超深层白云岩储层油气产能试油前预测方法

丁心鲁 黎丽丽 郑函庆 刘勇 封猛 刘爽

摘要：塔里木盆地寒武系超深层白云岩储层非均质性强、储集空间复杂，流体性质识别难度大，试油获油气率低，试油周期长，影响了勘探开发的进程。通过整理9 口井14 试油层的录井、测井及试油结果数据，统计、分析寒武系白云岩试油井段的录井、测井响应特征，确定了和储层含油气性相关性好的参数及评价数值，形成了储层含油气性评价标准；另外明确了和储层产能相关的测井参数，并充分考虑地层压力、储层特征、构造发育及压裂酸化的影响，形成了寒武系盐下白云岩储层酸化前后产能预测方法。在塔里木盆地寒武系超深层白云岩储层10 个试油层进行含油气性评价，符合率为90%，试油获油气率提高了1 倍；对12 个试油层进行了产能预测，9 个试油层产量预测误差在15% 以内，其中酸化前后产能预测结果变化不大的试油层，试油周期减少50%，其他试油层试油周期估算减少至目前的90% 左右。该方法可在塔里木盆地超深层寒武系白云岩储层推广应用。

关键词：勘探开发；寒武系；白云岩；超深储层；含油气性评价；测井参数；产能预测；塔里木盆地

中图分类号：TE328 文献标识码： A

0 引言

世界各国油气资源勘探开发逐渐向深层超深层发展［1］。我国西部超深层油气藏是指现今埋藏垂深在6 000～9 000 m 的油气藏［2］。塔里木盆地是我国最具勘探开发潜力的含油气盆地之一，是西气东输的主力气源地，油气资源特别是天然气资源十分丰富［3］。塔里木盆地震旦系—下奥陶统发育着上千米的白云岩储层，埋藏垂深普遍在7 000 m 以上，具有优质的生储盖配置组合。

自1989 年石油会战以来，不断对塔里木盆地下古生界非潜山型白云岩储层进行勘探。2012 年，位于古城低凸起的GC６井在奥陶系鹰山组下段白云岩获得了高产工业气流；2013 年又在位于塔中隆起的ZS1 井寒武系盐下白云岩获得突破，发现了寒武系深层的原生油气藏；2020 年1 月，部署在塔里木盆地塔北隆起轮南低凸起上的重点风险探井LT1 井在7 940～8 260 m 的寒武系盐下台缘带白云岩储层获得重大突破，在寒武系沙依里克组和吾松格尔组获高产工业油气流（日产油134 m3，日产气45 917 m3），进一步证实了寒武系台缘带发育着优质礁（丘） 滩相白云岩储盖组合。这些井的突破，证实了塔里木盆地下古生界超深层白云岩具备油气成藏条件，是塔里木盆地增储上产的重要接替层位［4］。塔里木盆地下古生界超深层白云岩储层埋藏深、储集空间类型多样，且成藏理论不够成熟，造成勘探开发难度大，投资回报率低［5］，严重制约了其勘探开发进程。由于超深层白云岩储层非均质性强、储集空间复杂，导致油气赋存状态复杂，储层流体性质识别难度大，录、测井解释符合率及试油获油气率低［6］，如何在试油前准确判断其含油气性及预测储层产能，对试油方案优化、提高勘探时效、降本增效具有重要意义。

由于不同性质的地层流体，在录井资料上有着不同的响应特征，因此从录井资料着手，开展储层含油气性评价标准研究。自1939 年气测技术诞生以来，录井技术已经过80 多年的发展，建立了比较完善的技术体系与技术系列［7］。利用录井资料评价储集层流体性质，识别油、气、水层，是油气勘探中重要的环节［8］。与其他勘探技术对比可以发现，录井技术成本较低，可以在第一时间内获取储层资料［9］。

气测录井技术在识别复杂流体性质上发挥着越来越重要的作用，不过目前大部分地区气测录井参数的应用只是定性分析，未能做到定量分析［10］，单一通过气测值的高低判断地层的含油气性存在着一定的误差甚至错误［11］。针对碳酸盐岩储层流体性质识别难度大的问题，祁新忠等依据不同流体烃组分（C1～C5） 含量不同的特性，采用烃比值法、轻烃比值法建立油层、凝析气层、含气水层、水层识别图版，取得了较好的应用效果［12］。张攀等在分析总结气测全烃曲线的形态特征及所对应的储层流体性质基础上，发现气测曲线对于不同流体性质形态差异明显，利用烃气湿度指数、轻烃比值、挖掘效应可以较好划分气层和油层，以此为基础建立气层-油层气测曲线识别法，在中东伊拉克Ｈ油田Ｋ油藏取得不错的效果［13］。

产能能够反映出一口油气井的生产能力，准确的产能预测可以帮助油田了解油藏情况，进行合理配产，制定切合实际的开发方案，是油气田开发核心。20 世纪20 年代末， 美国矿业局的Pierce 和Rawlines 发展了回压试井法，并在气田广泛应用。1958 年Dyes 等进行了人工压裂井的产能研究，1968 年Vogel 提出著名的Vogel 方程求解储层产能，1979 年Tootle 利用电缆测井方法预测油气井产能，1980 年Fetkovich 以均质有界地层瞬态渗流理论为基础，求得定压生产条件下的产量解，后将试井分析中的不稳定流动公式引入递减分析中，建立了一套类似于试井分析的双对数产量递减曲线图版拟合分析方法［14］。

