鄂爾多斯盆地延長組下組合儲層評價與有效開發(fā)技術(shù)策略

石　彬，陳芳萍，王　艷，羅　麟，李　康，王　濤，張小奇

(1.陜西延長石油(集團(tuán))有限責(zé)任公司研究院，陜西西安 710075；2.延長油田股份有限公司吳起采油廠，陜西延安 717600)

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鄂爾多斯盆地延長組下組合儲層評價與有效開發(fā)技術(shù)策略

石彬1，陳芳萍1，王艷1，羅麟1，李康1，王濤1，張小奇2

(1.陜西延長石油(集團(tuán))有限責(zé)任公司研究院，陜西西安 710075；2.延長油田股份有限公司吳起采油廠，陜西延安 717600)

摘要：鄂爾多斯盆地延長組下組合資源潛力巨大，但儲層致密，導(dǎo)致開發(fā)效果差，儲量難動用。針對此問題，以吳倉堡地區(qū)長9儲層為切入點(diǎn)，通過大量分析化驗數(shù)據(jù)，應(yīng)用五元綜合分類系數(shù)法對下組合儲層進(jìn)行了分類評價，并結(jié)合開發(fā)數(shù)據(jù)對有效開發(fā)方式進(jìn)行了分析。結(jié)果表明，吳倉堡地區(qū)長9儲層綜合評價系數(shù)為3.01，屬于低滲透Ⅲ類儲層，其他各區(qū)塊下組合儲層均為Ⅲ類或Ⅳ類儲層，以Ⅳ類儲層為主，應(yīng)用常規(guī)技術(shù)難以取得突破，動用難度大。各類開發(fā)技術(shù)的應(yīng)用效果對比表明，注水可以有效改善下組合儲層的開發(fā)效果，且注水時機(jī)越早效果越好；水平井開發(fā)下組合不但產(chǎn)量高，而且穩(wěn)產(chǎn)能力優(yōu)于常規(guī)井；應(yīng)用縫網(wǎng)壓裂的開發(fā)井其產(chǎn)量約為常規(guī)壓裂井的2倍；表明“注水+水平井+縫網(wǎng)壓裂”的開發(fā)技術(shù)模式適用于高效開發(fā)下組合難動用儲量，應(yīng)大規(guī)模推廣應(yīng)用。

關(guān)鍵詞：鄂爾多斯盆地；下組合；儲層評價；難動用儲量；高效開發(fā)

鄂爾多斯盆地延長組下組合(長7—長10油層組)資源量大[1-3]，是延長油田的接替資源，但其儲層致密，孔隙度和滲透率均較長4+5—長6儲層更低[4]。油田開發(fā)中產(chǎn)量低、遞減快等問題在下組合油藏開發(fā)中更加突出，大量油井投產(chǎn)1年后穩(wěn)定產(chǎn)量在0.5t/d以下，經(jīng)濟(jì)效益極差[5]。本文以吳倉堡地區(qū)長9儲層為切入點(diǎn)，應(yīng)用“五元綜合分類系數(shù)”法開展儲層評價[6-12]，分析不同技術(shù)條件下下組合開發(fā)效果，進(jìn)一步探討該類難動用資源高效開發(fā)的技術(shù)模式，為同類油藏的開發(fā)提供借鑒。

1 吳倉堡長9儲層特征

吳倉堡地區(qū)位于鄂爾多斯盆地伊陜斜坡中段，構(gòu)造整體表現(xiàn)為西傾單斜，坡度不足1°，平均坡降為6～8m/km。區(qū)內(nèi)長7、長8、長9、長10油藏均有不同程度發(fā)育，以長9油藏分布最為廣泛。利用區(qū)內(nèi)長9油層組大量巖心分析數(shù)據(jù)，根據(jù)低滲透油藏儲層分級評價標(biāo)準(zhǔn)(表1)，對長9油層組進(jìn)行儲層評價，以指導(dǎo)下一步開發(fā)工作。

