低滲透儲(chǔ)層滲流特征及配套調(diào)整技術(shù)研究

梁玉杰

(1. 吉林大學(xué) 地球科學(xué)學(xué)院 ，吉林 長(zhǎng)春 130061；2.大慶油田有限責(zé)任公司 第四采油廠，黑龍江 大慶 163511)

1 地質(zhì)特征

某開發(fā)區(qū)的儲(chǔ)層同屬于河流-三角洲相沉積體系，而原始沉積環(huán)境和條件是控制低滲透儲(chǔ)層形成和分布的主導(dǎo)因素[1]。在某油田，受復(fù)雜的沉積環(huán)境影響，形成了不同類型的低滲透儲(chǔ)層，但在總體環(huán)境條件下表現(xiàn)為單層厚度薄、夾層多、顆粒細(xì)、泥質(zhì)含量高、分選性差、膠結(jié)致密、微孔隙多，孔隙度、滲透率和含油飽和度低等特點(diǎn)。

1.1 儲(chǔ)層發(fā)育特征

低滲透儲(chǔ)層是表內(nèi)厚層在空間上的自然延續(xù)，主要發(fā)育于表內(nèi)厚層的頂、底、周邊及內(nèi)部變差帶。從平面沉積類型看，可分為決口泛濫型、局部變差型、連片型和穩(wěn)定砂席型四種沉積模式。全區(qū)自北向南、從純油區(qū)到過渡帶油層發(fā)育逐步變差，西部過渡帶好于東部過渡帶。

1.2 巖性、物性、含油性特征

低滲透儲(chǔ)層的石英與長(zhǎng)石比例都在75%以上，其中長(zhǎng)石含量比石英多5～10個(gè)百分點(diǎn)。在巖性上以泥質(zhì)粉砂巖為主，粒度較細(xì)，泥質(zhì)含量較高，分選性、孔滲性較差，其中伊利石含量占31.2%～71.7%，蒙脫石含量較少，常以伊-蒙混層形式存在。

2 滲流特征及滲流機(jī)理

2.1 自身喉道分布差異較大

某開發(fā)區(qū)低滲透儲(chǔ)層的10塊不同滲透率巖心的恒速壓汞實(shí)驗(yàn)表明，不同滲透率的低滲透儲(chǔ)層巖心的孔道半徑分布相差不大，而喉道半徑卻相差很大。滲透率隨喉道半徑的減小而急劇下降，喉道半徑是決定儲(chǔ)層滲流性質(zhì)的主要因素。

圖1 低滲透儲(chǔ)層巖心孔道半徑分布曲線 圖2 低滲透儲(chǔ)層巖心喉道半徑分布曲線

2.2 相滲曲線具有明顯差異

某開發(fā)區(qū)相滲曲線研究結(jié)果表明，低滲透儲(chǔ)層水相相對(duì)滲透率曲線以小斜率直線型為主，占75.0%，這與低滲透裂縫性儲(chǔ)層水相座椅型[2]和厚層上凹型(占69.7%)曲線特點(diǎn)有明顯不同。根據(jù)某油田所做的室內(nèi)驅(qū)油實(shí)驗(yàn)結(jié)果和以往研究情況[3-5]，與表內(nèi)厚層相比，隨含水飽和度增加，低滲透儲(chǔ)層油相相對(duì)滲透率下降快、曲線末端低，水相相對(duì)滲透率低，油水兩相相對(duì)滲透率曲線交匯點(diǎn)含水飽和度高，兩相滲流區(qū)跨度小，這是由于低滲透層滲透率低、粒徑小、比表面大、束縛水飽和度高造成的。

圖3 相對(duì)滲透率曲線形態(tài)

2.3 水驅(qū)孔隙體積達(dá)到2～3PV時(shí)，接近最高采收率

低滲透儲(chǔ)層巖心室內(nèi)驅(qū)替實(shí)驗(yàn)表明，80.0%的樣品在注水孔隙體積達(dá)到2～3PV時(shí)，采出程度接近最高點(diǎn)。水驅(qū)后期提高采收率作用不大，其主要原因是形成了網(wǎng)狀“水道”。從室內(nèi)水驅(qū)油實(shí)驗(yàn)結(jié)果看，在無水期水驅(qū)油階段，水先沿低阻力通道突進(jìn)，平面上呈現(xiàn)指狀“水道”；兩相流動(dòng)期，平面上水路徑交織如網(wǎng)，水先流過較大的孔道, 然后是小孔道[6]。

