趙繼勇， 樊建明，薛 婷，吳大全，王 沖

(1.中國石油長慶油田公司 勘探開發(fā)研究院，陜西 西安 710018；2.低滲透油氣田勘探開發(fā)國家工程實驗室,陜西 西安 710018；3.中國石油長慶油田公司 第四采油廠，陜西 西安 710018)

鄂爾多斯盆地長7致密油(文后描述都簡化為致密油)資源豐富,資源量約為30億t,其有效開發(fā)是長慶油田5 000萬t持續(xù)穩(wěn)產(chǎn)的重要資源基礎[1-4]。近年來，北美等地區(qū)的致密油(地層壓力系數(shù)一般大于1.3)采用水平井體積壓裂衰竭式開發(fā),在高油價背景下,都獲得了較好的經(jīng)濟效益。但存在的問題是，初期遞減大(達到50%或者以上),采收率較低。鄂爾多斯盆致密油與國外致密油相比,最大的差異是地層壓力系數(shù)較低,一般在0.6～0.8。針對低壓油藏,按照長慶油田40多年來的開發(fā)低滲透油藏的經(jīng)驗,注水補充能量開發(fā)是實現(xiàn)該類油藏效益開發(fā)的基礎。但是，針對物性較差的低壓致密油藏,這些經(jīng)驗是否適用,該類油藏是否能夠注進去水,注水是否還有效果等問題， 值得進一步研究。 針對這些疑問, 2011年以來， 長慶油田在合水油田莊230區(qū)塊(地面空氣滲透率0.18×10-3μm2)等長7油藏開展了五點井網(wǎng)(井距600～700 m, 排距150 m, 水平段長度600～900 m)注水開發(fā)試驗。 試驗表明: ①致密儲層具有一定的吸水能力,當日注水均在15～20 m3,注水井井口壓力小于或者在13.0 MPa左右,注水井井口壓力不大,還有提高注水量的潛力;②部分采油水平井見到了注水開發(fā)的效果。從開發(fā)試驗情況來看,部分致密油藏具有一定注水補充能量的潛力，但這不代表儲層更差的致密油還具有注水驅替補充能量的潛力。如何確定致密油合理的開發(fā)技術，是科技工作者必須要解決問題。

目前，對鄂爾多斯盆地長7致密油儲層特征研究的較多,但對致密油滲流能力評價,以及將儲層特征和滲流特征相結合對致密油分類評價的研究較少。因此，本文在前人研究的基礎上,按照全面和簡潔的儲層分類原則,重點開展能夠表征致密油含油性和滲流能力的有效孔隙度、有效喉道半徑、可動油飽和度和啟動壓力梯度4項關鍵參數(shù)的定量化評價,認清致密油的儲滲特征,為確定致密油合理有效的開發(fā)方式提供理論依據(jù)。

1 儲層特征

1.1 沉積復雜,發(fā)育多類有效儲集砂體

受湖盆底型控制,鄂爾多斯盆地致密油發(fā)育三角洲前緣和重力復合兩種大的沉積類型。盆地西南部底形較陡,三角洲前緣沉積物順斜坡滑動、滑塌,在湖盆中部以朵體+水道重力流沉積組合模式形成大規(guī)模細粒級砂巖儲集體；其中砂質(zhì)碎屑流是最主要的儲集體類型。砂質(zhì)碎屑流沉積底部多平整,砂巖內(nèi)部發(fā)育反映塊體搬運的撕裂狀泥礫和“泥包礫”結構。盆地東北部底形平緩,發(fā)育三角洲前緣水下分流河道沉積儲集體,該類砂巖以發(fā)育交錯層理、平行層理為特征[5-7]。