表1　低滲透油藏儲層分級評價表(據(jù)楊正明等)

1.1 物性特征

本研究共取了16口井、約220塊長9儲層樣品，取樣深度集中在2000～2300m之間，巖性均為淺灰色細(xì)砂巖，油氣顯示均為油跡及以上。數(shù)據(jù)顯示，樣品滲透率主要分布在0.01～1mD之間，平均為0.57mD；孔隙度主要分布在5%～15%之間，平均為9.37%(圖1)，屬特低孔—特低滲儲層。

1.2 微觀孔隙結(jié)構(gòu)特征

對區(qū)內(nèi)4口井的7塊樣品進(jìn)行了恒速壓汞測試，實(shí)驗采用美國Coretest公司制造的ASPE-730恒速壓汞儀，進(jìn)汞壓力為0～1000psi(約為7MPa)，進(jìn)汞速度為0.000001mL/s，汞與巖心接觸角為140°，界面張力為485mN/m。

從不同滲透率K樣品喉道類型分布情況來看，隨著滲透率增加，微喉道和微細(xì)喉道的比例逐漸減少，細(xì)喉道和中喉道的比例逐漸增加，大尺寸喉道對滲透率的貢獻(xiàn)更大。喉道區(qū)間分布統(tǒng)計結(jié)果顯示(表2)，滲透率小于0.1mD的儲層中幾乎全為微喉道，很難注水開發(fā)；滲透率為0.1～1mD的儲層具有較大比例的微細(xì)—細(xì)喉道，有一定開發(fā)潛力，可作為注水的攻關(guān)目標(biāo)；滲透率大于1mD的儲層具有較大比例的細(xì)—中喉道，注水開發(fā)難度不大。本區(qū)長9儲層平均滲透率為0.57mD，注水開發(fā)潛力較大。

表2　喉道區(qū)間分布統(tǒng)計表

注：r—喉道半徑。

巖樣的滲流能力主要受喉道半徑的制約(表3)，喉道半徑大時滲透率較高。從喉道參數(shù)與滲透率關(guān)系圖可以看出(圖2)，平均喉道半徑、最大喉道半徑、主流喉道半徑、平均孔喉比及分選系數(shù)與滲透率均呈良好的對數(shù)關(guān)系。滲透率越小，儲層最大喉道半徑和平均喉道半徑越小，平均孔喉比越大。當(dāng)滲透率小于0.6mD時，喉道半徑急劇減小，平均孔喉比急劇增大，儲層開發(fā)難度大幅增加。當(dāng)滲透率大于0.6mD時，平均喉道半徑可達(dá)1μm以上(細(xì)喉道級別)，最大喉道半徑達(dá)2μm以上(中喉道級別)，開發(fā)難度適中。此外，儲層滲透率越小，喉道分選系數(shù)越小，滲透率大于0.6mD時，喉道分選系數(shù)明顯增大。

表3　長9儲層恒速壓汞測試結(jié)果表

1.3黏土礦物特征

長9儲層樣品X射線衍射黏土礦物成分分析結(jié)果顯示(表4)，儲層平均黏土礦物含量為14.2%，主要為伊/蒙混層和綠泥石，含少量伊利石。伊/蒙混層為水敏礦物，注水及酸化改造時應(yīng)嚴(yán)格控制水質(zhì)防止沉淀物對滲流通道的堵塞。

表4　黏土礦物成分分析表

1.4 高壓物性特征

高壓物性測試資料顯示，長9油層原始地層壓力為18.1MPa，飽和壓力為9.39MPa，壓力系數(shù)為0.8，地層溫度為72.8℃，地溫梯度為3.2℃/100m，地層原油體積系數(shù)為1.215，地層原油密度為0.753g/cm3，氣油比為74.7m3/t，地層原油黏度為1.93mPa·s。

