哈拉哈塘碳酸盐岩储层试井与生产特征分析

陈利新，程汉列，杨文明，王连山，杨小华，张磊

（1.中国石油塔里木油田分公司塔北勘探开发项目经理部，新疆 库尔勒 841000；2.恒泰艾普石油天然气技术服务股份有限公司，新疆 库尔勒 841000）

哈拉哈塘油田奥陶系缝洞型碳酸盐岩油藏，主要流体储集空间为溶蚀孔洞、裂缝及洞穴，同时缝洞组合关系复杂，非均质性极强[1]。不同缝洞发育规模和缝洞组合关系对应着不同的试井特征，同时也对应着不同的生产动态特征[2]。在前人研究成果的基础上[3-5]，分析试井得到的储层参数及油藏模型，与生产动态特征对比，并结合地震反射类型、钻井异常、测井资料，评价预测油藏生产动态，为后期开发方式的选择、合理工作制度和措施的制订提供理论依据。

1 定容型缝洞

缝洞型碳酸盐岩油藏，储层在空间上分布发育极不规则，按照储层的封闭性，分为定容型缝洞和非定容型缝洞（大型缝洞集合体）2类。定容型缝洞在生产过程中，储层封闭性较好，无外围能量补充。非定容型缝洞，在生产过程中为多储集体供液，往往存在于大型缝洞集合体中，储层连片发育[6-8]。

1.1 定容洞穴型

1.1.1 试井特征

井在钻遇洞穴型储层时，往往会出现放空及漏失现象，测井解释以Ⅰ，Ⅱ类储层为主，部分井由于漏失极为严重，无法进行测井。该类井地震反射类型为“串珠、强反射”。

YUEMa井地震反射类型为“强串珠”，钻井过程累计漏失509.58 m3，并在7 279.00 m处发生溢流（溢流0.5 m3），关井观察套压由0上升至27.0 MPa。由于井下情况复杂，无法进行完井电测。投产前关井进行压力恢复测试，双对数曲线井筒续流段后出现较长时间的径向流（缝洞规模较大），后期压力导数曲线上翘，外围储层物性变差，为典型的内好外差复合型储层特征（见图1）。 内区地层系数 9 310.03 ×10-3μm2·m，有效渗透率1 591.46 ×10-3μm2，复合半径 264.17 m；外区有效渗透率 23.09 ×10-3μm2， 该井的边界距离 434，529，324，1 230 m，表皮系数 23.38，井储系数 0.02 m3/MPa，生产压差略大为2.51 MPa。表皮系数较大，钻完井过程近井地带储层污染严重。模拟测点（7 050.00 m）初始压力109.26 MPa，折算至初始产层中深（7 278.59 m）压力110.86 MPa，初始地层压力系数1.55，为异常高压系统。超深地层压力异常代表着压力系统封闭[9]，本井可能钻遇到了封闭油藏。综合分析，该井为内好外差定容封闭较好的洞穴型储层，且地层能量充足。

图1 YUEMa井双对数曲线拟合

1.1.2 生产特征

投产初期该井使用φ3 mm油嘴自喷生产，油压44.20 MPa，日产油83.00 t。已累计生产139 d，累计产油 6 940.00 t，目前油压 9.50 MPa，日产油 26.61 t。 钻遇定容洞穴型储层的井，投产初期油压及日产量高，但后期是否稳产，与缝洞发育规模有关。该类油藏可放大生产制度，停喷后注水替油，提高采收率。

1.2 定容裂缝孔洞型

1.2.1 试井特征

储层未发育大的洞穴，为裂缝孔洞型储层，钻井时可能出现少量漏失，测井解释以Ⅱ，Ⅲ类储层为主。该类井地震反射类型为“杂乱、片状、弱反射”。

JYa井为弱反射地震响应，1.23 g/cm3钻井液钻至井深7 135.00 m发生漏失，累计漏失744.60 m3。测井解释Ⅱ类储层35 m/6层，Ⅲ类储层52 m/6层。投产前关井进行压力恢复测试，双对数曲线反映，井筒续流段后出现短暂的径向流，后期压力导数曲线上翘，外围储层变差，为典型的内好外差复合型储层特征。内区地层系数 690.49×10-3μm2·m，内区有效渗透率 19.73 ×10-3μm2，复合半径26.92 m，外区有效渗透率0.25×10-3μm2，圆形边界距离 183.77 m，表皮系数-1.84，井储系数0.13 m3/MPa，生产压差较大（25.03 MPa）。外区渗透率极差，近似于定容型缝洞特征，且缝洞规模较小。

1.2.2 生产特征

投产初期该井使用φ3 mm油嘴自喷生产，油压2.93 MPa，日产油21.00 t。累计生产101 d后停喷，累计产油740.00 t。动态储量仅8.9×104t，缝洞规模小。生产特征与试井解释成果吻合。在钻遇该类型的井时，建议对储层进行酸化压裂改造，使人工裂缝沟通更为有利的储层，以达到建产目的。