1.2 儲層致密,物性差

盆地致密油砂巖儲層主要為陸相碎屑巖沉積,巖性復雜,以粉細砂巖為主,粒度細,物性差,儲層致密[5-10]。油層組孔隙度分布在4.0%～12.9%,平均7.4%;滲透率分布在(0.01～1.55)×10-3μm2,平均為0.1×10-3μm2。儲層巖石類型主要為巖屑長石砂巖和長石碎屑砂巖,石英和長石平均面積含量分別為32.6%，32.2%,巖屑總量達18.0%。儲層填隙物面積含量為14.8%,成分主要是水云母、碳酸鹽(主要包括鐵方解石和鐵白云石)和綠泥石,其中水云母含量高,平均為6.1%,占填隙物總量的41.2%；還有少量高嶺石、硅質(zhì)、方解石、網(wǎng)狀黏土、長石質(zhì)。

恒速壓汞實驗是目前研究儲層微觀孔隙結構參數(shù)分布特征及對物性的影響的最有效手段之一。篩選31塊、儲層滲透率(0.009～0.31)×10-3μm2、孔隙度4.7%～12.6%的致密油樣品進行恒速壓汞實驗,實驗結果(見表1)表明:致密油有效喉道半徑平均值為0.371 5 μm,有效孔隙半徑平均值為153.1 μm,總進汞飽和度平均值為40.4%(孔隙26.3%,喉道14.1%)。同時，分別建立了氣測滲透率與有效平均孔隙度(見圖1)、平均喉道半徑的定量關系(見圖2)：有效平均孔隙度和有效平均喉道半徑隨著氣測滲透率的增大,都呈現(xiàn)出增長幅度先大后小的對數(shù)曲線特征。

表1 恒速壓汞實驗基礎數(shù)據(jù)及測試結果數(shù)據(jù)表Tab.1 Basic data and test results for constant-rate mercury injection experiment

圖1 氣測滲透率與有效儲層體積關系圖Fig.1 Perm. vs. effective reservoir content

圖2 氣測滲透率與平均喉道半徑關系圖Fig.2 Perm. vs. mean throat radius

1.3 天然微裂縫發(fā)育、脆性指數(shù)高

鄂爾多斯盆地野外露頭、巖心和薄片等資料統(tǒng)計表明,研究區(qū)致密油裂縫較為發(fā)育[11],主要為構造縫,以高角度和垂直縫為主,天然裂縫優(yōu)勢方向主要為北東向,其次為近東西向和北西向。依據(jù)現(xiàn)場測試的致密油地層橫波時差、縱波時差以及室內(nèi)實驗確定的巖石泊松比和彈性模量,建立了鄂爾多斯盆地隴東致密油西233區(qū)塊地層縱波時差與脆性指數(shù)的關系：致密砂巖脆性指數(shù)較高,含油砂體脆性一般在50%～60%,變化幅度不大；脆性指數(shù)與天然裂縫發(fā)育程度有比較大的相關性。

圖3 地層縱波時差與脆性指數(shù)關系圖Fig.3 Relationship between brittleness index and formation P-wave differential time

2 滲流特征

應用低滲透油藏物理模擬方法和核磁共振方法,研究致密砂巖儲層啟動壓力梯度變化規(guī)律和可動油變化規(guī)律,為致密油分類評價提供依據(jù)。

2.1 實驗巖心及流體

2.1.1 啟動壓力梯度研究實驗巖心及流體 實驗選取鄂爾多斯盆地長7油藏42塊巖心(見表2),巖心氣測孔隙度為1.505%～11.46%,平均9.415%,氣測滲透率為(0.000 1～0.850)×10-3μm2,平均0.110×10-3μm2。實驗用模擬地層水為50 000 mg/L礦化度的標準鹽水。

2.1.2 可動油飽和度測試實驗巖心及流體 實驗選取鄂爾多斯盆地長7油藏28塊巖心(見表3),巖心氣測孔隙度為2.17%～15.100%,平均9.38%,氣測滲透率為(0.000 95～0.298)×10-3μm2,平均0.082×10-3μm2。實驗用模擬地層水為50 000 mg/L礦化度的標準鹽水。實驗用模擬油為去氫煤油,室溫下的黏度為2.65 mPa·s,模擬目標儲層油水黏度比。

表2 啟動壓力梯度實驗基礎數(shù)據(jù)及測試結果數(shù)據(jù)表Tab.2 Basic data and test results for the threshold pressure gradient experiment