1.5 流體可動性特征

運(yùn)用核磁共振技術(shù)結(jié)合離心法可準(zhǔn)確計算可動流體百分?jǐn)?shù)，從而快速有效評價儲層。本次核磁共振T2測試是在低磁場核磁共振巖心分析儀上進(jìn)行的，共振頻率為2MHz，回波時間為0.3ms，恢復(fù)時間為6000ms，回波數(shù)為1024，信噪比控制在30∶1以上，T2譜擬合點(diǎn)數(shù)為100。

從23個樣品測試結(jié)果來看，核磁圖譜以單峰和雙峰形態(tài)為主，表明儲層中存在兩種或更多的孔隙結(jié)構(gòu)類型。當(dāng)滲透率小于0.1mD時，核磁圖譜只以單峰形式出現(xiàn)，流體主要為束縛流體，平均可動流體百分?jǐn)?shù)僅為23.68%，開發(fā)潛力較??；滲透率增大時，波峰區(qū)間變大并有形成雙峰曲線的趨勢(圖3a)。當(dāng)滲透率大于0.1mD時，核磁圖譜主要以雙峰形式出現(xiàn)，圖譜右峰逐漸升高，可動流體隨滲透率增加而增多，滲透率達(dá)到一定程度后，右峰高于左峰，表明儲層具有較大開發(fā)潛力(圖3b)。

分析可知，可動流體百分?jǐn)?shù)隨滲透率的增加而增加，隨孔隙度增大，可動流體百分?jǐn)?shù)也呈現(xiàn)上升的趨勢，吳倉堡地區(qū)長9儲層平均可動流體百分?jǐn)?shù)為47.7%。

1.6 滲流特征

儲層滲流特征測試結(jié)果顯示，壓力梯度在低流速段急劇下降，表明該段發(fā)生了非線性滲流，而滲透率越低，真實(shí)啟動壓力梯度和擬啟動壓力梯度越高。本區(qū)真實(shí)啟動壓力梯度為0.0111～0.0839MPa/m，擬啟動壓力梯度為0.1095～0.5858MPa/m，平均啟動壓力梯度為0.147MPa/m，根據(jù)表1低滲透油藏儲層分級評價標(biāo)準(zhǔn)，屬Ⅱ類儲層。

2 儲層綜合評價

運(yùn)用恒速壓汞、核磁共振、非線性滲流測試、X射線衍射黏土測試技術(shù)等實(shí)驗手段，可對儲層微觀結(jié)構(gòu)、流體動用規(guī)律、油水滲流特征等進(jìn)行分析。測試結(jié)果中的主流喉道半徑、黏土礦物含量、可動流體百分?jǐn)?shù)、啟動壓力梯度及原油黏度等5個參數(shù)為儲層評價主要影響因素，對各參數(shù)進(jìn)行歸一化處理，用“五元綜合分類系數(shù)”法對儲層進(jìn)行綜合評價。

2.1 評價方法

前人研究成果顯示：平均喉道半徑和可動流體百分?jǐn)?shù)與開發(fā)效果成正相關(guān)關(guān)系，即平均喉道半徑越大或可動流體百分?jǐn)?shù)越高，開發(fā)效果越好；啟動壓力梯度、原油黏度和黏土礦物含量與開發(fā)效果成負(fù)相關(guān)關(guān)系，即啟動壓力梯度越高、原油黏度越高或黏土礦物含量越高，開發(fā)效果越差。通過5個參數(shù)歸一化處理得到“五元綜合分類系數(shù)”Feci，公式為：

