)數(shù)擬合曲線，但與地震振幅反應(yīng)不一致，再次證實(shí)東部為非滲透邊界而不存在水層。

4.2 巖石壓縮系數(shù)對控制地質(zhì)儲量的影響

上述模型中使用的巖石壓縮系數(shù)為1.05×10-3MPa-1，當(dāng)巖石壓縮系數(shù)增加到2.1×10-3MPa-1，A 井探測區(qū)域面積為8.0km2，控制地質(zhì)儲量1 908×104m3。

4.3 南北兩端非滲透邊界對控制地質(zhì)儲量的影響

對比分析南北兩端非滲透邊界與A 井的距離對控制地質(zhì)儲量的影響，第一種情況假設(shè)南北兩端的非滲透邊界距離A 井很近，如果壓力和壓力導(dǎo)數(shù)要獲得很好的擬合結(jié)果，則西側(cè)的非滲透邊界需再往西移動，距離大約2 200 m，此時(shí)該井控制的地質(zhì)儲量2 401×104m3；第二種情況假設(shè)南部非滲透邊界距離A 井更遠(yuǎn)（5 000 m），如果要獲得好的擬合結(jié)果，則西側(cè)的非滲透邊界距離A 井1 700 m，此時(shí)A 井控制地質(zhì)儲量2 226×104m3。

因此一條非滲透邊界位于A 井東部220 m，與東部水道邊界相符合，假設(shè)測試層的儲層有效厚度是固定的，并且儲層物性在橫向上是均質(zhì)的，DST測試探測到A 井的面積為9.9 km2，控制地質(zhì)儲量（2 226～2 385）×104m3。當(dāng)然測試探測到的西側(cè)的非滲透邊界仍然超出了地震圖可見的邊界。

4.4 有效厚度對控制地質(zhì)儲量的影響

在線性復(fù)合模型中，西側(cè)分為三個(gè)不同地層系數(shù)的條帶，儲層有效厚度是相同的，探測半徑2 000 m 左右，如果考慮到非均質(zhì)性，西側(cè)不同條帶儲層有效厚度不同，如圖4所示，A 井西側(cè)He2條帶選取不同的儲層有效厚度進(jìn)行壓力和壓力導(dǎo)數(shù)擬合，經(jīng)過試井解釋分析，當(dāng)He2條帶的有效厚度分別為17 m、21 m 和31 m 時(shí)獲得很好擬合曲線，在這三種儲層厚度模型下，該井西側(cè)探測半徑有所降低（分別為1 600 m、1 400 m 和1 100 m），但控制地質(zhì)儲量沒有明顯的變化（分別為2 289×104m3、2 353×104m3和2 258×104m3）。通過對不同有效厚度進(jìn)行敏感性分析可知，當(dāng)有效厚度增加，西側(cè)探測半徑降低了，目前三種模型的解釋結(jié)果仍然超過了地震圖可見的邊界，但都位于主斷層邊界內(nèi)。

因此，如果考慮地質(zhì)模型和東部水道邊界，在識別油井控制地質(zhì)儲量問題上最大的挑戰(zhàn)就是儲層的有效厚度，換言之，A 井測試的原油是否只產(chǎn)自現(xiàn)在射開的測試層，可能與上覆儲層在垂向上是連通，上覆儲層對產(chǎn)量也有貢獻(xiàn)？為了解決這些問題需要獲取更多的資料進(jìn)一步分析儲層縱向連通情況。

5 結(jié)論

（1）根據(jù)流動階段的特征共分析了四個(gè)可能的解釋模型，其中具有一條非滲透邊界的線性復(fù)合模型擬合效果最好，非滲透邊界與地震振幅變化一致，A 井地震振幅的變化反映了東部水道邊界。利用該模型，假設(shè)儲層有效厚度為13 m 時(shí)，滲透率為2 100×10-3μm2，表皮系數(shù)為26.5，生產(chǎn)指數(shù)為130 m3／（d·MPa），A 井控制地質(zhì)儲量為（1 908～2 385）×104m3左右。

（2）根據(jù)模型計(jì)算A 井距離北部和南部固定的非滲透邊界距離為2200 m左右，西部探測距離為2 000 m，該距離超出了地震可視范圍，甚至超出了主斷層的邊界。對A 井西側(cè)儲層有效厚度的分析表明，當(dāng)儲層有效厚度增加時(shí)西側(cè)探測距離有所降低，雖然超出了地震可視范圍，但仍然位于主斷層邊界內(nèi)，因此儲層在縱向上可能連通。

（3）對東部是否存在水層進(jìn)行敏感性分析證實(shí)東部不存在水層，而是水道的邊界。

（4）通過DST 測試可獲得油田早期動態(tài)數(shù)據(jù)，比如地層系數(shù)、表皮系數(shù)、生產(chǎn)指數(shù)、測試井控制地質(zhì)儲量等，同時(shí)也可獲得測試井探測范圍內(nèi)的油藏幾何特征，如斷層距離、河道邊界、油水邊界等。但是由于DST 資料是最早期的動態(tài)資料，同時(shí)試井解釋又存在多樣性，因此在遇到復(fù)雜的油藏時(shí)也特別注意結(jié)合地質(zhì)情況綜合分析，反復(fù)檢驗(yàn)?zāi)Ｐ褪欠衽c實(shí)際地質(zhì)特征一致。

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