圖4 采收率與累積體積倍數(shù)關(guān)系 圖5 啟動(dòng)壓力梯度與滲透率關(guān)系曲線

2.4 存在非達(dá)西滲流

低滲透儲(chǔ)層存在非達(dá)西滲流特征[7-8]。某開發(fā)區(qū)儲(chǔ)層室內(nèi)研究和礦場(chǎng)試驗(yàn)結(jié)果表明，低滲透儲(chǔ)層存在非達(dá)西滲流特征，啟動(dòng)壓力梯度隨油層滲透率的增大而減小。當(dāng)滲透率小于4×10-3μm2時(shí)，啟動(dòng)壓力梯度隨滲透率減小而急劇增大，當(dāng)滲透率大于4×10-3μm2時(shí)，非達(dá)西滲流特征明顯減弱。

3 開發(fā)潛力

3.1 低滲透儲(chǔ)層的地質(zhì)儲(chǔ)量較大

某開發(fā)區(qū)三類儲(chǔ)層低滲透儲(chǔ)層地質(zhì)儲(chǔ)量所占比例較大，按厚度統(tǒng)計(jì)占總儲(chǔ)量的49.8%，按滲透率統(tǒng)計(jì)占總儲(chǔ)量的50.2%。

表1 某開發(fā)區(qū)三類油層地質(zhì)儲(chǔ)量按厚度分級(jí)情況表

表2 某開發(fā)區(qū)三類油層地質(zhì)儲(chǔ)量按滲透率分級(jí)情況表

3.2 低滲透儲(chǔ)層的動(dòng)用狀況較差

3.2.1 取心井資料顯示低滲透儲(chǔ)層動(dòng)用較差

從目前取心井資料來看，有效厚度大于0.5m的表內(nèi)厚層水洗程度已達(dá)100%，而有效厚度小于0.5m的表內(nèi)薄層和表外儲(chǔ)層的水洗程度分別為94.32%、35.83%；表內(nèi)儲(chǔ)層的采出程度在40.0%左右，而表外儲(chǔ)層的采出程度只有9.69%。

表3 心井不同厚度油層水洗狀況表

3.2.2 環(huán)空同位素資料顯示低滲透儲(chǔ)層動(dòng)用較差

統(tǒng)計(jì)采出井的環(huán)空資料顯示：表內(nèi)厚層、表內(nèi)薄層、表外儲(chǔ)層動(dòng)用砂巖厚度比例分別為100%、59.1%、53.0%；統(tǒng)計(jì)注入井連續(xù)測(cè)試的同位素資料顯示：表內(nèi)厚層、表內(nèi)薄層、表外儲(chǔ)層動(dòng)用砂巖厚度比例分別為88.28%、77.79%、63.99%。

3.2.3 新井解釋水淹資料顯示低滲透儲(chǔ)層水淹比例較小

2008—2009年完鉆的新井三類油層水淹層解釋資料顯示：某開發(fā)區(qū)三類油層水淹厚度比例已達(dá)到93.8%，表內(nèi)厚層水淹厚度比例達(dá)到96%以上，低滲透儲(chǔ)層水淹厚度比例僅為82%，水淹狀況較小。

4 開發(fā)技術(shù)

4.1 精細(xì)儲(chǔ)層描述技術(shù)

油田在原有小層對(duì)比的基礎(chǔ)上，通過研究、推廣應(yīng)用層次分析法和精細(xì)對(duì)比技術(shù)，細(xì)分單層沉積微相和單砂體，建立相約束條件下的三維地質(zhì)模型，健全了地質(zhì)信息數(shù)據(jù)庫(kù)，完善和發(fā)展了儲(chǔ)層描述技術(shù)，從成因上認(rèn)識(shí)了低滲透儲(chǔ)層的特征，為最大限度的恢復(fù)儲(chǔ)層沉積原型、認(rèn)識(shí)儲(chǔ)層沉積規(guī)律和有效開發(fā)創(chuàng)造了條件和奠定了基礎(chǔ)[9]。

4.2 井網(wǎng)優(yōu)化技術(shù)

4.2.1 注采井距優(yōu)化技術(shù)

通過數(shù)值模擬、現(xiàn)場(chǎng)剖面資料、注入示蹤劑等方面研究，確定了低滲透儲(chǔ)層的合理注采井距是100～150m。2007年針對(duì)低滲透儲(chǔ)層的三次加密調(diào)整區(qū)塊的投產(chǎn)效果表明，注采井距為141m區(qū)塊的采液強(qiáng)度是井距在150m以上區(qū)塊的一倍以上。