式中so——可動流體百分?jǐn)?shù)，%；

sostad——五類參數(shù)標(biāo)準(zhǔn)可動流體百分?jǐn)?shù)，%；

rm——平均喉道半徑，μm；

rmstad——五類參數(shù)標(biāo)準(zhǔn)平均喉道半徑，μm；

λ——啟動壓力梯度，MPa/m；

λstad——五類參數(shù)標(biāo)準(zhǔn)啟動壓力梯度，MPa/m；

m——黏土礦物含量，%；

mstad——五類參數(shù)標(biāo)準(zhǔn)黏土礦物含量，%；

μ——原油黏度，mPa·s；

μstad——五類參數(shù)標(biāo)準(zhǔn)原油黏度，mPa·s。

為增強(qiáng)該方法的適用性，選取五類參數(shù)作為標(biāo)準(zhǔn)值來進(jìn)行計算。

2.2 評價結(jié)果

儲層綜合分類標(biāo)準(zhǔn)為：Ⅰ類(Feci>8)、Ⅱ類(5

評價結(jié)果顯示，吳倉堡長9儲層喉道半徑小、黏土礦物含量高、可動流體少、啟動壓力梯度高、原油性質(zhì)好，其綜合分類系數(shù)為3.01，屬低滲透Ⅲ類儲層，該類儲層的開發(fā)具有一定難度。

2.3 推廣應(yīng)用

將該分類方法推廣應(yīng)用至盆地其他地區(qū)下組合儲層，發(fā)現(xiàn)下組合儲層普遍屬于Ⅲ類或Ⅳ類儲層，以Ⅳ類儲層為主(表5)。說明下組合具有較大的開發(fā)難度，常規(guī)技術(shù)難以取得重大突破。

表5　鄂爾多斯盆地不同地區(qū)下組合儲層分類評價表

3 開發(fā)策略分析

結(jié)合分類評價結(jié)果，進(jìn)行了下組合儲層的開發(fā)試驗，分析不同開發(fā)技術(shù)的開發(fā)效果，優(yōu)選有效的開發(fā)技術(shù)手段。

3.1 注水開發(fā)

選擇具有一定注水開發(fā)潛力的儲層進(jìn)行注水開發(fā)試驗，本次選取吳起長9儲層，在同一區(qū)塊內(nèi)按不同井組以滯后注水、同步注水、超前注水3種方式進(jìn)行注水，分析初期日產(chǎn)(投產(chǎn)初月平均日產(chǎn))、穩(wěn)定期日產(chǎn)(指投產(chǎn)1年后的平均日產(chǎn))。開發(fā)數(shù)據(jù)顯示(表6)，超前注水產(chǎn)量最高，且超前注水和同步注水的降產(chǎn)速度明顯低于滯后注水。說明注水可以有效改善下組合的開發(fā)效果，注水時機(jī)越早效果越好。

表6　吳起長9儲層不同注水時機(jī)開發(fā)效果對比表

3.2 水平井

由于下組合特低滲—超低滲儲層喉道半徑小、孔喉比大，因此選用了可增加儲層接觸面積、提高儲層連通性的水平井技術(shù)。對定邊地區(qū)長8、吳起地區(qū)長9、下寺灣地區(qū)長7共24口水平井及其周邊常規(guī)開發(fā)井?dāng)?shù)據(jù)分別進(jìn)行了統(tǒng)計，結(jié)果顯示(表7)水平井開發(fā)下組合油藏效果較好，其初期產(chǎn)量可達(dá)常規(guī)井的4倍，而穩(wěn)定期產(chǎn)量可達(dá)常規(guī)井的8倍以上，降產(chǎn)幅度較常規(guī)井低26個百分點(diǎn)?？梢娝骄_發(fā)不但產(chǎn)量高，而且穩(wěn)產(chǎn)能力突出，是突破常規(guī)開發(fā)模式，實(shí)現(xiàn)大幅增產(chǎn)的重要手段。

