元坝气田复杂生物礁气藏气水分布精细表征方法

杨丽娟，王勇飞，张明迪，刘成川，任世林

（中国石化西南油气分公司勘探开发研究院，四川 成都 610041）

0 引言

元坝气田生物礁有水气藏储层非均质性强，气水分布复杂［1-5］。准确描述地层水分布，是产水预测、配产调整、气藏高效开发的关键。若不能准确描述地层水分布，则会影响对地层水静态分布及水侵动态的认识，甚至会影响对气藏储量的认识和气藏开发效果。而渗流特征的精细表征是准确描述气水分布的基础。

对非均质性严重的气藏，描述储层储渗特征及流体饱和度分布的常规方法适应性较差，不能很好地描述生物礁气藏复杂的气水分布特征。常规做法是根据四川盆地川东北地区碳酸盐岩分类标准对相对渗透率曲线和毛细管压力曲线进行分类，然后将分类结果用于平面宏观分区，以描述气藏流体饱和度分布。这样存在2个方面的问题：一是采用常规储层分类标准较难充分体现复杂生物礁储层的非均质性。二是常规方法在分类使用相对渗透率曲线及毛细管压力曲线时，一般是简单地按宏观区域进行分区，但不能较好地体现储层微观孔喉的差异性，较难准确描述由此引起的气水饱和度在气藏中的分布；因此，描述的气水饱和度分布与实际气藏气水分布情况符合程度较差。

为了得到与实际气藏更相符的气水分布精细数值模拟模型，在前人研究的基础上［6-13］，建立了新的储层分类标准，并将分类归一化的相对渗透率曲线和毛细管压力曲线赋予到精细分类和分区的地质模型中；针对生物礁气藏的复杂性，刻画由储层储渗非均质性引起的流体饱和度分布差异，实现对气藏气水饱和度分布及气水过渡带的精细描述和表征。利用该方法建立的元坝气田长兴组复杂生物礁气藏的流体饱和度场，能够充分反映气藏气水分布的非均质性，且与各种静动态资料吻合较好，取得了较好的应用效果，具有较大的推广价值。

1 原理及步骤

1.1 储层分类标准建立

确定储层分类评价指数，并对各相对渗透率实验和毛细管压力实验岩心样品及气藏模型储层属性进行分类。参考前人研究成果［14-15］，主要引用流动单元指数（FZI）、储层质量指数（RQI）和物性综合指数（Zs），综合判别储层类型，建立分类标准。FZI是流动单元的定量表征，是对横向及垂向连续的，具有相似渗透率、孔隙度和层理特征的储集带的定量描述，该参数能通过岩心数据来认识不同岩相中孔隙几何形态的复杂变化。

式中：φe为岩心有效孔隙度；K为岩心渗透率，10-3μm2。

1.2 岩心样品分类归一化

根据相对渗透率实验和毛细管压力实验岩心样品的分类结果，分别对相对渗透率曲线及毛细管压力曲线进行标准化和分类平均。

1.2.1 相对渗透率曲线分类归一化

相对渗透率曲线分类归一化［16］是指对每类岩心样品的相对渗透率端点按照式（4）进行标准化，按照式（5）对进行回归拟合，得到回归系数a，b；对每类岩心样品的 a，b，Swi，Sgr进行平均，得到平均值；然后给定 SwD（0～1 的小数），按照式（6）计算，得到每类岩心样品的平均相对渗透率曲线。

式中：Krw，Krg分别为水相、气相相对渗透率；Krw（Sgr）为残余含气饱和度Sgr时的水相相对渗透率；Krg（Swi）为原始含水饱和度Swi时的气相相对渗透率；Sw为含水饱和度；分别为标准化后的水相、气相相对渗透率；为标准化后的含水饱和度；a，b为回归系数；SwD为定值含水饱和度；分别为平均水相、气相相对渗透率；为平均含水饱和度。

1.2.2 毛细管压力曲线分类归一化

毛细管压力曲线分类归一化，即建立各类岩心样品的J-Swn关系。根据岩心毛细管压力实验结果，利用式（8）建立各实验岩心样品Swn对应的J函数值，并回归拟合得到J-Swn关系式：

式中：J（Swn）为 J 函数；pc为毛细管压力，MPa；σ 为流体界面张力，mN/m；θ为润湿接触角，（°）；Swn为标准化含水饱和度；Swc为束缚水饱和度；A，B为参数。

对各类岩心样品J-Swn关系式的参数进行平均，即根据分类结果，分别对各类岩心样品的回归参数A，B进行平均［17-18］，平均值分别为，得到每类岩心样品具有代表性的 J-Swn关系式：

1.3 模型储渗属性分区与气水分布精细表征

根据分类结果对模型进行分区，同时将各类归一化的相对渗透率曲线和毛细管压力曲线进行组合，并对应赋予到分区后的气藏模型。根据式（10）得到气藏条件下的毛细管压力，再由式（9）去标准化，就可以得到该处的含水饱和度Sw。