續(xù)表2

序號長度/cm直徑/cm氣測孔隙度/%氣測滲透率/10-3μm2單相水真實啟動壓力梯度/MPa·m-1203.6712.52011.0590.0480.614 213.5482.51910.7250.0480.373 223.6712.52011.1000.0480.614 233.5482.51910.7000.0480.373 243.6312.5209.8350.0550.872 253.7472.5159.9000.0720.351 263.5622.51810.5140.0940.386 272.8752.5188.8430.0960.282 283.6552.5176.4000.1050.449 293.5602.51810.7150.1070.353 303.5602.51810.7000.1070.353 313.1562.5137.9000.1190.288 323.6972.51510.7000.1480.122 333.8672.5209.2450.1590.034 343.6922.51612.6000.1590.034 353.8622.52310.3380.1710.101 363.0102.51414.3000.1710.101 373.4682.51213.2000.1870.053 384.4752.51210.2000.2090.088 394.3592.5229.3090.2980.056 403.2332.5149.7000.3440.020 413.9912.51314.3000.5770.022 423.9082.51515.1000.8500.017

表3 可動油飽和度實驗基礎數(shù)據(jù)及測試結果數(shù)據(jù)表Tab.3 Basic data and test results for movable oil saturation experiment

續(xù)表3

序號長度/cm直徑/cm氣測孔隙度/%氣測滲透率/10-3μm2可動油飽和度/% 203.2262.51911.100.10231.72 213.2432.52010.700.10434.81 223.2122.51811.700.10826.04 233.1342.51810.900.13539.79 243.4152.5208.600.14336.01 253.4152.52111.460.18436.42 263.4602.52110.230.19138.41 273.3742.51810.200.27139.37 283.4682.5249.800.29840.30

2.2 實驗步驟

2.2.1 啟動壓力梯度測試 啟動壓力梯度的測試在理論上需要測試流體從靜止到滲流發(fā)生的瞬間巖心兩端的壓力差值,但在目前技術條件下,滲流瞬間啟動的控制和測量難以準確達到。因此，本實驗中啟動壓力梯度的測試方法是逐次降低實驗流量,測定不同流量下巖心兩端的壓力差值,繪制流量-壓力梯度實驗曲線,擬合曲線在壓力梯度坐標上的截距,以此擬合值為巖心的啟動壓力梯度值。實驗流程見參考文獻[12]。

2.2.2 可動油飽和度測試 可動油飽和度研究是將核磁共振與常規(guī)水驅油實驗相結合,利用低磁場核磁共振儀,分別測試巖樣飽和水狀態(tài)、束縛水狀態(tài)、不同含水階段及殘余油狀態(tài)下的T2弛豫時間譜。由于實驗用的模擬油不含氫元素,在進行核磁共振實驗中模擬油不產(chǎn)生信號,其信號量全部為水貢獻；通過水的T2弛豫時間譜的變化可反映油在孔隙中的變化,并且結合核磁共振與壓汞的對比研究,可將核磁共振信號轉換為孔喉半徑分布,因此可以確定束縛水、不同含水階段及殘余油狀態(tài)下的可動油和剩余油在不同孔隙中的分布[13-14]。在此基礎上,根據(jù)可動流體T2截止值和滲吸原理,將驅油作用分為驅替機理和滲吸機理,并可以定量計算不同驅替階段不同作用的采出程度,從而實現(xiàn)宏觀的驅油效果與微觀的孔隙空間相結合。核磁共振巖心油水飽和度測量參照石油天然氣行業(yè)標準 SY/T 6490-2007。

實驗步驟:①巖心標號、洗油,烘干;②氣測孔隙度、氣測滲透率;③抽真空加壓飽和模擬地層水,利用濕重與干重差計算孔隙度;④飽和水狀態(tài)下的核磁共振T2譜測量;⑤將巖心裝入驅替流程,用去氫模擬油驅替飽和水的巖心,建立巖心飽和油束縛水狀態(tài)(驅替倍數(shù)約為10 PV),計量驅出水量,稱巖心重量;⑥飽和油束縛水狀態(tài)下的核磁共振T2譜測量;⑦水驅油至沒有油產(chǎn)出時為止(驅替量5～10 PV),計量驅出油量,稱巖心重量;⑧水驅油最終狀態(tài)下的核磁共振T2譜測量;⑨實驗數(shù)據(jù)處理及分析。

