薄互層油藏定向井產量預測方法研究
——以渤海L油田為例

鄭金定，張 章，石洪福，李媛婷，秦天寶

(中海石油(中國)有限公司天津分公司，天津 300459)

由于受到地表空間限制，海上油田開發一般采用多層合采的開發模式，單井產能是各小層產能的綜合體現。在單井產能釋放過程中，受層間物性干擾、壓力干擾、水淹干擾、污染干擾等因素影響，導致多層薄互層砂巖油藏產能預測難度極大。前人對于定向井的產量預測方法較多，但主要利用多元主控因素(包括流體性質、層間干擾系數、完井方式、校正系數等因素)定量耦合、巖心實驗、油藏工程等方法，建立產能預測模型[1-12]。實踐表明，對于薄互層油藏，縱向干擾系數影響因素眾多，并存在較大的不確定性，導致產量預測難度大，影響新井優化部署。本文以渤海L油田為例，利用生產測井資料，以小層為單元分析儲層品質對產能的影響，探索不同類型儲層的產能初值及其產出層比例情況，建立海上多層薄互層砂巖油藏產量預測新模型，指導新井鉆前的優化部署。

1 油田概況及存在問題

渤海L油田屬于復雜河流相特大型油田，主力含油層發育于新近系明化鎮組下段和館陶組，具有“含油跨度長、油層厚度大、小層數量多、薄互層發育”四大特征。實鉆資料顯示，含油層段地層厚度100～600 m，單井鉆遇油層厚度30～160 m。巖性以含礫中細砂巖、中細砂巖為主，薄層泥巖占比高，砂巖百分含量為16.7%～33.2%，平均29.3%。L油田主要含油目的層可劃分為13個油組，其中明化鎮組下段發育5個油組，館陶組發育8個油組，又可細分為47個小層。儲層物性具有中高孔、高滲特征，孔隙度為21%～35%，滲透率為50×10-3～2 500×10-3μm2。目前，L油田處于中高含水階段，正在實施層系井網的綜合調整。在隨鉆實施過程中，以提高新井初期產能和采收率為目標，深化儲層逐級分類刻畫。針對薄互層油藏，參考行業規范，根據儲層厚度、砂地比、物性、非均質性等參數，將L油田館陶組儲層劃分為三種類型：Ⅰ類儲層厚度大，物性和連續性好；Ⅱ類儲層厚度中等，連續性中等；Ⅲ類儲層多為孤立薄層(厚度小于2 m)，物性相對較差(表1)。L油田Ⅱ類和Ⅲ類儲層個數占比高達82%，屬于典型的薄互層油藏。

表1 渤海L油田儲層劃分標準及結果

一直以來，受大段合采開發模式以及薄互層發育的影響，L油田各層產出情況識別難度極大。多層合采條件下，薄層是否存在產量貢獻，且產能初值與主力層是否存在差異，不僅影響油田開發策略，也導致新井產量預測困難。以L10井與L13井兩口開發井為例，兩口井生產層位相同(L60～L100油組)、生產厚度均在72 m左右，生產壓差均為4.0 MPa，縱向地層壓力和水淹無差異。根據常規產量預測方法，兩井初期配產均為72～75 m3/d。在相同的生產管理狀態下，兩井初期日產量差異甚大，L10井初期日產量為113 m3，而L13井初期日產量僅為66 m3。根據儲層劃分原則，L10井生產層段中Ⅰ類儲層、Ⅱ類儲層、Ⅲ類儲層厚度占比分別為33.1%、47.8%、19.1%，L13井生產層段中Ⅰ類儲層、Ⅱ類儲層、Ⅲ類儲層厚度占比分別為15.7%、49.9%、34.4%，顯然兩井儲層品質差異較大，L10井Ⅰ類儲層厚度比例是L13井的2.2倍(圖1)。常規產量預測方法忽略了儲層品質對產能的影響，導致產量預測結果與實際偏差較大。因此，對于薄互層發育的海上多層砂巖油藏，需要對不同類型儲層產能及其產出比例進行深入研究，提高薄互層油藏新井產量預測精度，為油田開發方案和調整方案提供有力保障。

圖1 L油田L10井與L13井儲層類型對比

2 薄互層油藏新井產量預測

與常規儲層相比，薄互層油藏新井產能影響因素更多，層間干擾更為嚴重，新井產量預測精度難以提高。資料表明，油井產能影響因素既有孔喉結構、儲層物性、沉積微相、儲層展布、儲層厚度等靜態參數，也有完井方式、水淹程度、生產壓差等開發因素[13-16]。基于L油田地質油藏特征，重點研究儲層類型對新井初期產能的影響，實現新井科學配產。

2.1 不同類型儲層產能分析

L油田館陶組為淺水辮狀河三角洲沉積，經歷了湖進到湖退的一個長期旋回，主要發育辮狀河三角洲平原，以大型辮流河道、心灘沉積為主，局部存在辮狀河三角洲前緣及溢岸相沉積。根據沉積和儲層發育模式，將儲層品質劃分為三類。Ⅰ類儲層主要位于主辮流帶，厚度大，橫向連通性好，實鉆測井水淹資料以及吸水剖面顯示，Ⅰ類儲層是主力吸水層，且實鉆Ⅰ類儲層均見強水淹，驗證了Ⅰ類儲層連通性好。Ⅱ類儲層位于辮流帶邊緣或溢岸小型河道，厚度一般為2～5 m，水淹等資料顯示當前井網能動用；Ⅲ類儲層主要發育于洪泛期溢岸相及前緣相，厚度小于2 m，寬度50～200 m，多呈土豆狀，砂體方向性差。

