龙王庙组气藏X井区储层非均质性精细描述

袁春晖，万玉金，刘晓华，苏云河，郭振华

(中国石油勘探开发研究院，北京 100083)

0 引 言

安岳气田磨溪地区龙王庙组气藏受沉积、成岩和构造运动的共同影响，油气储层都存在一定程度的非均质性。目前主要使用野外露头、室内实验、测井解释、地质建模等方法从地质角度研究储层的非均质性[1-7]，而试井解释结果能从动态上更直观地反映出储层非均质性，但复杂油气藏的边界不规则、储层非均质性较强，存在邻井干扰，应用常规试井方法难以获得较为准确的解释结果。数值试井方法可适用于较为复杂的边界条件和储层性质，能够得到较为准确的解释结果[8-12]。目前对磨溪地区龙王庙组气藏储层非均质性研究，仅限于颗粒滩分布规律和储集空间类型的静态描述[13]。为此，针对龙王庙组气藏储层平面非均质性较强的特点，结合静态地质特征和气井长期试采动态资料，采用数值试井解释技术，以典型井区为研究对象，考虑储层非均质性变化和井间干扰影响，精细描述该部位储层的非均质性特征。

1 气藏非均质性特征

在滩体分布和动态特征上，滩主体和滩边缘都存在较大差异，储层非均质性较强。

1.1 气藏静态非均质性特征

安岳气田磨溪地区龙王庙组气藏位于四川盆地中部，白云岩储层形成于局限台地，包括颗粒滩和云坪2个亚相，有效储层主要发育在颗粒滩亚相，颗粒滩主要发育滩主体、滩翼等微相。龙王庙组纵向上发育4期加积颗粒滩，每期包含2～3个向上变浅旋回，单个旋回厚度为0.5～8.0 m，每期滩体厚度为2.0～20.0 m，宽度为0.9～1.5 km。多期滩体叠置造成了储层的强非均质性，并形成了累计厚度为18.0～55.0 m、宽度为7.0～8.0 km、总体呈NE—SW方向展布、延伸可达百余千米的颗粒滩带[14]，在探明含气范围内总体呈现“两滩一沟”的展布格局[15](图1a)。颗粒滩主体(图1a暖色区)储层厚度为5.0～20.0 m，孔隙度为4%～12%，而滩边缘(图1a冷色区)储层发育较薄，厚度仅为0.3～5.0 m，滩边缘的孔隙度为1%～7%[16]。磨溪地区龙王庙组储层受加里东期岩溶水流动溶蚀改造影响，发育顺层溶蚀的条带状小滩体[17]，例如：位于X井区内的W67井附近发育条带状小滩体(图1b)。

1.2 气藏动态非均质性特征

滩边缘部位在试井曲线上多表现出非均质特征，整体渗透率小于0.5×10-3μm2，平均无阻流量仅为59.1×104m3/d，储层井间连通性差，地层压力下降趋势不受邻井影响。滩主体部位在试井曲线上多表现出视均质特征，整体渗透率为10～60 mD，平均无阻流量可达567.0×104m3/d，储层井间连通性好，地层压力下降趋势保持一致。滩主体的边缘部位在试井曲线上多表现出条带状不封闭边界特征，整体渗透率为2.0～30.0 mD，储层连通性有限，地层压力下降趋势不一致[18]。如X井区内的W67井投产时，地层压力已经下降近7 MPa，表明该部位滩体具有一定的连通能力，但X井区内各井的地层压力下降幅度不一致，W67井初始静压比距该井1.7 km的W73井同期静压高2.7 MPa，表明该井与周围储层连通程度有限。

图1 安岳气田磨溪地区龙王庙组储层展布

2 储层非均质性精细描述方法

利用数值试井技术精细描述储层非均质性的研究方法为：①根据井区储层颗粒滩分布模式选取合适的试井解释模型，利用常规不稳定试井解释初步确定井周储层的非均质性；②根据试井曲线和全程压力历史拟合校验图，通过单井数值试井技术建立任意形状及不同类型的多种外边界组合，通过不断调整数值模型的结构、形状和相关参数来实现对单井外边界的精确描述；③参考常规不稳定试井和单井数值试井解释结果，根据气藏地质资料和布井、测井资料，加载多口生产井的生产数据和压力数据，考虑井间干扰，建立与研究井区真实地质特征相似的多井数值试井模型，产生压力拟合曲线，结合该区域储层颗粒滩分布模式，通过反复调整解释参数和边界特征，进行数值试井分析，拼接不稳定试井测试数据和生产数据，建立全程压力史，通过压力历史拟合检验排除模型的多解性，从而获得符合气藏实际的储层物性、压力分布及气藏特征认识，精细描述研究井区储层的非均质性。

