田 坤,謝銳杰,王果壽,秦 剛,田東恩
(長江大學(xué)地球物理與石油資源學(xué)院,湖北武漢430100)
位于鄂爾多斯盆地中東部的延長油田,年產(chǎn)原油連續(xù)11年穩(wěn)產(chǎn)在1000×104t以上,目前已探明并投入開發(fā)的延長組低滲及致密油石油地質(zhì)儲量超過20×108t,其中8.5×108t儲量因儲層類型多樣、物性差、注水困難等原因仍然無法開發(fā)或靠天然能量開發(fā),單井產(chǎn)量低、采收率低,經(jīng)濟效益差,且目前以致密油為主的延長組長6-長10段仍然是延長油田勘探開發(fā)的主要層位,這些問題制約了勘探成功率和開發(fā)效益的提高。關(guān)于國內(nèi)低滲致密儲層研究,國家能源局、國土資源部等機構(gòu)和羅蟄潭、趙靖舟、賈承造、李道品、張鐘宏、賈培鋒等專家學(xué)者在不同時期對低滲、特低滲、超低滲或致密儲層有了不同的分類評價方法[1-8],但應(yīng)用靜態(tài)和動態(tài)指標(biāo)相結(jié)合開展特低滲致密儲層綜合評價分類研究未見論述,針對延長油田特低滲致密儲層的綜合評價分類研究未見論述。
延長油田延長組儲層均為長石砂巖或巖屑長石砂巖,其中長8-10段砂巖碎屑占總比為67%~95%,平均73.2%,碎屑成分以長石為主,占42.8%,其次為石英占26%,見千枚巖、噴發(fā)巖、云母等,填隙物平均含量26.8%,方解石、鐵白云石、水云母、綠泥石含量均大于2.5%,見鐵方解石、菱鐵礦等。長6砂巖碎屑占總比例為82%~91%,平均87.2%,碎屑成分以長石為主,占65.3%,其次為石英占25.4%,見變質(zhì)巖屑、云母、噴發(fā)巖等,填隙物平均12.8%,以綠泥石、水云母為主,見鐵方解石、黃鐵礦等。長2為長石砂巖或巖屑長石砂巖,碎屑含量在76%~97%之間,長石含量55.5%,石英含量23.4%,填隙物含量9.1%,以綠泥石和方解石為主,含量均在3.6%以上,見石英加大、濁沸石、菱鐵礦等[9]。從長10段向上至長2段,儲層填隙物含量逐漸減少,儲層孔隙度由1.4%逐漸上升到16.7%,滲透率由0.03×10-3μm2上升到11.86×10-3μm2。
應(yīng)用延長油田56塊密閉取芯樣品,對長2、長6、長8-10低滲致密儲層進行壓汞分析:隨著滲透率的降低啟動壓力梯度逐漸增高,隨著滲透率的降低孔喉中值半徑逐漸變小,并且有明顯的突變關(guān)系(圖1)。
滲透率大于等于4.6×10-3μm2時啟動壓力梯度小于0.01MPa/m,孔候中值半徑處于5.96~32.82μm之間,平均19.63μm;滲透率在0.51×10-3μm2(含)~4.6×10-3μm2時啟動壓力梯度處于0.01~1.59MPa/m之間,平均0.57MPa/m,孔候中值半徑處于0.11~9.95μm之間,平均0.71μm;滲透率在0.1×10-3μm2(含)~0.51×10-3μm2時啟動壓力梯度處于0.31~6.37MPa/m之間,平均1.65MPa/m,孔候中值半徑處于0.08~2.51μm之間,平均0.32μm;滲透率小于0.1×10-3μm2時啟動壓力梯度突然上升為4.5~17.5MPa/m,平均8.01MPa/m,孔候中值半徑快速降到0.2μm之下[10]。
圖1 低滲致密儲層滲透率與啟動壓力梯度和孔喉中值半徑的關(guān)系
應(yīng)用延長油田31塊密閉取芯樣品,在覆壓10MPa和20MPa下對長2、長6、長8-10低滲致密儲層開展覆壓滲透率、孔隙度損失實驗研究:滲透率、孔隙度平均損失率呈現(xiàn)明顯的臺階式變化(圖2)。
圖2 覆壓對低滲致密儲層滲透率孔隙度的影響
在覆壓10MPa下,當(dāng)滲透率大于等于2.25MPa時,滲透率損失幅度14.01%,滲透率損失程度低,當(dāng)滲透率在2.25MPa~0.5MPa(含)區(qū)間時,滲透率損失程度52.41%,當(dāng)滲透率在0.5MPa~0.18MPa(含)區(qū)間時,滲透率損失程度43.51%,當(dāng)滲透率小于0.18MPa時滲透率損失程度69.33%。當(dāng)孔隙度大于14.5%時,孔隙度損失幅度7.18%,孔隙度損失程度低,當(dāng)孔隙度在14.5%~8.0%(含)區(qū)間時,孔隙度損失程度9.94%,當(dāng)孔隙度小于8.0%時孔隙度損失程度20.36%;同樣覆壓條件下滲透率損失程度是孔隙度的2~5倍;覆壓20MPa下滲透率和孔隙度損失具有相似的規(guī)律。當(dāng)滲透率在2.25×10-3μm2(含)~0.18×10-3μm2和孔隙度在14.5%~8.0%(含)區(qū)間時,滲透率和孔隙度損失率上下波動,這主要原因是長6儲層廣泛發(fā)育天然微裂縫所致,由于儲層多樣性和天然裂縫的影響,低滲致密儲層滲透率和孔隙度間相關(guān)系數(shù)只有0.31。