2.3 實驗結果討論

2.3.1 啟動壓力梯度變化規(guī)律研究 啟動壓力實驗42塊巖心的測試結果見圖4，5,詳細測試數(shù)據(jù)及結果見表2。從圖4，5可以看出:①啟動壓力梯度和儲層滲透率的關系呈現(xiàn)出冪函數(shù)變化趨勢,隨著滲透率的降低,啟動壓力梯度都增大,但增大的幅度有較大的差異,說明隨著滲透率的降低,致密油滲流能力存在臨界點。實驗測試的真實啟動壓力梯度與儲層滲透率的關系曲線增長幅度較大的分界點在0.1×10-3μm2附近;實驗測試的擬啟動壓力梯度與儲層滲透率的關系曲線增長幅度較大的分界點在0.17×10-3μm2附近。②相同滲透率下實驗測試的擬啟動壓力梯度大于真實啟動壓力(一般實驗測試的擬啟動壓力梯度是真實啟動壓力梯度的3～4倍)。但是，從多年的超低滲透油藏、致密油井網(wǎng)適應性的評價結果來看,基于真實啟動壓力梯度設計的注采井網(wǎng)見效程度較高,含水上升較慢,可靠性較高。

圖4 單相水狀態(tài)下氣測滲透率與真實啟動壓力梯度Fig.4 Perm. vs. real TPG of mono-water phase

圖5 單相水狀態(tài)下氣測滲透率與擬啟動壓力梯度Fig.5 Perm. vs. pseudo TPG of mono-water phase

2.3.2 可動油飽和度研究 可動油飽和度實驗28塊巖心的測試結果見圖6,詳細測試數(shù)據(jù)及結果見表3。從圖6可以看出，隨著儲層滲透率的增大,可動油飽和度呈現(xiàn)增大幅度先大,然后逐漸變小的變化趨勢,儲層滲透率與可動油飽和度相關性呈現(xiàn)出對數(shù)函數(shù)變化趨勢。

圖6 氣測滲透率與可動油飽和度關系圖Fig.6 Perm. vs. moveable oil saturation

圖7 氣測滲透率與可動油分布特征關系圖Fig.7 Perm. vs. moveable oil distribution feature

同時，由于致密油藏孔喉細小,在整個儲集體中,表面積較大，因而在水驅油過程中,除了考慮傳統(tǒng)的驅替作用外,還要研究滲吸作用對可動油飽和度的影響。基于這方面的考慮,選取鄂爾多斯盆地長7油藏28塊巖心中的18塊巖心開展可動油組成特征研究。可動油不同驅替機理測試結果見圖7,詳細測試數(shù)據(jù)及結果見表4。從圖7可以看出，隨著滲透率的增加,依靠滲吸作用采出的可動油逐漸減少,依靠驅替作用采出的可動油顯著增加。整體來看,驅替作用采出的可動油明顯高于依靠滲吸作用采出的可動油?？梢?較大孔隙對可動油起主要貢獻。

3 分類評價

在以上致密油儲層特征及滲流特征研究的基礎上,通過分析有效孔隙度、有效喉道半徑、可動油飽和度和啟動壓力梯度與致密油田開發(fā)效果的影響可以看出，有效喉道半徑、有效孔隙度、可動油飽和度與致密油的開發(fā)效果成正相關關系,即有效喉道半徑、有效孔隙度和可動油飽和度越大,開發(fā)效果越好;啟動壓力梯度與致密油的開發(fā)效果成負相關關系,即啟動壓力梯度越大,致密油開發(fā)效果越差。不同類型油藏由于天然裂縫的發(fā)育程度和脆性指數(shù)差異較大,對開發(fā)效果的影響也較大；但對于同一類油藏,由于天然裂縫發(fā)育程度和脆性指數(shù)變化較小,對開發(fā)效果的影響也小。據(jù)此,針對鄂爾多斯盆地致密油,提出了應用有效孔隙度、有效喉道半徑、可動含油飽和度和啟動壓力梯度等參數(shù),通過構造四元分類系數(shù),建立了致密油綜合評價模型,將致密油劃分為3大類(見表5，圖8)。四元分類系數(shù)的公式為:

