碳酸盐岩洞穴型储层试井解释新模型

2014-05-15蔡明金张福祥杨向同彭建新牛新年

特种油气藏 2014年2期

蔡明金，张福祥，杨向同，彭建新，牛新年*

（1.西南石油大学博士后流动站，四川成都 610500；2.中油塔里木油田分公司博士后工作站，新疆库尔勒 841000；3.中油塔里木油田分公司，新疆库尔勒 841000）

引言

塔里木油田奥陶系碳酸盐岩油气藏发育随机大型洞穴，与国内外其他碳酸盐岩油气藏相比，具有其独特性，其储层具有极强的非均质性，是以储集体和缝洞系统控藏为主的缝洞型油气藏。目前，国内外学者[1-11]在洞穴型碳酸盐岩储层试井解释理论方面已做了大量研究工作，姚军[1-2]、吴玉树[3]等基于连续介质渗流理论建立了孔、洞、缝三重介质试井解释模型，该模型是基于孔洞缝连续分布的，在随机分布的大尺度洞穴储层中无法得到很好的应用；修乃岭[7]、林加恩[8]等研究了洞穴管流与渗流的机理，指出管流与渗流形式是统一的，证明应用渗流方法来研究大尺度洞穴是可行的；陈方方[9]基于纯渗流理论将洞穴假定为一个区，渗透率无限大，建立了大尺度洞穴碳酸盐岩均质复合油气藏试井解释模型。实际上洞穴是有充填的，渗透率无限大与地质情况不符，且由于洞穴形状不确定，也无法解决生产中最关心的洞穴体积大小问题；彭小龙[10]、张利军[11]等基于空腔流与管流理论建立了洞穴型碳酸盐岩油气藏试井解释模型，该模型将地层中随机分布大尺度溶洞抽象为几个洞穴，虽然可以解释洞穴的体积，但无法解释洞穴距离，且除洞穴外的裂缝孔洞型储层究竟有多大贡献也不得而知，因此在实际试井解释中也难以应用。塔里木油田大型洞穴碳酸盐岩油气藏多年的开发实践表明，洞穴外的裂缝孔洞型储层对生产也有贡献，因此，在试井解释中不但要解释出生产中最关心的洞穴距离及大小，而且要研究洞穴外裂缝孔洞型储层纯渗流部分对产能的贡献。因此，在前人研究成果[1-14]、[16-21]的基础上，创新性地将裂缝孔洞型储层渗流和洞穴空腔流动相结合，将油藏假定为内区（大尺度洞穴发育区）双重介质和外区（洞穴欠发育区）均质的两区复合油藏，整个油藏渗流遵从达西定律，将地层纯管流部分抽象为一个大型洞穴（由于洞穴在空间上形状难以确定，忽略平面大小，只考虑洞穴位置和体积大小），洞穴内为“空腔流”，这既可解释出生产中关心的洞穴距离及大小问题，也可解释出洞穴外储层的渗流面积。

1 试井模型建立

1.1 物理模型的建立

模型基本假定如下：

（1）考虑圆形地层各向同性、水平等厚，地层厚度为h（m），外边界距离为（m）。

（2）考虑地层呈双重介质-均质两区复合油藏特性分布（1区为缝洞发育高渗带，2区为缝洞欠发育低渗带，见图1）。1区半径为（m）；地层2区渗透率为K2（μ m2），孔隙度为。考虑地层1区存在一个大型洞穴，处于位置A处，与井筒距离为rv（m），洞穴体积为V（m3），综合压缩系数为（MPa-1），洞穴到井筒的流动能量完全来自流体及岩石的弹性膨胀，流体通过长度为rv（m）、渗透率为Kf（μ m2）、宽度为（m）的裂缝直接流入井筒，洞穴压力等于地层A点处压力。

（3）除洞穴外，假定地层1区由天然裂缝和基质组成（图2），天然裂缝是主要的流动通道，而基质作为流体的主要储集空间，作为“源”，不断地向天然裂缝供给，考虑基质向天然裂缝的窜流为Warren-Root拟稳态窜流。基质、天然裂缝渗透率分别为Km、KNf；基质形状因子为（m-2）。