3 应用实例

基于龙王庙组储层颗粒滩分布模式，运用现场压力测试资料对W67井、W71井、W36井进行常规不稳定试井解释，初步确定该井附近储层地质模型，再通过单井数值试井解释对模型进行调整，最后考虑井间干扰，通过多井数值试井解释精细描述X井区储层的非均质性特征。

3.1 W36井曲线特征及解释结果

W36井为一口直井，2013年5月10日投产，投产前实测地层压力为75.74 MPa，生产91 d后，累计产气量为0.224×108m3，2013年8月9日进行压力恢复试井，关井192.28 h，关井前井底压力为74.52 MPa。W36井压力恢复双对数曲线表现出两区径向流特征，结合该区域储层颗粒滩分布模式，选取两区径向复合地层与无限大边界模型对压力恢复试井曲线进行分析，压力恢复双对数曲线拟合效果相对较好(图2a)。常规不稳定试井解释结果与动态分析基本一致，试井解释渗透率为36.4×10-3μm2，近井流动区半径为439 m，内外区流度比为10.4，储能比为20，试井分析地层压力为75.16 MPa，比实测压力低0.58 MPa。拼接不稳定试井测试数据和生产数据，建立全程压力史。由图2b可知，模型计算压力比实际生产井底压力下降速率低，且后期二者偏离较大，表明该井受井网部署的影响，与外界不是无限连通，而是有一定的井间干扰。X井区其他井投产前实测地层压力均小于原始地层压力，表明最先投产的W36井的压降漏斗已经波及到邻近的几口井，进一步证明了井间干扰的存在。因此，需要进一步考虑井间干扰的影响来校正模型。

3.2 W71井曲线特征及解释结果

W71井为一口斜井，2016年3月1日投产，投产前实测地层压力为69.98 MPa，生产151 d后，累计产气量为 1.403×108m3，生产559 d后，累计产气量为5.468×108m3，2016年7月30日进行压力恢复试井，关井183.52 h，关井前井底压力为66.19 MPa，2017年9月10日再次进行压力恢复试井，关井167.88 h，关井前井底压力为60.41 MPa。W71井2次压力恢复双对数曲线均表现出两区径向流特征，结合该区域储层颗粒滩分布模式，选取两区径向复合地层与无限大边界模型对2次压力恢复试井曲线进行分析，压力恢复双对数曲线和全程压力史(图3)拟合均相对较好。随着生产时间的延长，近井地层所产生的附加阻力变大，致使第2次压力恢复试井解释的表皮系数变大，但常规不稳定试井解释结果与动态分析基本一致，试井解释渗透率为38.00 mD，近井流动区半径为442 m，内外区流度比为0.956，储能比为0.442。试井分析地层压力为68.51 MPa，比实测压力低1.47 MPa。由于W71井投产较晚，X井区内其他井已经形成稳定的泄流区，故井间干扰作用不明显，压力历史拟合检验结果满足精度要求。