(1)

式中:φe為有效孔隙度,%;φemax為有效孔隙度最大值;so為可動油飽和度,%;rm為有效喉道半徑,μm;rmmax為有效喉道半徑最大值μm;somax為可動油飽和度最大值,%;λ為真實啟動壓力梯度,MPa/m;λmax為真實啟動壓力梯度最大值,MPa/m。

表4 可動油不同驅替機理基礎數(shù)據(jù)及測試結果數(shù)據(jù)表Tab.4 Basic data and test results for movable oil experiment with different displacement mechanisms

表5 致密油藏分類標準Tab.5 Clascification criteria of tight oil reservoirs

圖8 長7致密油四元分類系數(shù)圖版Fig.8 Quaternary-coefficient-classification chart of Chang 7 tight oil

4 開發(fā)方式探討

應用建立的四元分類系數(shù)方法可以對致密油甜點進行分類,但針對不同類型油藏采用何種能量補充方式,還要繼續(xù)探討。上面測試的真實啟動壓力梯度的數(shù)據(jù)可以用到計算流體流動的極限距離。

本研究利用極限井距法來計算流體流動的極限距離。該方法的優(yōu)點是計算簡捷快速,需要的基礎參數(shù)少。其具體的理論基礎為:等產(chǎn)量—源—匯穩(wěn)定徑向流的滲流理論表明,在所有流線中,主流線上的滲流速度是最大;在同一流線上,與源匯等距離處的滲流速度最小。

由于是穩(wěn)定流時,Q=v·A=常數(shù)，則滲流速度可以表示成:

(2)

平面徑向流產(chǎn)量公式:

(3)

將產(chǎn)量公式(2)代入滲流速度公式(3),可以得到:

(4)

根據(jù)流速公式,地層任一點的壓力梯度可表示為:

(5)

因此,在等產(chǎn)量一源一匯中點處的壓力梯度為:

(6)

式中:pe為地層邊界壓力,×10-1MPa；PH為注水井井底流壓,Pw為油井井底流壓，10-1MPa;R為注采井距,m;Re為邊緣供給半徑,m;rw為井筒半徑,m;h為地層厚度,m;λ為啟動壓力梯度,MPa/m。

如果要使主流線上的中點處油流動,該點的驅動壓力梯度必須大于啟動壓力梯度,則可計算出在某個滲透率條件下不同注采壓差的極限注采井距:

(7)

鄂爾多斯盆地致密油有效注采壓差在15 MPa左右,根據(jù)室內(nèi)測試的致密油啟動壓力梯度變化范圍,用不同滲透率區(qū)間下平均啟動壓力梯度來計算水驅流動的極限距離,計算結果見表6。

表6 不同滲透率區(qū)間下計算的流體流動的極限距離Tab.6 Different limitary distances of water-flooding calculated from different permeability intervals

從表6中可以看出:致密油Ⅰ類儲層啟動壓力梯度較低,流體流動的極限距離達到200 m左右,具有注水補充能量的潛力。2011年以來，長慶油田在合水致密油Ⅰ類儲層Z230區(qū)塊(地面空氣滲透率0.18×10-3μm2)等長7油藏開展了五點井網(wǎng)(見圖9a)注水開發(fā)試驗。典型井GP44-65井,該井所在注采井網(wǎng)井距600 m,排距150 m,水平段長度660 m,壓裂改造8段,加砂量419.9 m3,砂比14.0%,排量4.0,液量3 904 m3。 2013年8月投產(chǎn),初期單井日產(chǎn)油8.2 t,目前單井日產(chǎn)油5.8 t,單井累產(chǎn)油1.04萬t;注水井平均單井日注15 m3, 累計注水2.1×104m3,平均年遞減11%,實施效果較好。由此可知，致密油Ⅰ類儲層通過進一步優(yōu)化井網(wǎng)參數(shù),具有進一步提高開發(fā)效果的潛力。

a 五點井網(wǎng)注水開發(fā) b 自然能量開發(fā)井網(wǎng)圖9 注水開發(fā)及自然能量開發(fā)井網(wǎng)示意圖Fig.9 Charts of water-injection and natural energy development well-patterns