表7　下組合水平井與常規(guī)井開發(fā)效果對比表

3.3 縫網(wǎng)壓裂

縫網(wǎng)壓裂技術(shù)可提高人工裂縫的復(fù)雜程度，解決儲層滲流能力差的問題。本次統(tǒng)計了近年來長7、長8、長9油藏開發(fā)井不同壓裂方式的生產(chǎn)數(shù)據(jù)，分常規(guī)井和水平井分別進(jìn)行對比。數(shù)據(jù)顯示(表8)，不管是常規(guī)井還是水平井，縫網(wǎng)壓裂的開發(fā)效果均較好，其產(chǎn)量約為常規(guī)壓裂井的2倍，是改善下組合開發(fā)效果的有效手段。

表8　下組合常規(guī)壓裂與縫網(wǎng)壓裂開發(fā)效果對比表

4 結(jié)論

(1)對吳倉堡長9儲層應(yīng)用“五元綜合分類系數(shù)”法綜合評價，認(rèn)為其屬于低滲透Ⅲ類儲層，具有一定開發(fā)難度。對多個區(qū)塊的下組合進(jìn)行綜合評價顯示，下組合儲層普遍為Ⅲ—Ⅳ類儲層，以Ⅳ類儲層為主，應(yīng)用常規(guī)技術(shù)難以取得突破，儲量動用難度大。

(2)實(shí)驗數(shù)據(jù)顯示，下組合儲層以微細(xì)—細(xì)喉道為主，注水開發(fā)具有一定潛力；但其主流喉道半徑和可動流體百分?jǐn)?shù)較小，啟動壓力梯度高，需要技術(shù)攻關(guān)來增大孔隙的連通性和流體的流動性，以提高儲層滲流能力，改善開發(fā)效果。

(3)開發(fā)試驗顯示，注水開發(fā)、水平井和縫網(wǎng)壓裂技術(shù)均可以有效改善下組合開發(fā)效果，“注水+水平井+縫網(wǎng)壓裂”的開發(fā)技術(shù)模式是目前針對下組合難動用儲量較為有效的開發(fā)手段，值得規(guī)模推廣應(yīng)用。

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Reservoir Evaluation and Effective Development Technology in Lower Yanchang Formation

Shi Bin1, Chen Fangping1, Wang Yan1, Luo Lin1, Li Kang1, Wang Tao1, Zhang Xiaoqi2

(1.Research Institute of Shaanxi Yanchang Petroleum (Group) Co., Ltd., Xi′an, Shaanxi 710075，China；2.WuqiOilProductionPlantofYanchangOilfieldCo.,Ltd.,Xi′an,Shaanxi717600,China)

Abstract:In the Ordos Basin, the resources of the lower Yanchang Formation is huge but difficult to be developed and produced, because of the tight reservoir. To solve the problem, we took the Chang 9 reservoir in Wucangbao area as beginning point, based on analyzing a large number of test data, we conducted classified evaluation on the low assemblages by applying the “five yuan synthetic classification coefficient”, and got insight into the effective development ways on the basis of development data. Results whoed that the comprehensive evaluation coefficient of Chang 9 reservoir in the area was 3.01 and the reservoir belonged to low-permeability Class III reservoir, while other assemblages of other blocks were Class III or Class IV ones, which were dominated by Class IV ones. Conventional technology is difficult to make breakthrough and hard to be used for producing. Comparison of the application of all development technologies revealed that water injection could effectively improve development effect of low assemblages. The earlier we injected water, the better the result was. Horizontal well development could not only reach high yield, but could keep more stable production compared with conventional wells. The production of the wells with fracture network fracturing doubled that of the wells with traditional fracturing. It was indicated that the development mode of “water injection+horizontal well development+fracture network fracturing” was applicable for the reserves difficult to be produced in low assemblages and deserved large-scale application.

Key words:Ordos Basin; lower assemblage; reservoir evaluation; difficult-to-produce reserves; high-efficiency development

第一作者簡介：石彬(1982年生)，男，碩士，工程師，從事油氣田開發(fā)研究工作。郵箱：120017117@qq.com。

中圖分類號：TE323

文獻(xiàn)標(biāo)識碼:A