溶洞型碳酸盐岩油藏试井曲线特征及储层评价

溶洞型碳酸盐岩油藏试井曲线特征及储层评价
刘应飞;刘建春;韩杰;刘志良;郇志鹏
【摘要】碳酸盐岩油藏中钻遇溶洞型储层的油井是主要的产能贡献井,识别该类储层对开发碳酸盐岩油藏具有重要意义.首先分析了油井钻遇溶洞发育型储层的静态资料特征以及生产动态特征,通过对塔北地区大量钻遇洞穴油井试井曲线的研究,将溶洞型碳酸盐岩储层分为两大类:一是自身供液充足的大溶洞拟均质类,该类储层的试井曲线早期续流段长,径向流段未出现或是受边界影响晚期径向流段被掩盖;二是外区渗透性交差的溶洞复合油藏类,该类储层的试井曲线早期续流段长,晚期压力导数上翘,压力与压力导数曲线呈“三角形”.在此基础上建立了储层特征-生产动态特征-试井曲线特征对应关系,对利用试井曲线判断储层类型及类似油藏开发具有指导意义.
【期刊名称】《科学技术与工程》
【年(卷),期】2014(014)006
【总页数】6页(P121-126)
【关键词】溶洞;碳酸盐岩;试井;储层评价;地震;测井
【作者】刘应飞;刘建春;韩杰;刘志良;郇志鹏
【作者单位】中国石油天然气股份有限公司塔里木油田分公司勘探开发研究院,库尔勒841000;中国石油大学(华东)石油工程学院,青岛266555;中国石油天然气股份有限公司塔里木油田分公司勘探开发研究院,库尔勒841000;中国石油天然气股份有限公司塔里木油田分公司勘探开发研究院,库尔勒841000;中国石油天然气股份有限公司塔里木油田分公司勘探开发研究院,库尔勒841000
【正文语种】中文
【中图分类】TE122.221
溶洞是碳酸盐岩油藏的主要储集空间。

当储层为溶洞储集类型时，静态资料(地震、测井)和动态资料均有相应的反应特征，同样在试井曲线上也会表现出明显的特征。

张永升等［1］，提出了将地震资料、测井资料的优点结合来预测洞穴储层的方法;王光付［2］、闫相宾等［3］提出了根据地震响应特征和测井响应特征识别洞穴
的方法;刘洪等［4］研究了油井钻遇洞穴时的压力响应特征。

在前人研究成果的基础上，通过对塔北地区大量钻遇洞穴油井试井曲线的研究，结合地震、测井及生产动态资料，将溶洞型碳酸盐岩油藏分为大溶洞拟均质油藏和溶洞复合油藏两大类，总结出了各类的试井压力响应曲线特征，对利用试井曲线判断储层类型及类似油藏开发具有指导意义。

1 溶洞发育型储层静态资料特征
溶洞发育型储层在钻进过程中多发生严重放空、大量漏失、钻时剧降等现象;测井
曲线上井径曲线有明显的扩径现象，电阻率呈现“U”型;地震剖面图上呈整体(3～4个相位)强“串珠”反射;钻遇该类储层的油井往往由于漏失或是放空严重，而提
前完井，缺失测井资料。

以XX1井为典型代表井:XX1井钻进过程中累计放空厚度14.68 m，累计漏失钻井液476.2 m3，录井中严重放空和漏失是钻遇溶洞的重要
特征之一;图1(a)为XX1井的测井及随钻曲线，在5 240 m以下井径曲线突然放大，深浅双侧向电阻率快速降低且曲线出现大的正差异，中子和声波值明显增大，密度值明显减小，这些特征明显表明储层为大型洞穴储层;图1(b)为XX1井的地震剖面图，可以看出该井以整体串珠状反射为特点，上部为弱反射，表明钻遇储层为溶洞发育的储层。

2 溶洞发育型储层生产动态特征
油井钻遇溶洞型储集体初期会获得很高的产能，之后产量随压力缓慢下降，产量相对稳定，钻遇大型的溶洞时一般无水采油期长，含水上升比较缓慢，如XX2井(图2);当钻遇小型溶洞体无水采油期较短，含水上升比较快，容易快速水淹且压锥效果不好，如XX3井(图3)。

3 溶洞发育型储层试井压力响应特征及分类
碳酸盐岩岩石主要是灰岩和白云岩，经过岩心分析发现，其具有清晰可见的裂缝和孔洞，且部分碳酸盐岩含有密集的树枝状构造的粗裂缝连接着孔洞和孔隙。

所以碳酸盐岩油藏试井较砂岩油藏复杂，试井模型更为复杂，主要是双重介质试井模型和三重介质试井模型两种［5—9］。

但在实际的试井解释中，由于测试时间的限制及同一储渗单元在不同时期的渗流介质会发生变化等原因，导致试井曲线未能表现出三重介质模型或双重介质模型的性质，溶洞型碳酸盐岩油藏尤其如此，这往往回增加试井解释的多解性。

