利用MDT压降流度求取低渗气藏气相渗透率的方法

鹿克峰 简 洁 朱文娟 付焱鑫 薛 皓 单理军 马 恋

（中海石油（中国）有限公司上海分公司勘探开发研究院 上海 200030）

鹿克峰，简洁，朱文娟，等.利用MDT压降流度求取低渗气藏气相渗透率的方法［J］.中国海上油气，2015，27（6）：53-56.

目前MDT测井技术已广泛应用于海上油气田，而采用该项技术评价储层物性和产能也相应地取得了一定的进展。刘堂晏 等［1］指出 MDT测取的通常是钻井液滤液流度，可通过钻井液滤液黏度转化为储层渗透率；袁云福 等［2］明确了MDT解释渗透率是多相流体在储层条件下的有效渗透率；张聪慧 等［3］提出在油水黏度比较为接近的情况下，MDT解释渗透率与油相渗透率相当。由此可见，业界对MDT测试条件与原始地层的差异有了较为一致的认识，而且文献［1］中也提出了将MDT解释渗透率转化为测试条件下渗透率的方法。值得注意的是，与气藏产能直接相关的关键参数是原始地层条件下的气相渗透率，但已有文献对此并未提及。本文在调研低渗气藏钻井液滤液侵入机理的基础上，选用稳态法水气相对渗透率曲线导出了气相渗透率与MDT压降流度的理论关系式，并以东海地区低渗气田实验数据为基础建立了地区经验关系式，为海上气田探井随钻过程中气藏产能评估提供了一种新的途径和方法。

1 原理与方法

有关文献［4-6］表明，低渗气藏地层损害过程不同于常规气藏，低渗气藏储层存在较大的潜在的毛细管能量，水基液体与地层接触时在井筒与地层之间产生的亲水吸入趋势将水吸入储层中，导致钻井后MDT探测范围中的地层流体为束缚水、侵入的钻井液滤液以及残余气，此时可流动相为钻井液滤液；而在钻井前原始地层中流体是由天然气和束缚水组成，此时可流动相为天然气。本文研究的目的是将MDT测试条件下的钻井液滤液流度转化为原始地层条件下的气相有效渗透率。

由液相与残余气共存时的钻井液滤液流度表达式M=Kw（1-Sgr）／μw及液相有效渗透率定义式Kw（1-Sgr）=KKrw（1-Sgr），可导出绝对渗透率表达式为

式（1）中：M为钻井液滤液流度，m D／（mPa·s）；μw为钻井液滤液黏度，mPa·s；K为绝对渗透率，mD；Krw（1-Sgr）为稳态法水气相渗实验中残余气时水相相对渗透率，f。

又由气相有效渗透率定义，束缚水与天然气共存时的气相有效渗透率表达式Kg（Swi）=KKrg（Swi）与式（1）联立，得出采用MDT压降流度和相对渗透率端点值计算原始地层条件下气相有效渗透率的关系式为

式（2）中：Kg（Swi）为束缚水时气相渗透率，mD；Krg（Swi）为束缚水时气相相对渗透率，f。

式（2）中，MDT压降流度为现场实测值，钻井液滤液黏度依据刘堂晏 等［1］提供的方法确定（东海地区变化范围为0.42～0.57 mPa·s，平均约为0.5 mPa·s）。在MDT压降流度测量点对应的砂层段取心并测取相对渗透率曲线时，即可直接采用式（2）计算最大气相有效渗透率。但探井MDT测井时间通常早于相对渗透率曲线，甚至早于储层岩心绝对渗透率的实验时间，这就需要借助区域已有的相对渗透率曲线建立预测关系式，确定流度测点的相对渗透率端点值。

实验室测定水气两相相对渗透率的方法有稳态法与非稳态法，图1为利用2种方法测定的东海地区水气相对渗透率曲线，实验样品取自同一气藏岩性物性相近的岩心。从图1可以看出，原始地层条件下2种方法测定的气相相对渗透率差异不大（左端点），但残余气饱和度与最大水相相对渗透率差异较大，稳态法和非稳态法所测得的残余气饱和度分别为30.7%和13.63%，最大水相相对渗透率分别为0.091 3和0.241 5。显然，2种实验方法均表明了液相侵入对地层渗透性的伤害（通常指的水锁或液锁），但稳态法实验结果显示的伤害程度更高。分析原因认为：稳态法采用恒速注入两相流体的方式，实验测定中达到了毛管力平衡；而非稳态法采用恒压驱替的方式，驱替压差较大（低渗岩心一般为1.00～10.00 MPa），毛管力处于非平衡状态［7］；另外，在近平衡或欠平衡钻井中，钻井液滤液主要依靠毛管力自吸作用侵入地层，且最终的饱和度分布处于毛管压力平衡状态［4］，因此MDT测试条件更接近稳态法水气相渗实验条件，在选择相渗实验数据时需要注意！

图1 稳态法和非稳态法测定的东海地区水气相对渗透率曲线Fig.1 Water gas relative permeability curves of East China Sea measured by steady state method and non-steady state method