图2 W36井常规不稳定试井解释模型及曲线拟合

3.3 W67井曲线特征及解释结果

W67井为一口水平井，2015年11月6日投产，投产前实测地层压力为68.51 MPa，生产188 d后，累计产气量为1.624×108m3，2016年5月12日进行压力恢复试井，关井195.33 h，关井前井底压力为44.85 MPa。常规水平井双对数曲线一般表现出续流段、径向流段、线性流段及系统径向流段等4个典型特征流段，而W67井压力恢复双对数曲线仅表现出明显的线性流特征，结合该区域储层颗粒滩分布模式，选取条带边界与均质模型对压力恢复试井曲线进行分析，压力恢复双对数曲线(图4a)及关井压力恢复段(图4b)拟合相对较好。常规不稳定试井解释结果显示，θ角为0.35 rad，且受假设条件影响，宽为154.56 m的条带边界只能无限延伸，试井解释渗透率为2.08 mD，试井分析地层压力为116.26 MPa。拼接不稳定试井测试数据和生产数据，建立全程压力史，发现模型计算压力比实际生产井底压力下降速率高，且后期二者偏离越来越大，表明该井所处条带边界不是无限延伸，而是具有一定的能量补充。前期采出量小，压降漏斗小，使得压力响应曲线解释存在多解性。生产909 d后，累计产气量为6.4×108m3，动态分析表明，该井井底附近渗透率仅为0.50 mD，这说明随着生产时间的延长，产量增加，压降漏斗增大，条带外部的流体参与流动，压力降落速度开始减慢，使得模型预测存在误差。

图3 W71井常规不稳定试井解释曲线拟合

图4 W67井常规不稳定试井解释模型示意图及曲线拟合

在常规不稳定试井分析的基础上，将W67井附近呈NE—SW方向展布的条带状小滩体等效为长条带状非渗透岩性边界(图5a)，建立基于PEBI网格的数值试井模型，通过对条带状边界不同部位的宽度及整个条带的长度进行精细调整，拟合压力恢复双对数曲线(图5b)和关井压力恢复段曲线。单井数值试井解释结果显示，θ角仍为0.35 rad，总长为3 410 m、中间宽度为94 m的条带边界向两端逐渐变宽至134 m。试井解释渗透率为0.48 mD，与长期动态分析结果一致。地层压力为72.89 MPa，比实测压力高4.38 MPa。由压力历史拟合(图5c)可知，模型计算压力比实际生产井底压力下降速率低，且后期二者偏离越来越大，表明该井受井网部署的影响，也存在一定的井间干扰。因此，需要进一步考虑井间干扰的影响来校正模型。

图5 W67井单井数值试井解释模型及曲线拟合

3.4 X井区多井数值试井解释结果

在常规不稳定试井和单井数值试井解释结果的基础上，W36井和W71井附近采用两区径向复合模型，W67井附近采用长条带状非渗透岩性边界模型，考虑井间干扰，加入X井区内6口井的生产数据和压力数据，在合理的井控范围内建立该井区多井数值试井模型(图6a)。对多井模型进行数值试井解释，在3口资料井压力恢复双对数曲线都拟合良好的前提下，发现W71井的压力历史拟合仍较好，同时 W67井、W36井的全程压力历史拟合(图6b、图6c)曲线也满足精度要求。

图6 X井区数值试井解释模型及压力史拟合

从X井区投产前的压力场(图7a)和W36井投产近5 a的压力场(图7b)可以看出：随着该井区内各井相继投产，W36井投产近5 a后，储层的非均质性造成压力非均匀分布，W36井、W73井和W67井附近区域以及W69井和W70井附近区域的压降漏斗大且连片，说明该区域储量得以充分动用，且W36井、W73井、W67井连通性较好，W69井和W70井连通性较好，分别存在较强的井间干扰。从气田生产角度分析得出：位于W36井、W73井和W67井附近区域以及W69井和W70井附近区域的气井不宜作为调峰井，应适当降低产量，减小压降漏斗，以加强外围储量的动用。而条带状边界西至W69井、W70井、W71井的区域压降漏斗小，储量动用程度低。

图7 X井区数值试井解释压力场

4 结 论

(1) 安岳气田磨溪地区龙王庙组气藏储层在滩体分布和动态特征上，滩主体和滩边缘连通性差，储层的非均质性较强。

(2) 在储层地质研究的基础上，综合运用静态描述、动态分析和数值试井技术精细刻画的储层边界形状、物性、井间干扰等特征，并用压力史拟合有效地排除了模型的多解性，量化评价了龙王庙组气藏X井区储层非均质性。

(3) W36井和W71井附近为两区径向复合地层，近井地带渗透率均大于35.00 mD，W67井位于低渗长条带状小滩体，储层平均渗透率为0.48 mD。X井区内W36井、W73井和W67井附近区域以及W69井和W70井附近区域的连通性较好，且条带状边界西至W69井、W70井、W71井的区域储量不易动用。