海上油气田J函数约束饱和度地质建模方法

2016-06-25廖恒杰秦德文

石油地质与工程 2016年1期

程　超，蔡　华，廖恒杰，秦德文，陈　波，黄　鑫

(中海石油(中国)有限公司上海分公司，上海 200030)

海上油气田J函数约束饱和度地质建模方法

程超，蔡华，廖恒杰，秦德文，陈波，黄鑫

(中海石油(中国)有限公司上海分公司，上海 200030)

摘要：储集层三维地质建模过程中，一般以探井和生产井测井解释饱和度资料为基础，通过随机模拟方法建立饱和度地质模型，但所建饱和度模型大多不能真实反映油气藏原始饱和度分布。特别是对于海上油气田，探井和生产井数少，初期投产生产井数更少，难以建立反映油气藏原始饱和度分布的饱和度模型。以东海西湖凹陷X气田为例，提出一种J函数约束饱和度地质建模方法，该方法使用J函数校正气田中后期不同程度水淹生产井含气饱和度，同时建立含气饱和度建模的约束趋势面，使建立的含气饱和度地质模型更加接近气藏原始含气饱和度分布，为储量复算和油藏数值模拟提供了可靠依据。

关键词：西湖凹陷；原始含气饱和度；毛管压力曲线；J函数；饱和度地质建模

目前，储层含油(气)饱和度的确定方法主要有：岩心直接测定法[1]、经验模型法[2]、测井资料解释法[3-4]和毛管压力曲线法[5-6]。毛管压力曲线法主要利用岩心实验分析毛管压力曲线计算储层的原始含油(气)饱和度。岩心直接测定法是最直接、最准确的储层饱和度确定方法，要求被测定的岩石保持地下原始状态，实现起来非常困难，且费用昂贵。毛管压力曲线法计算的储层饱和度与岩心直接测定法分析的饱和度非常接近，在没有岩心直接测定分析饱和度条件下，可以作为检验其它方法得到的饱和度的正确性的标准[7]。

对于开发成熟的油气田，利用J函数建立饱和度模型，更符合油气田开发实际[8-9]。从毛管压力曲线得到的J函数来建立含油(气)饱和度场的方法，从而建立三维精细地质模型，可以更真实地反映出地层的原始含油(气)状态，为储量复算和油藏数值模型提供准确依据[2]。

1利用毛管压力确定储层原始含油(气)饱和度

以东海西湖凹陷X气田为例，该气田具有不同的断块，各断块具有不同的气水界面。首先利用各断块探井和早期生产井测井解释结果综合确定气水界面，再利用J函数对压汞曲线进行适当的转换，计算相应的饱和度[10-11]，步骤如下：

(1)对于给定的气水界面，按式(1)计算气柱高度：

(1)

式中：H——气柱高度，m；Hgwc——气水界面(自由水界面)深度，m；Hr——气藏构造深度，m；ρw、ρg——分别为水、气密度，g/cm3。

(2)将实验室测量的毛管压力曲线按式(2)转换为气藏条件下的毛管压力曲线：

(2)

式中：pcr、pcl——分别为气藏条件下和实验室的毛管压力，MPa；σr、σl——分别为气藏条件下和实验室的界面张力，mN/m；θr、θl——分别为气藏条件下和实验室的润湿接触角。不同流体的润湿接触角和界面张力见表1。

表1　界面张力和润湿接触角数据

(3)将气藏条件下的毛管压力曲线按式(3)转换成J函数：

(3)

式中：K——渗透率，10-3μm2；φ——孔隙度，%。

(4)根据X气田Y8气藏9条岩心实验毛管压力曲线数据，可以获得J(Sw)函数与含气饱和度的关系，如图1所示，其关系式为：

J(Sw)=0.1341Sw-1.6371，R2=0.9572

(4)

图1　岩心J(Sw)与Sw关系图

(5)综合上述(1)、(2)、(3)、(4)式，得出含水饱和度计算公式(5)。油藏条件下，含水饱和度为气柱高度、渗透率、孔隙度3参数的函数，其关系式为：

(5)

式中：Sw——含水饱和度，%；H——气柱高度，m；φ——孔隙度，%；K——渗透率，10-3μm2。

2三维含气饱和度地质模型的建立

2.1利用毛管压力资料校正中后期生产井饱和度

X12井是东海西湖凹陷X气田的一口中后期生产井，X12井钻遇的Y8气藏储量约占整个气田储量的1/3，X12井Y8气藏纵向发育3套泥岩夹层(3 265.7～3 272.0 m、3 281.3～3 283.3 m、3 287.5～3 296.0 m)。X12井投产之前，已有部分生产井开发Y8气藏，从图2可以看出，上部夹层(3 265.7～3 272.0 m)之上的砂体测井解释饱和度与毛管压力方法计算饱和度误差在5%以内，无水侵，处于原始饱和度状态(上部夹层对边底水有效的遮挡)；上部夹层之下的砂体毛管压力方法计算的含水饱和度比测井解释含水饱和度低20%左右，水侵明显。对X12井Y8气藏上部夹层之上的砂体进行了射孔生产，经PLT测试证实Y8气藏日产天然气1.6×104m3/d，不产水。类似X12井的中后期水侵明显的生产井，可以使用毛管压力方法计算和校正其测井解释饱和度，得到气藏投产初期井点处原始饱和度值，进而作为饱和度地质建模的有效井点。对于探井和初期投产井数很少，中后期生产井数相对较多的海上油气田，更应该如此。

图2　X12井Y8层测井饱和度与毛管压力饱和度对比

2.2建立饱和度模拟的二维约束趋势面

从式5可以看出，东海西湖凹陷X气田气藏原始饱和度为气柱高度、渗透率、孔隙度三参数的函数。对三参数对饱和度的变化敏感性分析表明，气柱高度对饱和度的影响大小是渗透率、孔隙度参数对饱和度影响大小的两倍。故采用Y8气藏的平均渗透率、孔隙度，按照式(5)计算气柱高度与含水饱和度的关系(图3)。结合Y8气藏构造特征，制作饱和度建模二维约束趋势面。

图3　Y8气藏气柱高度与饱和度交会关系

2.3J函数约束饱和度模型与常规饱和度模型对比

Y8气藏为一完整背斜形态，呈北北东向展布，西翼陡东翼缓，X2井为构造高点，X4、X7、X8、X12井为构造腰部，构造向四侧倾伏。X12井处于构造北部，为后期投产生产井，其余井分布于构造中南部，为初期投产生产井。以构造中南部5口生产井测井解释结果为基础，采用序贯高斯模拟方法，建立常规饱和度地质模型(图4)，从该模型可以看出，构造北部含气饱和度偏低，且中南部构造低部含气饱和度偏高，不能反映Y8背斜气藏由构造高部向四侧构造低部含气饱和度逐渐降低的一般气藏气水分布规律。本次首先使用毛管压力J函数方法校正北部X12井饱和度(图2)，再利用饱和度与气柱高度的关系(图3)制作饱和度随机模拟的二维趋势面，最后使用序贯高斯模拟方法建立饱和度地质模型(图5)。该饱和度地质模型能够更加真实地反映气藏原始含气饱和度分布。