通过对塔北地区的测试井动静态资料和试井曲线分析，得出该区溶洞发育型储集体的试井模型可以分为两大类:Ⅰ类为自身供液充足的大溶洞型拟均质油藏模型;Ⅱ类为溶洞型复合油藏模型。

图1 典型溶洞发育型测井曲线及地震剖面图(以XX1为例)
3.1 大溶洞型拟均质油藏模型
该类储层溶洞发育占绝对优势且规模大，自身供液充足，裸眼完井后相当于增加了井筒的容积，早期续流段特别长。

这里根据钻遇大溶洞的量级及试井压力双对数曲线的特征细分为两类:第1类为钻遇大规模连通溶洞，试井测试压力曲线未出现径向流段;第2类为钻遇大溶洞，试井曲线上可以看出明显的径向流段，晚期由于断层等边界条件的影响而呈现出不同的形态。

3.1.1 油井钻遇大规模连通溶洞
在塔北地区测试井中有多口井由于测试时间的限制，试井曲线往往未出现径向流段，停留在早期续流段，常常认为由于试井数据不足而无法进行解释。

通过对该区油井的研究，发现有些井的多次试井测试时间足够长，试井曲线仍只出现了早期段甚至没有结束，结合这些井的地质条件和生产动态，认为油井钻遇了大型的洞穴型储层，规模大，填充程度低，属于高产井。

试井曲线拟合选取拟均质油藏模型，可以得到一个最小的井筒储存系数，其他解释结果不可靠。

XX4井分别于2010年6月16日和2011年7月2日进行了两次压力恢复试井测试，得到的试井曲线如图4所示，试井曲线显示早期续流段持续到100 h，测试
时间内未出现径向流段，在测试操作正常时，两次测试均出现了同种情况，因此可以判断井储系数大，该井钻遇大溶洞，且储量较大。

XX4井生产动态曲线如图5所示，油压缓慢降低，产量较稳定，截止目前已自喷
生产27个月，产量在50 t/d左右;图6为XX4的立体地震雕刻体，得出钻遇溶洞的体积约为640×104 m3，溶洞规模大，与试井曲线相符。

一般遇到该类曲线由
于只存在早期续流段，并且续流段仍未结束，无法进行解释，用拟均质油藏试井模型解释得到的仍是最小井储，虽意义不大，但足以说明钻遇溶洞规模之大。

图4 XX4井不同时间的试井曲线
图5 XX4生产动态曲线
图6 XX4立体地震雕刻体
3.1.2 油井钻遇大溶洞
该类试井曲线早期续流段较长，解释出的井筒储存系数较大，有较为明显的径向流阶段，未体现出双重介质渗流特征，曲线晚期受边界影响呈现不同的形状，采用拟均质试井模型来解释，塔北地区代表井有XX5、XX2等。

XX5井生产动态曲线如图7所示，4 mm油嘴自喷投产，油压40.7 MPa，地层能
量足，日产油40.86 t，日产气23 863 m3，不生产水，气油比高，生产较稳定，油压不断下降;通过两次增大油嘴生产，产量均大幅上升25 t左右，截止目前5 mm油嘴生产，共生产207 d，气油比呈上升趋势，气油比达486 m3/t，处于无水产油期，可知该井自身能量较为充足。

由地震雕刻图可知该井钻遇一洞穴，洞穴体积184×104 m3。

XX5试井曲线如图8所示，第1阶段为井筒续流段，持续时间较长，与该井钻遇
溶洞有关;第2阶段，导数曲线表现为水平直线特征，为径向流反映段;第3阶段，导数曲线上翘，结合其顶面构造图可知是平行断层的影响。

通过拟合解释得到:井
筒储存系数为44.3 m3/MPa，C i/C f=2.08，井筒储存系数大且变化小;有效渗透率为1 080×10－3μm2，地层系数为8 320 md·m，说明储层供液能力强，具有
较强的生产能力，与生产动态相对应;平行断层距离为L1=227.9 m、L2=232.3 m，与构造图相符合。

图8 XX5双对数试井曲线
综上两小节所述，钻遇大溶洞型储集体的油井如XX4、XX5等，试井曲线均具有
较长的井筒续流段，未体现出双重介质的渗流特征，采用拟均质类模型进行拟合解释，解释出的渗透率值范围较大，与溶洞的填充程度有关，整体储层渗透性较好，均能获得中产及高产油气流。

3.2 溶洞型复合油藏模型
压力波传播到溶洞边界以后往往由于渗透性降低，压力导数曲线上翘，表现出内好外差的复合油藏渗流特征，内好外差由流度比表征。

这里根据井筒储存系数的大小及双对数压力曲线的形状又分为两类:
(1)续流段长+压力与压力导数呈扁“三角形”。

该类试井曲线早期续流段长，井筒储存系数大，试井曲线晚期压力导数持续上翘，与压力曲线呈“三角形”，位置高，
表现为远井区地层物性变差，内外渗透性差异极大;该类油井钻遇溶洞发育型储层，本身溶洞能量较为充足，自喷投产初期产量高，压力、产量下降快，后期供液不足;生产间歇，自喷期出现间歇不出液，关井压力恢复后，产量会有小幅上升，但很快下降，往往要进行注水替油才能保持能量。