致密油Ⅱ類儲層啟動壓力梯度較大,流體流動的極限距離40 m左右,難以采用傳統(tǒng)的注水驅替的方式補充能量,初期應采用準自然能量開發(fā),中后期采用注水吞吐補充能量的方式[15]。典型實例: 新安邊油田AN83區(qū)塊(地面空氣滲透率0.12×10-3μm2)ANP83水平井,井距600 m,水平段長度600 m,采用水力噴砂環(huán)空加砂分段多簇壓裂改造,改造段數(shù)8段16簇,單井加砂量485 m3,排量4.0 m3/min,單井入地液量4 541 m3。2013年10月投產(chǎn),初期日產(chǎn)油11.5 t,含水37.0%。該井于2015年8月起開始進行注水吞吐試驗,吞吐前日產(chǎn)液2.3 m3,日產(chǎn)油0.3 t,含水85.0%。累計注水5 100 m3,注水43 d后關井悶井,悶井51 d井口壓力下降為0。開井后日產(chǎn)液由2.3 m3上升到12.7 m3,日產(chǎn)油由0.3 t上升到5.2 t。截止2017年4月底,有效期531天,本井實現(xiàn)增油1 208 t。鄂爾多斯盆地致密油目前主要以開發(fā)Ⅰ+Ⅱ類為主。

致密油Ⅲ類儲層水驅啟動壓力梯度很大,建議初期采用準自然能量開發(fā),中后期采用注氣吞吐補充能量的方式。

以上致密油不同類型對應的開發(fā)方式主要是針對天然裂縫的優(yōu)勢方向相對單一的儲層,如果致密油儲層天然裂縫的優(yōu)勢方式表現(xiàn)為多方向性,那么致密油體積壓裂注水開發(fā)時,人工壓裂后的縫網(wǎng)比較復雜,導致注水驅替補充能量開發(fā)時容易發(fā)生裂縫性水淹。因此，對于天然裂縫呈多方向性的致密油Ⅰ～Ⅲ類油藏，初期都采用準自然能量開發(fā),中后期分別采用注水或者注氣吞吐補充能量開發(fā)。

5 結 論

1)研究區(qū)儲層有效平均孔隙度和有效平均喉道半徑隨著氣測滲透率的增大,都呈現(xiàn)出增長幅度先大后小的對數(shù)曲線特征。

2)研究區(qū)儲層啟動壓力梯度與儲層滲透率呈冪指數(shù)關系,隨著儲層滲透率的降低,呈現(xiàn)出先緩增,再快速增大的特征;可動油飽和度與儲層滲透率呈對數(shù)關系,隨著滲透率的增加,可動油飽和度呈現(xiàn)增大幅度先大后小的變化趨勢；其存在驅替和滲吸兩種機理,總的來看,驅替作用采出的可動油明顯高于依靠滲吸作用采出的可動油;

3)應用有效孔隙度、有效喉道半徑、可動含油飽和度和啟動壓力梯度等參數(shù),通過構造四元分類系數(shù),建立致密油綜合評價模型,將致密油劃分為了3大類。

4)天然裂縫的優(yōu)勢方向相對單一的致密油Ⅰ類儲層采用五點井網(wǎng)注水開發(fā);Ⅱ類儲層初期采用水平井準自然能量開發(fā),中后期采用注水吞吐補充能量;Ⅲ類儲層初期與Ⅱ類儲層開發(fā)方式相同,后期采用注氣吞吐補充能量。如果致密油儲層天然裂縫的優(yōu)勢方式表現(xiàn)為多方向性,那么致密油Ⅰ～Ⅲ類油藏初期都采用準自然能量開發(fā),中后期分別采用注水或者注氣吞吐補充能量。