2 非定容型缝洞

非定容型缝洞出现于大型缝洞集合体内，空间上发育多套储层。在投产过程中存在外围缝洞体能量的补充，补充的能量可能来自于水体，也可能来自于油。该研究区主要大型缝洞集合体的成因有明暗河体系、台缘叠加改造、断裂改造和潜山岩溶4种，连通的缝洞体划为一个流动单元，即具有同一压力系统，储层内流体在一定条件下能相互流通的储集单元。为方便开发措施的制定，根据大型缝洞体的动用程度，将其划分为未动用和已动用2种。未动用指新投产井为该缝洞集合体第1口投产井，在新井投产前，缝洞系统保持原始状态。已动用指该缝洞集合体已有井投产。

2.1 未动用型

2.1.1 试井特征

JYb井孔隙度反演剖面上，存在多套有利储层，大型缝洞集合体中仅该井投产（见图2）。钻井过程中累计漏失381.86 m3。投产前关井压力恢复测试，双对数曲线出现典型的“串珠”特征，为“洞-缝-洞”的油藏组合模型[10-12]（见图 3）。

图2 JYb井孔隙度反演剖面

压力恢复试井解释得到内区地层系数地区地层系数 35 418.62×10-3μm2·m， 有效渗透率 3 219.87 ×10-3μm2，复合半径126.80 m；外区有效渗透率3.76×10-3μm2，圆形边界距离 775.81 m，表皮系数-5.79，井储系数3.32 m3/MPa，生产压差1.92 MPa。该类型的井在生产动态过程中会出现多缝洞体能量补充，若来自于水体，则出现弹性水驱特征[13]。

图3 JYb井双对数曲线拟合

2.1.2 生产特征

投产初期该井使用φ3 mm油嘴自喷生产，油压35.80 MPa，日产油80.43 t。在未改变生产制度的条件下，生产14 d后油压及产量突然上升，疑为多缝洞体供液特征，后期压力波及到整个油藏，产量递减趋于稳定。钻遇该类型油藏的井，出现多缝洞体供液能量变化，当对补充能量来自于油或水认识不清时，应及时进行流压梯度监测或控制生产制度，分析是否可能见水并防止水体入侵，延长无水采油期。

2.2 已动用型

2.2.1 试井特征

RPa井钻遇大型缝洞集合体 （见图4），RPb井2012年4月19日投产，RPc井2012年11月20日投产，RPa井2013年5月29日投产。

图4 RPa缝洞系统孔隙度反演剖面

在RPa井投产前，该缝洞集合体已经有2口井投产。钻井过程未出现放空漏失，7 079.50～7 083.50 m成像测井见溶蚀孔洞，解释为Ⅱ类孔洞型差油层，孔隙度1.8%，井眼未钻入天然缝洞体内。投产前进行酸化压裂改造，挤入地层总液量741.00 m3。在高挤黄原胶时，排量不变，泵压大幅下降，说明人工裂缝沟通了洞穴，停泵测压降，初始泵压仅 1.60 MPa[14]。

RPa井投产前关井进行压力恢复测试，实测压力恢复曲线后期出现异常下降，查阅邻井生产动态，发现离该井最近的RPb井在RPa井压恢测试期间正常生产，可能为邻井生产影响，井间储层存在连通[15-16]。压力导数曲线受邻井生产影响后期出现下掉，类似试井叠加原理中“镜像井”所反映出封闭边界特征。而该井实为邻井生产影响，若利用解析试井选择封闭边界模型进行拟合分析，能将双对数曲线良好拟合，但实测压力后期下降历史无法拟合，所得折算产层中深初始地层压力仅68.85 MPa，而关井前中深流压已达68.56 MPa（表明该井接近停喷），解释模型和成果参数与实际生产动态特征不符。利用数值试井结合静态地质认识，建立具有邻井影响的试井模型，导入邻井产量压力历史，拟合RPa井双对数曲线（见图5），并采用全压力历史控制 （见图6），所得折算产层中深初始地层压力76.07 MPa，得到更为准确的油藏模型及地层参数。

图5 RPa井双对数曲线拟合

图6 RPa井双对数曲线拟合

2.2.2 生产特征

RPa井投产后，RPb井油压和产量明显降低、递减加快，分析两井储层存在连通，后期针对性进行干扰试井测试分析，两井确实存在连通关系。建议后期进行井间注水驱油提高采收率。

3 结论

1）根据试井所得地层参数及油藏模型，结合地震、钻井及测井资料，将油藏划分为定容洞穴型、定容裂缝孔洞型、非定容未动用型和非定容已动用型4类。

2）对不同油藏模型，可提早进行措施治理。定容洞穴型可放大生产制度，停喷后注水替油，提高采收率；定容裂缝孔洞型储层可进行酸化压裂改造，使人工裂缝沟通更为有利的储层，以达到建产目的；非定容未动用型多缝洞体油藏，在能量补充时，应及时进行流压梯度监测或控制生产制度，分析是否可能见水并防止水体入侵，延长无水采油期；非定容已动用型多缝洞体油藏，后期可进行井间注水驱油提高采收率。

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