表4 某開發(fā)區(qū)三次加密井投產(chǎn)效果對(duì)比

4.2.2 井網(wǎng)綜合利用技術(shù)

為降低三次加密井的投資成本，采取三次采油與三次加密相結(jié)合的方法[10]，利用同一井網(wǎng)，先進(jìn)行厚儲(chǔ)層的三次采油，后進(jìn)行低滲透儲(chǔ)層的三次加密，在產(chǎn)能得到有效接替的條件下，節(jié)省了一套井網(wǎng)的投入成本。某開發(fā)區(qū)目前已經(jīng)規(guī)劃了七個(gè)區(qū)塊，計(jì)劃實(shí)施井網(wǎng)綜合利用技術(shù)，大大減小了投入成本。

4.3 完井優(yōu)化技術(shù)

通過開展限流法、復(fù)合法、內(nèi)盲孔等完井工藝現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)與研究，明確了限流法完井技術(shù)對(duì)低滲透層改造性強(qiáng)，適合低滲透儲(chǔ)層的開發(fā)。統(tǒng)計(jì)采取限流壓裂技術(shù)的46口采出井，其投產(chǎn)初期采液、采油強(qiáng)度高于普通完井效果。普通完井方式技術(shù)也得到不斷發(fā)展，由早期的無槍身射孔發(fā)展到有槍身射孔以及一體化復(fù)合射孔技術(shù)等，孔徑、穿深、改造能力都有一定程度的增大和提高。同時(shí)在完井液使用方面，針對(duì)表外儲(chǔ)層泥質(zhì)含量高的特點(diǎn)，推廣使用了無機(jī)防膨液等含有粘土穩(wěn)定劑的完井液。

4.4 綜合調(diào)整技術(shù)

4.4.1 完善注采系統(tǒng)和單砂體注采關(guān)系技術(shù)

受儲(chǔ)層發(fā)育、布井方式、注采井套變報(bào)廢等因素影響，形成了部分區(qū)塊注采系統(tǒng)適應(yīng)性較差、單砂體注采關(guān)系不完善、水驅(qū)控制程度低等不利條件。為改善這一狀況，采取了鉆補(bǔ)充井、轉(zhuǎn)注、補(bǔ)孔相結(jié)合的對(duì)策，有效改善了油田開發(fā)效果。一區(qū)東部實(shí)施更新側(cè)斜4口井、補(bǔ)孔46口、轉(zhuǎn)注31口，使砂巖水驅(qū)控制程度由78.7%上升到84.4%，多向連通比例由10.6%上升到16.8%，動(dòng)用厚度提高了7個(gè)百分點(diǎn)，采收率提高了1.06個(gè)百分點(diǎn)。

4.4.2 細(xì)分層注水技術(shù)

針對(duì)多層同時(shí)開發(fā)時(shí)層間易干擾的問題，實(shí)施了細(xì)分層注水技術(shù)，有效提高了儲(chǔ)層動(dòng)用程度?！笆濉币詠恚鶕?jù)儲(chǔ)層層數(shù)比例、層間滲透率級(jí)差與動(dòng)用比例關(guān)系，確定了不同井網(wǎng)、不同層系注水井的細(xì)分原則。目前某開發(fā)區(qū)分注率已達(dá)到85%以上，2012年分注率將提高到90%以上，各類儲(chǔ)層，尤其是低滲透儲(chǔ)層的動(dòng)用程度不斷得到提高，油田開發(fā)效果進(jìn)一步改善。

5 結(jié)語

1)該開發(fā)區(qū)的低滲透儲(chǔ)層屬于裂縫不發(fā)育的低滲透儲(chǔ)層，與表內(nèi)厚層、裂縫性低滲透儲(chǔ)層在滲流機(jī)理和規(guī)律上有明顯差異。

2)該開發(fā)區(qū)的低滲透儲(chǔ)層地質(zhì)儲(chǔ)量較大，動(dòng)用程度較低，具有較大的開發(fā)潛力，但開發(fā)技術(shù)難度較大。

3)在理論研究與現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)的基礎(chǔ)上，形成了精細(xì)儲(chǔ)層描述、井網(wǎng)優(yōu)化、完井優(yōu)化、綜合調(diào)整等配套調(diào)整技術(shù)。

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