以XX6井为例，生产动态曲线如图9所示，XX6井于2009年9月17号自喷投产，初始地层能量充足，日产油量较高(100 t/d左右)，稳产8个月左右，但随压
力较快下降，含水快速上升，属于快速水淹型，但产液量下降，初始关井有效，油水界面低;后期关井效果不明显，油压降低快，地层能量不足。

2010年7月12日开始第一轮注水，开井含水＞80%，截止5月共3轮次，停喷间开，目前不出液
关井。

由XX6试井曲线如图10所示，采用常井储系数+复合油藏模型进行拟合，解释结果，该井筒储存系数C=28.8 m3/MPa，近井区有效渗透率为624×10－3μm2，流度比 M=24.9，远井区物性变差，后期低渗储层供液不足;
(2)续流段较长，压力与压力导数呈宽“三角形”，如图11所示，该类试井压力曲线下凹，下凹前后压力曲线斜率变化不同:下凹段前压力曲线斜率变化大，先下降
后上升，出现一“凸峰”在压力曲线下凹段，斜率下降后平稳上升，该类多为洞穴型储层类型，相邻低渗储层供给较为充足，试井曲线上有一定的续流段，具有较大的井筒储存系数;晚期段试井压力导数曲线上翘，远井区物性变差。

因此该类油井
开发初期由洞穴本身供液，产量较高，开发中后期主要依靠相邻低渗透地层供液，供液较为充足持续，总体上油井生产较为稳定，自喷期长。

以XX1井为例，该井未经任何措施，自喷生产，生产动态曲线如图12所示，初
期8 mm油嘴自喷日产油357.36 t，不产水，足以说明该井为一溶洞;连续放大油嘴生产，最高日产量达到520 t，无水采油93天后含水突然上升到30%，含水由见水到70%仅26天，目前进入高含水期，日产液量仍达200 t，说明虽进入高含水期，但储层供液能力仍然很强。

总体看来，该井初期高产，但明显由于生产压差过大，产量过高造成底水锥进，认为油水洞之间可能存在有致密层隔板，压力下降致使含水洞的水快速推进，与试井解释远井区物性变差相符，后期压力下降，低渗储层开始供液，且供液充足。

由该井试井曲线(图13)得出的解释结果:近井区有效渗透率302×10－3μm2，流度比为 M=11.6，远井区储层渗透率变差，近井区半径R=197 m;变井筒储存系数较大，初始为C=9.31 m3/MPa，C i/C f=88.49，可以认为该井钻遇较大型溶洞，溶洞周围渗透性变差，初始主要由溶洞供液，产量高而后随压力下降，低渗储层开始供液，且供液充足。

综上所述，油井钻遇纯溶洞型储集体，试井曲线上有明显长井筒续流段，多表现为溶洞径向复合油藏，试井解释出的储层储渗性能极好;油井生产能力与溶洞规模有关，当溶洞储集规模较小时，油井的稳产时间较短，整体产量较低;如果有底水沟通，油井见水后含水较快上升;而当油井所处的溶洞体规模较大，油井产量高且稳产时间长，见水后常呈缓慢上升趋势。

4 储层评价
通过对塔北地区油井的动静态资料综合分析，得到塔北地区溶洞型碳酸盐岩油藏储层特征-生产动态特征-试井压力响应特征对应关系，如表1所示。

5 结论
(1)钻遇大型溶洞的油井初期会获得很高的产能，一般无水采油期长，含水上升比
较缓慢;试井曲线表现出均质油藏的性质，井储系数非常大，可能不会出现径向流段。

(2)钻遇溶洞型复合油藏的油井初期产量高，中后期主要依靠相邻低渗透地层供液，供液能力与远井区地层物性有关;试井曲线早期续流段长，晚期压力导数上翘，压
力与压力导数呈“三角形”。

(3)可根据储层特征-生产动态特征-试井曲线特征对应关系来识别储层类型，进而
指导生产。

表1 塔北地区储层发育类型-生产动态特征-试井曲线特征对应表储层类型储层特
征生产动态特征试井压力响应特征大溶洞型拟均质油藏溶洞发育占绝对优势且规模大初产高，能量充足，生产稳定，油井寿命长，为中产或高产井，无水采油期长，含水上升缓慢早期续流段长，压力测试曲线上可能未出现径向流溶洞发育，但远井区渗透性差，远井区供液迟缓溶洞型复合油藏初产高，能量充足，为近井区供油，远井区供油不足，产量和压力较快下降，关井和转抽有效早期续流段长，晚期压力导数曲线上翘，与压力曲线呈扁“三角形”溶洞较发育，远井区物性变差，但储油供油能力较强，外区供液较及时充足初期产量较高，中后期主要依靠相邻低渗透地层供液，供液较为充足持续，生产较为稳定，自喷期长早期续流段较长，压力曲线下凹，导数曲线上翘，与压力曲线呈宽“三角形”
参考文献
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