东海地区稳态法实验测得的水气相对渗透率曲线共计9条，统计发现最大水相相对渗透率与绝对渗透率之间以及端点相对渗透率比值与绝对渗透率之间均存在较好的相关性（图2、3）。

图2 东海地区稳态法实验最大水相相对渗透率与绝对渗透率统计关系Fig.2 Stastical relationship between maximum water relative permeability and absolute permeability of East China Sea measured by steady state method

图3 东海地区稳态法实验端点相对渗透率比值与绝对渗透率统计关系Fig.3 Stastical relationship between the ratio relative permeability of gas and water at end points and absolute permeability of East China Sea measured by steady state method

应注意到，MDT压降流度测点的岩石绝对渗透率也是未知的，需要将图2中的统计关系式与式（1）联立，得出计算绝对渗透率的关系式为

式（3）为隐式，可迭代求解出绝对渗透率，进而代入图3中的统计关系式后求出端点相对渗透率比值，即可通过式（2）求出原始地层气相渗透率，用于气藏的产能评价。

从整个求解过程看，在建立起区域的稳态法相对渗透率端点值的相关关系式后，仅根据MDT测点压降流度即可计算测点气相渗透率，绝对渗透率仅是中间值，不需要测定。在探井随钻跟踪过程中，直接的岩心物性分析资料往往是缺乏的，且MDT压降流度是在地层条件下测量的，其结果反映的是井筒周围一定范围内的渗流能力，相对于实验室常规物性分析更具代表性。

2 方法验证

首先将采用DST测试解释所得的气相渗透率与利用本文方法计算得到的气相渗透率进行对比和验证。为了尽量在同等条件下进行对比，按照以下原则对东海地区低渗气藏进行筛选：①目标气藏DST测试获取了稳定的产量、流压数据，压力恢复出现了明显的径向流特征；②在纵向上和平面上砂层较均匀（东海地区通常以自然伽马作为判断储层非均质性的依据），MDT单点压降流度具有代表性；③测试层为纯气层，不含可动水。对筛选出的6个符合条件的低渗气藏进行了对比（图4），二者虽然无法完全吻合，但数据点基本位于对角线附近。

图4 东海地区DST测试与本文方法计算气相渗透率对比Fig.4 Comparison of gas permeability of East China Sea between DST test and the method proposed in this paper

然后选择同样的6个低渗气藏，采用岩心分析并经覆压校正后的气测渗透率值与本文方法计算得到的绝对渗透率值进行了对比（图5），二者差异相对于气相渗透率有所增大，这与二者测量条件的差异有关，但基本处于同一数量级内。可见，在探井随钻过程中采用MDT压降流度估计气相有效渗透率是可行的，在掌握了地层流体资料、供气半径等参数时，可将估计的气相有效渗透率代入气井产能方程进一步估算产能。

图5 东海地区岩心分析与本文方法计算绝对渗透率对比Fig.5 Comparison of absolute permeability of East China Sea between core analytical and the method proposed in this paper

3 结束语

在调研低渗气藏钻井液滤液侵入机理的基础上，推导了气相渗透率与MDT压降流度的理论关系式，并以东海地区低渗气田稳态法水气相渗实验数据为基础建立了地区经验关系式；通过与东海地区低渗气藏DST测试结果和岩心分析结果的对比，验证了方法的正确性，从而为海上气田探井随钻过程中气藏产能评估提供了一种新的途径和方法。

［1］刘堂晏，吕洪志，王绍民，等.用 MDT压降流度计算地层渗透率的新方法［J］.中国海上油气，2003，17（3）：211-214.Liu Tangyan，Lv Hongzhi，Wang Shaomin，et al.New calculation methods formation permeability from MDT mobility［J］.China Offshore Oil and Gas，2003，17（3）：211-214.

［2］袁云福，高楚桥.利用MDT和NMR资料确定储层产能预测参数［J］.江汉石油学院学报，2004，26（增刊1）：68-69.Yuan Yunfu，Gao Chuqiao.Determining productivity prediction parameters with MDT and NMR data［J］.Journal of Jianghan Petroleum Institute，2004，26（S1）：68-69.

［3］张聪慧，刘树巩，李义.利用电缆地层测试资料进行低渗储层流度计算和产能预测［J］.中国海上油气，2013，25（1）：43-45.Zhang Conghui，Liu Shugong，Li Yi.A discussion on methods to determine reservoir mobility and productivity by using wireline formation test data［J］.China Offshore Oil and Gas，2013，25（1）：43-45.

［4］李安琪，谭中国，译.SPE天然气开发新进展（2000）［M］.北京：石油工业出版社，2004：234-248.

［5］BENNION D B，THOMAS F B，BIETZ R F.Low permeability gas reservoirs：problems，opportunities and solutions for drilling，completion，stimulation and production［C］.SPE 35577，1996.

［6］BENNION D B，THOMAS F B，MA T.Recent advances in laboratory test protocols to evaluate optimum drilling，completion and stimulation practices for low permeability gas reservoirs［C］.SPE 60324，2000.

［7］何更生，唐海.油层物理［M］.2版.北京：石油工业出版社，2011：314-318.