利用压差法进行低孔、低渗储层产能评价——以塔里木盆地大北气田白垩系巴什基奇克组为例

杨 宁，王贵文，2，赖 锦，李鉴伦，赵 彬，蒋其君，王 志

(1.中国石油大学油气资源与探测国家重点实验室，北京102249;2.中国石油大学地球科学学院，北京102249;3.中国石油测井有限公司长庆事业部，陕西，西安710061;4.潜能恒信能源技术股份有限公司，北京100107;5.中国石油吉林油田地球物理勘探研究院，吉林长春138000)

储层产能评价是低孔、低渗储层研究和油藏描述 中的重要内容之一。目前，油气储层产能评价方法有测井产能评价方法、地震产能评价方法、试井产能评价方法以及电缆地层测试产能评价方法等几种储层产能评价方法［1－7］。充分应用测井资料来评价产能却一直是测井解释分析家们所致力解决的问题［8］。常规测井资料的产能评价，前人做过不少工作，如通过测井特征参数比值［9］，分析测井信息和储层物性提取产能控制特征参数［10］、基于核磁共振孔隙结构的产能评价［11］、归一化电阻率比值法［12］、储层参数厚度加权平均值与平面径向稳态渗流原理相结合［13］。这些方法多依赖于数学统计方法，没有充分利用常规测井和压汞资料，在解决低孔、低渗储层产能评价方面带有局限性。塔里木盆地大北气田白垩系巴什基奇克组属于典型的裂缝性致密砂岩储层，孔隙结构及油水关系复杂［14－17］。利用上述的方法进行储层的测井产能评价，存在很大困难。本文在分析流体渗流机理基础上，利用“压差法”实现对储层产能的准确评价。

1 方法原理

储层是孔隙细小、结构复杂、比面极大、高度分散的多孔介质。流体以不同的方式占据着多孔介质的孔隙空间并在其中流动，各相流体之间以及流体与多孔介质的表面形成了极为复杂的多界面系统［18］。不同界面之间由于分子极性差，形成界面能。界面能作用在流体上，形成吸附力，在孔隙和孔隙喉道中表现为毛管力。影响毛管力大小的主要是孔隙喉道半径(毛管半径)及流体性质。当流体性质一定时，毛管半径越小，则毛管力越大;当流体性质的变化时，通过流体饱和度和流体形态影响毛管力。储层孔隙中的流体要排出，必须通过地层产生的压差克服毛管压力阻碍［19］。因此，储层产能评价决定于毛管压力的准确计算。

2 研究思路和计算方法

2.1 研究思路

储层中赋存油、气、水等多相流体时，由于油、气和水密度、粘度、岩石润湿性不同导致各相的分布形态不同。在亲水的储层中油、气占据吼道的中上部，水分布在喉道周围;相反，水分布在中下部，油气占据喉道周围(图1)。各相流体在孔隙中运移时，受上述因素及以及饱和度影响，实际流动的空间尺寸远小于储层孔隙吼道半径，流体受到的阻力除了毛管力，还有实际流动空间减小产生的各相流体之间的粘滞作用。假定各相流体流动时，仍符合毛管压力特征，将实际流动的空间尺寸转化为等效毛管流动半径，简称等效半径，则毛管力和各相流体之间的粘滞作用转化为等效阻力，进而得到单位体积上的等效阻力——等效压差(图2)。当储层实际的生产压差大于等效压差时，储层内部的流体就能运移出来，差值越大，储层的产能越大。

图1 孔隙中不同流体分布形态示意图Fig.1 Sketch map showing pore fluid distribution

图2 “压差法”流程图Fig.2 Flow chart of the differential pressure method

2.2 计算方法

基于上述的研究思路，结合大北地区压汞资料与常规测井资料，建立了“压差法”中等效流动半径、等效阻力及等效压差的计算模型。

2.2.1 平均孔喉半径

图3 孔隙度(a)、渗透率(b)与平均孔喉半径关系Fig.3 Porosity(a)and permeability(b)vs.average pore-throat radius

储层的孔隙吼道半径在储层中是变化的，通常利用平均孔隙喉道半径来衡量［20］。大北气田白垩系巴什基奇克储层孔隙以原生残余粒间孔为主，孔隙度、渗透率主要受平均孔喉半径影响。利用收集到的大北102井19块压汞与对应的常规物性分析发现，平均孔喉半径与孔隙度、渗透率呈现良好的相关性。

平均孔喉半径与孔隙度、渗透率的相关系数分别为0.825 6和0.897 3(图3)。采用孔隙度、渗透率与平均孔喉半径进行多元回归，得到平均孔喉半径计算模型:

图4 压汞与计算平均孔喉半径对比Fig.4 Comparison of the calculated average radius of pore throats with that measured through mercury injection

图5 孔隙喉道中流体分布Fig.5 Fluid distribution in pore throats

式中:φ为孔隙度，%;K为渗透率，10－3μm;r为平均孔喉半径，μm。计算的平均孔喉半径绝对误差小于0.057 μm，与压汞相关性良好，相关系数可达0.895 6(图4)。

2.2.2 等效流动半径

研究区储层中流体只含有气、水两相，忽略储层不均一性等其他因素的影响，假定储层孔隙中流体分布形态如图5所示。各项流动时在表面张力作用下，流动截面总是趋于近圆，此时，各相的等效流动半径计算公式只受平均孔喉半径和含水饱和度影响，由此建立储层中各相的等效流动半径计算公式:

式中:Rgas为气的等效流动半径，μm;Rwat为水的等效流动半径，μm;Sw为含水饱和度，测井解释提供;r为平均孔喉半径，μm。

2.2.3 等效阻力

基于等效阻力与等效流动半径之间关系，利用压汞资料得到的界面张力、界面接触角等参数，通过将等效流动半径带入毛管压力公式，即可得到气、水两相的等效阻力:

式中:pgas，pwat分别为气、水两相的等效阻力，MPa;σg，σw分别为气、水的流体界面张力，mN/m;θg，θw分别为气、水与岩石界面接触角，(°);σgcosθg，σwcosθw值分别为 50，367 mN/m。

2.2.4 等效压差

孔隙度是单位体积岩石中，孔隙体积占岩石总体积的百分比。孔隙度与平均孔喉半径是一一对应的，假定孔隙在储层内部均匀分布，则单位体积内总的毛管压力等于储层的压差。在公式(6)、公式(7)中代入各相的等效阻力，即可计算各相的等效压差:

式中:pgas，pwat为气、水两相的等效阻力，MPa;pg，pw为气、水两相的等效压差，MPa;φ为孔隙度，%。

2.2.5 储层产能及流体性质判别模型

流体从地层进入井筒，必须要克服储层产生的阻力即等效压差。储层中含有气、水两相流体时，当实际生产压差(p)大于气的等效压差(pg)且小于水的等效压差(pw)，储层只产气;当实际生产压差(p)小于气的等效压差(pg)且大于水的等效压差时(pw)，储层只产水;当实际生产压差(p)大于气、水的等效压差时(pg，pw)，气、水同出;当实际生产压差(p)分别小于气、水的等效压差时(pg，pw)，储层不产流体，为干层(表1)。由此，可以建立利用“压差法”判别大北气田裂缝性致密砂岩储层产能及流体性质其判别模型。

表1 “压差法”判别模型Table 1 Discriminative model of the differential pressure method

3 模型结果有效性分析

3.1 致密层段有效性分析

选取塔里木盆地大北气田大北101井和大北1井白垩系巴什基奇科组裂缝性致密砂岩储层5 725.0～578 3.0 m和5 865.0～5 872.5 m两个试油层段作为目的层段，利用第二节中建立的模型，计算气、水两相等效压差。两段储层的实际生产压差分别为53.143 MPa和0 MPa(表2);使用储层产液性质模型判别，结果分别为产水、不产流体。大北101井5 725～5 783 m求产曲线显示，由于气的有效压差、生产压差远小于水的有效压差，在2006年10月21号进入稳定求产期，几乎完全产气，折合日产气超过80 000 m3，产液量几乎为零(图6)。经测试，与试气结论一致(表2)。

表2 大北101和大北1井参数Table 2 Parameters of Well Dabei101 and Well Dabei1

图6 大北101井求产曲线Fig.6 Production test curves of Well Dabei 101

表3 大北103和大北104井“压差法”计算参数Table 3 Parameters of Well Dabei 103 and Dabei 104 calculated by the pressure differential method

3.2 裂缝段有效性分析

图7 大北103井S3层求产曲线Fig.7 Production test curves of S3 Layer in Well Dabei 103

图8 大北103井S1层求产曲线Fig.8 Production test curves of S1 Layer in Well Dabei 103

大北103井5 677～5 687，5 792～5 802，5 832～5 855 m三个层段，大北104井5 981～5 985，6 003～6 008 m两个层段(表3)，测井计算含气饱和度均大于65%，电阻率显示明显的气层特征，而实际的测试为含气产水，两者存在无法解释的矛盾。微电阻扫描成像测井显示，这些层段内发育大量裂缝，特别是高角度裂缝发育，连通性强［21－22］①信毅，王贵文.大北气田白垩系高分辨率测井沉积储层描述及含气饱和度差异研究［R］.中国石油塔里木油田勘探开发研究院，2011:50－55.。基质中平均喉道半径远远小于裂缝宽度，利用电阻率成像测井资料(FMI)经过交互式变窗长精细成像测井处理解释方法可以准确获得裂缝宽度［10］，将裂缝宽度作为裂缝性储层的平均孔喉半径，计算各相的有效压差，其实际生产压差均大于水、气各相压差，且水的有效压差更小，此类储层以产水为主。当储层含水饱和度下降到，水的压差大于气的压差，储层才开始产气。图7为大北103井S3产层的求产曲线，2008年3月28日前，由于生产压差大于气的等效压差小于水的等效压差，测试主要产气。随着气的饱和度下降，气的等效压差升高，水的压差降低，在此之后，测试层开始大量出水，水含量不断增加。图8为大北103井S1产层的求产曲线，求产初期主要产水，随着含水饱和度下降，气的等效压差降低，水的等效压差升高，求产后期，油压开始升高，产气量增加。通过“压差法”计算结果与求产曲线进行对比，也证明了“压差法”在实际应用中的可靠性。

4 结论

塔里木盆地大北气田白垩系巴什基奇克组储层为低孔低渗致密砂岩储层，局部发育构造产生的裂缝，且以高角度、网状缝为主，对储层的改造能力强。常规测井对于裂缝的识别能力非常有限，造成此类层段测井计算的结果与试油、生产结论不符。本文在分析孔隙微观渗流机理的基础上，建立“压差法”评价储层产能模型，经过对不同储层段的处理，准确地评价了储层的产能，对实际生产有重要的指导作用。

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