渤海稠油儲層探井產能預測方法

趙洪濤，于 喜，于偉強，房鑫磊

（中法渤海地質服務有限公司，天津 300457）

渤海油田稠油儲量資源豐富，已探明稠油地質儲量占渤海油田總探明儲量的50%以上，由于稠油具有密度大、黏度高、流動性差、易出砂等特點，目前海上多采用油管傳輸射孔（TCP）+電纜加熱螺桿泵排液（PCP）+環空壓力控制式地層測試工具（APR）三聯作測試工藝進行探井測試［1］，以獲取儲層物性參數，確定儲層產能情況。然而，在實際測試中，隨生產壓差增大，井筒附近的砂粒可能隨稠油一道采出，形成“蚯蚓洞”網絡［2-3］，使井筒附近滲流能力增強，儲層物性的變化造成常規產能評價方程異常，無法求取極限產量。由圖1可以看出三關井的壓差及導數曲線較二關井出現明顯下移，代表儲層滲流能力得到改善，同時，三關井雙對數曲線出現明顯的線性流動特征，應與井筒附近“蚯蚓洞”的形成有關。

應用Fetkovich方法對二開井、三開井共5個制度的產能測試數據進行分析，滲流指數（n）為1.03（正常情況下，n取值范圍為0.5～1.0），產能方程異常（圖2），無法應用于儲層產能評價。

圖2 稠A井流入動態曲線

鑒于稠油油藏常規產能評價方法面臨的困難和風險，目前油田多采用基于探井測試資料的比采油指數進行產能評價［4］。比采油指數作為油田勘探、開發工作的一項重要指標，能夠有效指導油田開發方案的制定及單井合理生產壓差的確定。海上平臺作業空間有限、測試成本高，如果能對探井比采油指數進行測前初步預測，有助于優化測試層的選取，提高測試成功率，為儲層的產能評價及開發生產工作提供可靠的數據支撐。前人對稠油儲層比采油指數預測做過許多研究，相關預測模型的參數選取可以概括為儲層物性參數和流體性質參數兩類。儲層物性參數包括孔隙度、滲透率、含油飽和度、泥質含量、電阻率等，流體性質參數則包括原油密度、原油黏度、原油地化熱解參數等［5-9］。本文在前人研究的基礎上，總結渤海油田明化鎮組、館陶組近兩年稠油儲層探井的測試成果，基于現場實際的錄井、測井及試油資料，在不進行復雜模型建立的前提下，探索相關參數組合與比采油指數之間的關系，建立了兩種簡單、便捷的比采油指數預測模型，以期為后續渤海地區稠油儲層探井的產能預測提供一種有效方法。

1 測井滲透率-地化密度預測模型

當油井生產達到擬穩定流后，產量與壓差之間的關系可以用裘比依公式表示，即：

式中：Qo為油產量，m3／d；Ko為油相滲透率，10-3μm2；h為儲層厚度，m；Pe為供給壓力，MPa；Pwf為井底流壓，MPa；re為供油半徑，m；rw為井眼半徑，m；B為原油體積系數，m3／m3；μo為原油黏度，cp；S為表皮系數，無量綱。

比采油指數定義為單位生產壓差下單位厚度油層的產量，結合裘比依公式，比采油指數表達式為：

式中：Jos為比采油指數，m3／（d·MPa·m）。

從式（2）中可以看出，比采油指數與流度（Ko／μo）成正比，同時受原油體積系數、供油半徑、表皮系數等因素影響。渤海以往稠油試油成果顯示，各井原油體積系數變化很小，由于測試采用相同測試工藝、且測試時間相近，表皮系數和re／rw值相差不大。所以決定儲層產能好壞的主控因素為油相滲透率Ko及原油黏度μo，即儲層物性和流體性質共同影響油井產能。

表1為渤海近期稠油儲層探井測試相關結果，應用測井滲透率Km和地面50℃原油黏度μo（50℃）進行流度表征，與實測比采油指數進行相關性分析，相關結果如圖3所示，相關性較強，回歸關系式為：

