试油数据在估算致密砂砾岩储层渗透率中的应用

王鑫，张旭阳，黄长兵，汪康，顾明翔，吴伟

（1.中国石油新疆油田分公司勘探开发研究院，新疆 克拉玛依 834000；2.中国石油新疆油田分公司百口泉采油厂，新疆 克拉玛依 834000；3.西南科技大学环境与资源学院，四川 绵阳 621000；4.中国石油集团测井有限公司测井应用研究院，陕西 西安 710000）

0 引言

获取岩石渗透率的常用方法有实验分析法、测井计算法和理论推导法[1-4]。实验分析法通过取心分析渗透率的正态分布峰值，得到代表储层岩石的平均渗透率，准确率最高。但致密储层，尤其是致密砂砾岩储层，非均质性强，加之溶孔、裂缝等随机发育，岩心渗透率直方图难有单峰特征。测井计算法是利用储层物性与测井曲线响应特征间的关系，建立不同类型的渗透率计算模型。邵维志等[5-6]分析认为，低孔低渗岩石渗透率受孔隙结构影响较大，因而提出了基于复杂孔隙结构分类的渗透率分级评价方法。邓浩阳等[7]选取加权平均分形维数、分界压力、中值半径等对致密砂岩储层渗透率进行多元非线性回归计算。郑建东等[8]利用大孔区间孔隙度对储层渗透率贡献较大的特点，形成了一种应用大孔区间孔隙度计算渗透率的方法，提高了致密油储层测井计算渗透率的精度。刘敬寿等[9]针对裂缝性储层渗透率计算难题，利用裂缝的现今产状建立了多组裂缝渗透率张量的定量预测模型，预测单元体内不同方向的渗透率。以上这些测井计算法适用性广，尤其适用孔渗配置关系好的储层，但对基质孔隙度低、以次生孔为主的致密砂砾岩储层，计算结果的不确定性增加。李奇等[10]通过理论分析，推导了气体的非达西二项式渗流方程，得到计算高速非达西渗透率的新方法，该类方法有严格的数理基础，但在经验参数及地区系数的选择上容易出现误差。

综上所述，致密砂砾岩储层渗透率准确求取的关键是尽量消除孔隙结构差异、次生孔隙发育的影响。而生产测井过程中获得的试井、试油等生产资料，记录了大量地层信息，包括反映物性的储层特征参数，这些参数仅与储层的宏观渗流能力有关，与微观孔隙特征无关。其中，试井可直接获得实测地层系数，该系数是渗透率的函数。根据地层系数可计算地层流动系数，地层流动系数大，则油层通过流体的能力强，因此，试井是计算致密砂砾岩储层渗透率的重要手段。但试井测试施工周期长、成本高，资料有限，无法获得每口井的渗透率。相对于试井，试油资料的获取要容易得多。致密砂砾岩储层试油后一般无自然产能，分析发现，由压裂改造过程中求得的累计产液量、入井压裂液总量、压力等参数在稳产期的数值，也能反映储层的物性差异和流体流动能力。但目前利用试油资料计算致密砂砾岩储层渗透率的研究鲜有报道。

鉴于此，本文以准噶尔盆地玛湖凹陷南斜坡二叠系乌尔禾组砂砾岩储层为研究对象，根据试油资料获得的累计产液量、入井压裂液总量、压力等构建了试油物性指数。该指数是地层产液总量与入井压裂液总量和压力损失比乘积的比值，是反映储层的物性差异和流体流动能力的中间参数。实际资料分析表明，试油物性指数与试井流动系数有较好的相关性，利用试油物性指数可反算试井流动系数，进而达到估算渗透率的目的。该方法以实际生产资料为依据，且可以避免直接考虑渗透率计算过程中微观孔隙特征的影响，这为致密砂砾岩储层渗透率的估算提供了新途径。

1 储层基本特征

玛湖凹陷玛南斜坡二叠系乌尔禾组砂砾岩储层岩性复杂多样，以砂质细砾岩、含砾粗砂岩、砂质粗砾岩、砂质大中砾岩为主。取心分析结果显示，含油样品孔隙度在6%～15%，不考虑岩心裂缝时，渗透率在0.1×10-3～100.0×10-3μm2，符合致密砂砾岩储层特征。

目的层含油性与孔渗交会图（见图1）分析表明，孔渗相关性较差，传统的孔渗相关性分析法不能建立精确的渗透率计算模型。在孔隙度变化不大的情况下，储层的渗透性决定了储层的含油气性，渗透性越好，储层的含油气性越好。

图1 玛湖凹陷二叠系乌尔禾组含油性与孔渗交会图

经试油资料统计，研究区已完成试油的45层结论差异大：通过自喷求产的有29层，最高日产液量达155 t；通过抽汲求产的有16层，其中未达工业产能或试油偏干的有9层。岩心实验、试油结果分析发现，针对研究区试油产量差异较大的致密砂砾岩储层，测井计算法也无法准确判断储层渗透性，而基于宏观产量的渗透率计算法要优于传统孔渗物性分析法。

2 渗透率概念区分

本文提及的渗透率有3种，分别为岩心分析渗透率、测井计算渗透率和根据试井或试油资料估算的渗透率（简称估算渗透率）。岩心分析渗透率，是在实验室条件下对岩心样品实测的空气渗透率（绝对渗透率）[11]，样品的几何尺度是厘米级，对此，本文不作讨论。测井计算渗透率，是根据地球物理测井资料计算的某一储层的渗透率，该数据可用于评价储层的储量和开采价值。测井计算渗透率通常需要岩心分析渗透率作为标定，所计算的储层几何尺度为米级[12]（厚0.5 m以下层段，通常不作储量评估）。本文所说的根据试井或试油资料估算渗透率，是开发采油层段的平均评估渗透率，所涉及的储层几何尺度均在米级以上，与岩心分析渗透率和测井计算渗透率不在同一几何尺度，属于估算的范畴，不宜用岩心标定，可用宏观生产数据验证。