針對薄互層發育的多層砂巖油藏，新井產能是各小層產能的綜合體現，開展以小層為單元的產能研究至關重要。一直以來受限于生產測井錄取資料和解釋方法等因素，導致各小層產出情況難以識別，特別是Ⅱ類和Ⅲ類儲層的產出貢獻。為了探索不同類型儲層的產能初值及其產出層比例情況，2021年陸續開展了61井次產出剖面測井二次解釋，解決縱向小層產量細分難的問題。基于生產測井資料，對于渦輪轉速響應較好的單井，主要依靠渦輪轉速與電纜測速交會法確定井筒中流體視速度，再結合流體PVT參數、流動模型、流體密度和持水率曲線得到各產出層分相產量；對于回流井等渦輪轉速響應較差的單井，主要依靠溫度模型，結合流體密度和持水率曲線得到各產出層分相產量。通過二次解釋，實現不同類型儲層產出情況的定量表征。以B19井為例，該井二次解釋后各小層產出情況更為清楚，薄層存在產量貢獻(表2)。

表2 L油田B19井產出剖面資料二次解釋結果

根據生產測井二次解釋成果，L油田多層合采條件下，薄層有產出貢獻，甚至部分薄層存在注采受效。受儲層品質和層間干擾影響，縱向產出差異很大。Ⅰ類儲層厚度大，物性好，新井初期平均米采油指數為1.39 m3/(d·MPa·m)，產出層比例為87.2%；Ⅱ類儲層厚度中等，物性較好，新井初期平均米采油指數為0.89 m3/(d·MPa·m)，產出層比例為71.6%；Ⅲ類儲層厚度小，多為薄層，物性相對較差，新井初期平均米采油指數為0.66 m3/(d·MPa·m)，產出層比例為51.6%(圖2)。顯然，在目前層系井網條件下，Ⅱ類和Ⅲ類儲層的產能較小，產出層比例較低。Ⅱ類儲層產能為Ⅰ類儲層的0.64倍，其產出層比例為Ⅰ類儲層的0.82倍；Ⅲ類儲層產能僅為Ⅰ類儲層的0.47倍，其產出層比例僅為Ⅰ類儲層的0.59倍。因此新井配產過程中，需充分考慮Ⅱ/Ⅲ類儲層產能情況，從而提高新井產量預測精度。

圖2 不同類型儲層產能和產出層比例統計結果

2.2 多層合采井產量預測

對于多層薄互層砂巖油藏，油田開發方案或綜合調整方案多以定向井為主，兼顧薄層開發。新井產能預測主要基于鄰井試采資料和生產動態，折算得到預測含水條件下的米采油指數，礦場定向井產量預測公式如下：

Qo=Jo(fw)hΔP

(1)

式中：Qo為油井產量，m3/d；Jo(fw)為折算后某一含水率下的米采油指數，m3/(d·MPa·m)；h為單井生產厚度，m；ΔP為生產壓差，MPa。

顯然，上式沒有考慮不同類型儲層的產能差異，更適合于單層油藏或非均質性較弱的多層油藏。對于薄互層發育的多層合采井而言，儲層類型多樣，各小層產出能力相差甚大。基于L油田儲層劃分標準，引入不同類型儲層的產能初值及其產出層比例，則單井產量預測公式如下：

(2)

式中：Joi(fw)為i類儲層折算某一含水率下的米采油指數，m3/(d·MPa·m)；Ki為i類儲層的產出層比例；hi為i類儲層的生產厚度，m。

3 應用實踐

近年來，L油田正處于綜合調整階段，每年開展數十口調整井和開發井鉆前優化，而新井產量預測是井位優化的基礎。根據不同類型儲層的產能分析成果，利用考慮儲層品質的產量預測新方法，已指導20口新井配產工作。通過近兩年部分新井的礦場生產數據來看，新方法單井產量預測誤差控制在15%以內，單井平均預測日產油量66 m3，實際初期日產油量67 m3(圖3)。以近期實施的E50S2井和M07S2井為例，兩者生產厚度一致，含水率相近，但由于儲層結構存在較大差異，E50S2井生產層段Ⅰ類儲層、Ⅱ類儲層、Ⅲ類儲層厚度占比分別為33.1%、47.8%、19.1%，而M07S2井生產層段Ⅰ類儲層、Ⅱ類儲層、Ⅲ類儲層厚度占比分別為50.2%、33.4%、16.4%，顯然M07S2井儲層類型和物性更為優質。因此，M07S2井鉆前配產68 m3/d，E50S2井鉆前配產58 m3/d，實際初期產量與預測基本一致(表3)。

圖3 L油田部分新井初期產量與預測產量對比

表3 L油田新井產量預測結果

4 結論

(1)渤海L油田薄互層發育的多層合采井，在目前層系井網條件下，Ⅱ類儲層與Ⅲ類儲層產能較小，且產出層比例較低，Ⅱ類儲層產能為Ⅰ類儲層的0.64倍，產出層比例為Ⅰ類儲層的0.82倍；Ⅲ類儲層產能僅為Ⅰ類儲層的0.47倍，產出層比例僅為Ⅰ類儲層的0.59倍。

(2)不同類型儲層產出能力相差甚大，因此新井產量預測需要充分考慮不同類型儲層產出情況，產量預測新方法更適合于薄互層發育的多層合采井。