（4）假定地层1区基质、天然裂缝的压力系统相对独立，储层打开前，各处的压力均为原始地层压力，且考虑一种介质的孔隙度与另一种介质的压力变化相对独立，孔隙度分别为、。

（7）油井半径为rw（m），以定产量q（m3/d）生产。

（8）流体在地层中渗流满足达西定律。

（9）不考虑重力、毛管力的影响，考虑井储和表皮影响，井筒储集系数为C（m/MPa），表皮系数为S。

图1 大型洞穴油藏物理模型

图2 Warren-Root模型示意图

1.2 数学模型的建立及求解

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采用上述无因次变量（其他无因次变量定义参见文献[9]），可建立如下无因次数学模型：

储层控制方程如下所示。

1区：

2区：

式中：η12为1、2区导压系数比。

根据达西定律及物质平衡原理，洞穴向井筒补给流量满足以下公式：

洞穴处，洞穴与天然裂缝压力相等：

内边界条件为：

1、2区界面连接处流量连续条件为：

1、2区界面连接处压力连续条件为：

外边界条件为：

对式（1）～（11）组成的方程组进行拉普拉斯变换求解，再进行stefest数值反演[15]，最终可求得井底压力pwD，具体求解过程略。

2 试井曲线特征分析

图3是洞穴型油藏考虑井筒储集和表皮效应影响的无因次双对数样版曲线图，可划分为8个流动段：第Ⅰ阶段为井储和表皮效应影响段；第Ⅱ阶段为大型洞穴向井筒供液段，无因次压力导数曲线出现第1个凹陷；第Ⅲ阶段为裂缝流段，无因次压力及其导数曲线呈现1/2或1/4斜率平行直线；第Ⅳ阶段为大型洞穴“空腔流”向1区天然裂缝系统径向流过渡段，无因次压力及其导数曲线下掉；第Ⅴ阶段为1区基质向裂缝窜流段，无因次压力导数曲线出现第2个凹陷；第Ⅵ阶段为内外区过渡段，无因次压力及其导数曲线急剧上翘；第Ⅶ阶段为1、2区总系统径向流段，出现0.5水平线；第Ⅷ阶段为外边界反应段，表现为：无限大边界，无因次压力导数呈0.5水平线；封闭边界，无因次压力导数上翘；定压边界，无因次压力导数出现下掉。

图3 大尺度洞穴油藏试井典型样版曲线

图4 实例井无因次压力及压力导数双对数拟合图

从典型曲线特征可以看出，其典型曲线特征与常规双重-均质两区复合油藏明显不同，不同之处在于：大型洞穴油藏多出第Ⅱ、Ⅲ、Ⅳ流动段，在Ⅱ段，无因次压力导数曲线会出现第1个凹陷，凹子的深浅受洞穴的大小及与井筒距离控制，洞穴越大、与井筒距离越近，凹子就越深；在第Ⅲ段，无因次压力及其导数曲线呈现平行直线，表现为裂缝流特征。

3 应用实例

塔里木盆地某油田奥陶系碳酸盐岩油藏某油井，其基本参数如表1所示。

表1 模拟油井基本参数

该井地震反射为强串珠，在钻井过程中发生放空漏失，最终裸眼完井。从地质静态认识来看，该井钻遇大型溶洞。该井于2008年5月进行压力恢复测试，关井295.37h，关井前生产630h，日产油为54.1t/d。采用建立的洞穴型碳酸盐岩双重介质-均质两区复合油气藏无限大边界模型进行解释（图4），拟合效果较好。解释结果为：井筒储存系数为0.55m3/MPa，表皮系数为0.7，地层1区半径为80m，1区渗透率为156×10-3μ m2，储容比为0.15，窜流系数为1.5×10-6m-2，2区渗透率为1.25×10-3μ m2，1、2区导压系数比为100，洞穴距井筒5.3m，洞穴体积为23×104m3。解释结果与地质静态认识及生产情况吻合，解释结果合理。