3 估算渗透率模型

3.1 试油物性指数

射孔压裂后，地层压力和流体压力的变化可反映储层流体流动能力的强弱。理想状态下，当储层孔隙全部连通时，流体在孔隙间自由流动，此时储层的渗透率无穷大，流体压力与地层压力相等。实际情况下，流体在孔隙中的流动受孔隙连通性，即储层岩石渗透性的影响。因此，在具有一定渗透性的储层中，流体压力小于地层压力，流体压力越大，流体越易流动，储层的渗透性越好；反之，就越差。根据试油阶段单井单位时间流体压力与地层压力之差，可计算压力损失比，描述储层渗透性差异：

式中：S为压力损失比；ps，pf分别为地层压力和流体压力，MPa。

在勘探开发初期，不考虑地层压力亏空的情况下，压裂液入井后绝大部分随原状地层流体（油）返排至地面，留在储层孔隙中的压裂液体积忽略不计。压力损失比越小，产油越多，反映储层渗透性越好。定义试油物性指数为

式中：Fh为试油物性指数；Qcfp，Qff，Qo分别为地层产液总量、入井压裂液总量和产油量（对于非纯油层，为产出的原状地层流体量），m3。

由于砂砾岩储层在压裂试油初期退液过程中，产量递增、递减快，压力变化较大，不能代表原状地层特征，因而，本文将研究区某井连续2 d日产量波动小于10%时计算的试油物性指数作为该井稳定期的试油物性指数。试油参数解释成果见表1。

表1 玛湖凹陷二叠系乌尔禾组试油参数解释

需要注意的是，在退液早期，受到压裂弹性能的影响，试油物性指数变化相对较大，而当流体压力降到地层压力的70%以后，试油物性指数则会达到相对稳定（见图2）。

图2 试油参数变化特征

3.2 试井流动系数

试井资料获得的地层系数是储层厚度与有效渗透率的乘积，地层系数与地下原油黏度的比值被记为流动系数，也称试井流动系数。该系数表示流体在岩层中流动的难易程度[13-14]，其计算式为

式中：Fl为试井流动系数，10-3μm2·m/（mPa·s）；K 为试井渗透率，10-3μm2；H 为储层厚度，m；μ为原油黏度，mPa·s。

玛南斜坡二叠系乌尔禾组砾岩试油井关井压力恢复测试的有10口井11层，试井储层参数与试井流动系数计算结果如表2所示。

表2 玛湖凹陷二叠系乌尔禾组试井储层参数与试井流动系数

3.3 Fl与Fh的相关性分析

前文分析表明，试井流动系数可直接获取储层渗透率，但试井资料有限，而试油资料较充足。考虑试油、试井流动系数均能反映储层流体的流动能力，本文将研究区试井流动系数Fl和已试油井的试油物性指数Fh建立关系（见图3）。

图3 研究区Fl-Fh的关系

由图3可知，试井流动系数Fl和试油物性指数Fh相关性较好，进一步说明试油物性指数也是储层渗流能力的综合反映。Fl，Fh可通过拟合式（5）互算：

4 估算渗透率计算

联合式（2）、（4）、（5）可得估算渗透率 Ke：

式（6）中，Fh，H由试油资料获取，μ由单井测试资料获取，也可直接利用区域PVT分析化验资料。

5 结果验证

对研究区玛湖014井等5口未试井但已试油的井进行估算渗透率计算，结果见表3。

表3 玛湖凹陷二叠系乌尔禾组未试井的试油井估算渗透率

玛湖014等5口井目的层取心钻井进尺13.2 m，岩心收获率98%，共获得岩心标准样品139块，由新疆油田试验检测研究院采用SY/T 6385—2016《覆压下岩石孔隙度和渗透率测定方法》进行渗透率测定，所测渗透率最小值为 0.020×10-3μm2，最大值为 84.410×10-3μm2，平均值为 0.650×10-3μm2，中值为 0.330×10-3μm2，渗透率分布范围广，且无正态峰值。由试油资料估算的渗透率在 0.124×10-3～1.083×10-3μm2，平均值为 0.409×10-3μm2，与岩心分析渗透率平均值在同一数量级。估算渗透率与岩心分析渗透率对比说明，研究区原状地层渗透率超低，但压裂改造后可获工业油流。估算结果显示，储层越致密，估算渗透率越接近实测值，计算方法在致密砂砾岩储层应用效果较好。

6 结论

1）基于压裂试油获取的累计产液量、入井压裂液总量、压力等参数，构建了试油物性指数，且试油物性指数和试井流动系数有较好的相关性；因此，建立了以试油资料为基础的估算渗透率计算模型。根据模型估算的结果与岩心分析渗透率以及生产数据吻合较好，方法可靠。

2）宏观的生产数据尽管受储层岩性、物性、孔隙结构、储集空间类型的影响，但由试油数据得到的估算渗透率避免了微观孔隙结构对渗透率计算的影响，同时简化了渗透率计算过程。该方法求得的渗透率既能很好地反映流体流动能力，同时极大地节约了试井费用。