国内研究人员在储层产能评价方面的研究起步较晚且发展较为缓慢，20 世纪90 年代陈元千提出一点法［15］。该方法仅需知道地层压力和一个工作制度下的井底流压和相应的气产量便可求得无阻流量。进入21 世纪后，杨瑀等根据等效连续介质理论，通过对基质、溶洞和裂缝3 种区域进行不同的排列组合，建立了6 种缝洞型油藏单井产能方程［16］；宛利红等认为利用达西定理为基础推导出来的产能公式具有很大的局限性，提出可以利用测井解释资料，采用多元回归的方法，建立产能与测井参数之间的关系模型，并结合萨尔凹陷致密油藏特点建立了适合致密油藏的产能预测模型［17］；蒋兴才基于平面径向稳态渗流原理，分析油层产能的主控因素，利用岩心、测井资料构建相关储层参数测井解释模型，初步实现了辽河葵东地区低电阻率油层产能预测［18］；白莎等深度挖潜测井资料，建立了基于测井资料的孔隙结构表征参数模型，构建储层产能预测模型［19］；刘俊华等以电阻率与相对渗透率联测获得的岩样实验数据为依据，建立了利用电阻率测井数据计算相对渗透率并结合渗流理论公式进行产能预测的新方法［20］，在葡北区块应用效果良好；谷一凡等基于岩心观察、常规测井和成像测井资料分析，结合配套CT 扫描和薄片鉴定，将四川盆地高石梯区块内灯影组四段的岩溶储层划分为孔隙型、孔隙-溶洞型和裂缝-孔洞型3 类，并以单井岩溶储层类型的划分为约束，结合“蚂蚁体”追踪技术，建立气井分类产能模式［21］；李江等为了准确评价非达西效应和应力敏感效应对裂缝性碳酸盐岩气井产能的影响，建立了一种双重介质径向复合二项式产能综合模型，为裂缝性碳酸盐岩气藏的高效开发和合理配产提供了理论依据［22］。

1954 年在东西伯利亚盆地发现第1 个元古宇原生油气藏，截至2016 年底，在全球9 个盆地内的前寒武系—下寒武统已发现179 个油气田［23］。砂岩、碳酸盐岩以及硅质岩储层是全球前寒武系—下寒武统原生油气藏主要储层类型，塔里木盆地的超深层寒武系储层和四川盆地震旦系—下寒武统的主力储层特征相近，主要发育白云岩储层。通过调研前人研究成果发现，目前白云岩储层产能研究都是定性认识，没有上升到定量表达式，无法指导实际生产。笔者通过统计、分析录井气测派生参数及岩屑录井显示情况和试油结果的相关性，确定了和储层含油气性相关性好的相关参数及评价数值，建立了塔里木盆地寒武系超深层白云岩储层含油气性评价标准，试油前可以利用该方法优选出有利的试油目的层；然后，基于试油井目的层测井参数、储层特征、构造发育、压裂酸化情况及地层压力等，对试油目的层进行量化评分，并根据评分值预测超深层白云岩储层油气产能。

1 储层含油气性评价及产能预测方法

通过整理塔里木盆地寒武系超深层白云岩储层（以下简称超深层白云岩储层） 已试油井射孔井段录井资料，统计、分析射孔井段气测派生参数及岩屑录井显示情况和试油结果的相关性，发现气测派生参数湿度比、烃组分三角图版指数、轻重比、同分异构比、气测综合评价因子及岩屑录井中系列对比级别、槽面显示情况和试油结果相关性好，以此为基础建立了储层含油气性评价标准。另外，通过分析试油井射孔井段测井参数和采液指数的相关性，充分考虑储层特征、构造发育情况、压裂酸化及地层压力的影响，预设各个因素的评分权重，并经过多轮次的验证及修正，形成储层量化评分标准，将储层量化得分与试油井射孔井段采液指数进行相关性分析，建立了超深层白云岩储层油气产能试油前预测方法。统计、分析的白云岩储层已试油井9 井14 试油层的录井、测井及试油结果数据，均源自中国石油塔里木油田数据库。

1.1 室内研究

1.1.1 储层含油气性评价标准

气测录井是直接测定钻井液中可燃气体含量和组分的一种录井方法，是发现油气层的一种直接技术手段。从塔里木盆地寒武系盐下超深层白云岩储层7 井8 试油层26 井段钻井液循环过程中气测录井数据（其中F1、H4 井6 个试油层没有气测数据） 入手，计算各井射孔井段湿度比、烃组分三角图版指数、轻重比、同分异构比、峰基比、烃斜率及气测综合评价因子等7 个气测派生参数，并开展不同气测派生参数和试油结果的相关性研究。

（1） 湿度比（Wh）。湿度比是指乙烷及其之后的烃类组分占总烃含量的百分比。该参数既能表现轻烃特征，也能反映重烃变化，且同一油藏的湿度比往往稳定在一个区间，不同油藏的湿度比则存在一定的差异。计算公式为