式中：pc，res为储层实际毛细管压力，MPa；σres为储层实际流体界面张力，mN/m；θres为储层实际润湿接触角，（°）。

2 实例应用

元坝气田长兴组气藏属于台地边缘生物礁沉积，发育4个礁带、21个礁群、90多个单礁体。单个生物礁规模小，纵向上多期发育，横向同期多个礁体叠置。该气藏具有“一超、三高、五复杂”的地质特点，为高含硫、局部存在边（底）水、受礁滩体控制的构造-岩性气藏。该气藏以Ⅱ，Ⅲ类气层为主，局部区域存在气水同层、水层。目前动用的4个礁带东南段和1个叠合区均有水体分布，气水关系复杂。以A礁带为例：以A6井为界，西北段Ⅰ类气层厚2.47 m，占储层总厚度的3.40%；Ⅱ类气层厚32.03 m，占44.12%；Ⅲ类气层厚36.00 m，占49.59%；含气层厚 2.10 m，占 2.89%；气水同层、含气水层、水层不发育。东南段储层较西北段减薄，储层垂厚58.70m，其中Ⅰ+Ⅱ类气层厚9.80m，占单井储层16.69%；Ⅲ类气层厚38.70 m，占65.93%；含气层厚2.30 m，占3.92%；气水同层厚7.90 m，占13.46%。

2.1 岩心及储层分类

A礁带有74个压汞实验和25个气水相对渗透率实验数据，结合测井解释、岩心分析、生产动态等资料，对这些实验结果进行对比分析，认为样品能代表该礁带大部分储层类型。

计算各样品的 FZI，RQI，Zs，结合气藏储层物性、岩性、储集空间类型和孔隙结构特征［19-21］，以及地震相预测、测井解释、储层裂缝分析、测试成果等进行综合分析，建立元坝气田长兴组储层分类评价标准（见图1、表1）；以此标准为依据，对各相对渗透率实验和毛细管压力实验岩心样品及气藏三维地质模型的储层属性进行分类。

图1 A礁带实验岩心RQI与FZI聚类分析

表1 储层分类标准对比及A礁带模型分类结果统计

2.2 岩心实验数据归一化

根据岩心相对渗透率实验的分类结果，归一化后得到3类能够代表不同储渗区域的平均相对渗透率曲线。Ⅰ类样品束缚水饱和度为38.49%，束缚水下气相相对渗透率为0.560，等渗点含气饱和度为23.72%，等渗点相对渗透率为0.109；Ⅱ类样品束缚水饱和度为41.34%，束缚水下气相相对渗透率为0.334，等渗点含气饱和度为21.91%，等渗点相对渗透率为0.073；Ⅲ类样品束缚水饱和度为53.52%，束缚水下气相相对渗透率为0.061，等渗点含气饱和度为13.15%，等渗点相对渗透率为0.021（见图2）。

图2 A礁带相对渗透率曲线分类归一化结果

已知实验室中汞与空气的润湿接触角为140°，界面张力为 480.00 mN/m［22］；在地层条件下，气水界面润湿接触角为0°，元坝气田长兴组气藏的温度一般在152℃左右，地层压力在68 MPa左右，该气藏条件下气水两相界面张力为35.68 mN/m。

根据岩心压汞实验分类结果，对各类样品进行归一化（见图3），得到3类样品平均后的J-Swn关系式：

图3 A礁带岩心的J-Swn曲线

2.3 分类组合、分区应用

结合气藏整体分类、分区结果（见图4），将分类归一化后的各类相对渗透率曲线和毛细管压力曲线分类组合后，分区应用到各类储层，分类建立各类储层条件下的J-Swn关系，精细表征复杂气水分布。

图4 A礁带储层分区剖面

结合3类相对渗透率曲线端点值，就能确定不同类型储层中每个网格的含水饱和度，得到考虑了储层微观特征的气水分布模型，从而实现对流体饱和度的精细表征。

3 应用效果

将优化调整后的模型与各静动态资料进行对比，结果表明，该模型在含水饱和度分布、储量、底水水体体积、生产动态等方面都与实际情况符合较好。模型建立及调整过程中加深了对气藏及气井生产的认识，研究结果为A礁带剩余气分布预测及下一步挖潜调整提供了指导。

以A9井为例。该井测井解释Ⅰ+Ⅱ类气层厚20.8 m，Ⅲ类气层厚33.7 m，气水同层厚1.5 m，含气水层厚5.4 m。模型中给定气水界面的海拔为-6 210 m，该井所在网格气水过渡带顶端为-6 160 m，过渡带高度约50 m。该井隔层以下底部1.5 m的气水同层和5.4 m的含气水层实际上是处于过渡带，该井所在网格的-6 195 m处渗透率为 2.66×10-3μm2，孔隙度为3.0%，利用式（10）得出网格块的毛细管压力为-0.096 MPa，平均含水饱和度为73.3%。这与测井解释的气水同层对应海拔及含水饱和度一致。

对于气水界面以下的地层，Sw=1。这样对每个网格进行计算，就可确定整个气藏模型的初始含水饱和度分布（见图5），由此确定该礁带天然气地质储量为391.31×108m3，底水水体体积为 762×104m3；与容积法计算的天然气地质储量（397.25×108m3）相比，误差为1.5%。基于此模型，对9口生产井的生产情况进行模拟。从拟合结果可以看出，各井在井口油压、日产气量、日产水量、见水时间等方面均和气井实际生产情况一致（见图 6）。

图5 A礁带初始含气饱和度分布剖面

图6 A9井井口油压和日产水量拟合曲线

4 结论

1）综合考虑多个储层物性特征参数和渗流属性参数对储层进行分类，更能反映复杂生物礁气藏的储渗非均质性；以此为基础，对气藏模型进行立体分区，能够对气藏同时从平面和纵向上反映不同类型储层的储渗特征。

2）在基于储渗属性分区的气藏模型中，利用J函数方法重新生成气藏的毛细管压力，并结合各类相对渗透率曲线的端点值，精细描述气藏气水分布特征，更好地反映气藏流体分布的非均质性，更符合气水分布规律；同时解释了元坝气田长兴组气藏产水井生产动态与前期地质认识不一致的现象。利用该方法建立的数值模拟模型与气藏静动态特征吻合度较高。