圖3 測井滲透率／50℃原油黏度與比采油指數相關性

表1 渤海近期稠油儲層探井測試結果

渤海地區稠油井統計資料表明，地面原油密度（20℃）與地面原油黏度（50℃）存在正指數相關性，對本次匯總的測試井相關參數進行回歸（圖4），回歸關系式為：

圖4 實測地面20℃原油密度與50℃原油黏度相關性

式中：ρo為20℃地面原油密度，g／cm3。

將式（4）帶入式（3），即得到依據測井滲透率和20℃地面原油密度進行比采油指數預測的公式：

）

原油密度是原油的重要性質之一，其大小與原油中的膠質、瀝青質含量有直接關系［10］，在鉆井階段可以利用地化熱解參數建立區域原油密度評價模型，利用地化預測密度代替20℃地面原油密度，再結合測井滲透率，可以在探井測試前對比采油指數進行初步預測。

2 孔隙度-重質組分指數預測模型

基于前文所述，研究區稠油儲層產能主要受油相滲透率Ko及原油黏度μo影響，故嘗試應用與二者相關聯的地化、測井參數進行組合，表征流度對比采油指數的影響。儲層物性（孔隙度、滲透率等）受巖石成分、粒度、分選性、磨圓度、膠結程度等綜合因素的影響［11］，相關研究表明，淺層稠油儲層油相滲透率與孔隙度一般存在線性或指數的正相關性［12］。地化熱解參數HI（重質組分指數）指示原油中重質組分所占比例，其值大小與原油密度、黏度均存在正相關性［13］，重質組分指數定義為：

式中：HI為重質組分指數；S0為小于等于90℃時檢測到的單位質量巖石中烴類含量，mg／g；S1為90～300℃時檢測到的單位質量巖石中烴類含量，mg／g；S2為300～600℃時檢測到的單位質量巖石中烴類含量，mg／g；TOC3為利用三峰法計算的總有機碳含量，mg／g；RC3為三峰法計算的殘余碳含量，mg／g（當無殘余烴分析值時，RC3=0.060 4 S20.9696）。

表2是前文探井測試層對應深度的地化熱解分析結果。基于前文分析，應用孔隙度／重質組分指數（φ／HI）表征流度（Ko／μo）對比采油指數的影響，并建立相關性模型，回歸結果如圖5所示。依據孔隙度-重質組分指數進行比采油指數預測的公式為：

圖5 孔隙度／重質組分指數與比采油指數相關性

表2 渤海近期稠油儲層探井測試對應深度地化熱解分析結果

對于研究區稠油井，孔隙度／重質組分指數與比采油指數相關性較強，相關系數R2達到0.932 5，可以作為區域稠油儲層比采油指數預測的有效指標。

3 現場應用

將上述兩種方法應用于渤海最新的一口稠油儲層探井A井的比采油指數預測，該井共進行兩層測試，測試層位分別為館陶組和明化鎮組，測試前已知的測井及地化熱解參數見表3。將兩種方法的預測結果與探井實測結果進行對比（表4）。由表4可知，測井滲透率-地化密度模型預測結果與實際測試比采油指數的相對誤差分別為10.41% 和10.37%，孔隙度-重質組分指數模型預測結果與實際測試比采油指數的相對誤差分別為5.68%和9.72%，兩種模型比采油指數預測結果的誤差均在可接受范圍內，證實了模型適用于研究區稠油儲層的產能預測，對其他區域探井測試前產能預測也具有一定借鑒意義。

表3 A井測試層測井解釋結果及地化熱解參數

表4 預測結果與實測結果對比

4 結論

（1）通過分析比采油指數的主要影響因素，結合測井及地化熱解參數建立了兩種比采油指數預測模型，即測井滲透率-地化密度模型和孔隙度-重質組分指數模型。經最新探井試油實測結果驗證，兩種模型相對誤差分別為10.37%～10.41%和5.68%～9.72%，誤差均較小，進一步證實了模型適用于該區域稠油儲層的產能預測。

（2）由于滲透率、原油黏度等影響比采油指數的參數受巖性、油質、溫度等多種因素影響，不同區塊主控因素差異較大。本文相關模型僅適用于研究區內成藏模式相同的稠油儲層的產能預測，其他區域可借鑒類似方法，在進行產能影響因素分析的基礎上，對模型進行修改完善后應用。