應(yīng)用延長油田61塊密閉取芯樣品,對長2、長6、長8-10低滲致密儲層實驗研究,滲透率與可動流體飽和度間有明顯的四段式關(guān)系(圖3)。
圖3 低滲致密儲層滲透率與孔隙可動流體飽和度的關(guān)系
滲透率大于等于2.1×10-3μm2的低滲儲層可動流體飽和度隨著滲透率的降低而降低,這部分儲層以長2段為主,平均可動流體飽和度35.20%;滲透率在(2.1~0.25)×10-3μm2(含)時儲層平均可動流體飽和度值達38.47%,且上下有50%的振幅,這部分儲層以長6為主,分析原因是部分樣品有天然微裂縫所致;滲透率在(0.25~0.07)×10-3μm2(含)間時儲層可動流體飽和度值較小,平均可動流體飽和度32.02%,這部分儲層以長8長10儲層為主;滲透率小于0.07mD時儲層可動流體飽和度值小,平均值為30.01%。
應(yīng)用延長油田50塊密閉取芯樣品,對長2、長6、長8-10低滲致密儲層做水驅(qū)實驗研究,滲透率與水驅(qū)效率間有明顯的三段式關(guān)系(圖4)。
低滲致密儲層隨著滲透率降低,無水期驅(qū)油效率逐漸降低,滲透率大于等于1×10-3μm2時平均無水期驅(qū)油效率為32.73%,滲透率在1.0×10-3μm2~0.2×10-3μm2(含)時,其平均無水期水驅(qū)效率為28.49%,致密儲層滲透率小于0.2×10-3μm2時,其平均無水期水驅(qū)效率為21.63%。低滲致密儲層無水期水驅(qū)效率和最終水驅(qū)效率間沒有明顯的規(guī)律性變化關(guān)系,無水期水驅(qū)效率平均值29.06%,占其最終水驅(qū)效率的54.70%。與中高滲儲層水驅(qū)效率對比,低滲致密儲層最終水驅(qū)效率平均值較本區(qū)延安組中高滲儲層最終水驅(qū)效率平均值低8.79%,比大慶油田高滲儲層最終水驅(qū)效率平均值低20%。
圖4 低滲致密儲層滲透率與水驅(qū)效率的關(guān)系
依據(jù)低滲致密儲層的靜態(tài)和動態(tài)特征對其進行分類,共分為4類儲層和非儲層,見表1。
表1 延長油田低滲致密儲層分類評價標(biāo)準
延長組4類儲層脆性指數(shù)在69%~90.7%之間,可壓性較好,其中長6儲層的可壓性好于長2儲層,長2儲層的可壓性好于長7-長10儲層;四類儲層無水期水驅(qū)效率平均值29.06%,最終水驅(qū)效率53.15%,無水期采出程度超過最終采收率一半。
一類儲層以長2三角洲平原分流河道細砂巖沉積為主,本類砂巖填隙物比例小,啟動壓力梯度低,地層能量下降后滲透率損失率低,注水開發(fā)不用考慮啟動壓力梯度對井網(wǎng)的影響,注入水懸浮物粒徑小于5μm對注水開發(fā)影響不大。二類儲層以長6三角洲前緣、三角洲平原分流河道和長2決口扇沉積為主,本類儲層夾層和裂縫發(fā)育,啟動壓力梯度變化較大,地層能量下降后滲透率損失較大,超前注水開發(fā)可防止?jié)B透率損失;在分流河道側(cè)翼靠近分流間灣和決口扇扇端物性變差的區(qū)域啟動壓力梯度0.5MPa/m,1000m井深,注采井距50m需要注水井口壓力15MPa才能建立起有效的驅(qū)動系統(tǒng),此類儲層平均喉道中值半徑0.71μm,懸浮物粒徑小于0.5μm才能有效注水。三類儲層以下組合長7-長10段前三角洲、三角洲前緣、三角洲平原致密粉砂巖沉積為主,見重力流形成的濁積巖和崩塌巖,本類儲層平均喉道中值半徑小于0.32μm,平均啟動壓力梯度大于1.5MPa/m,1000m井深,注采井距50m需要注水井口壓力大于65MPa才能建立起有效的驅(qū)動系統(tǒng),可見此類儲層常規(guī)注采井網(wǎng)注水開發(fā)不可行;四類儲層常規(guī)壓裂垂直人工裂縫方向有效泄油半徑僅有5.3m,所以此類儲層只能采取水平井分段體積壓裂天然能量開發(fā),最終采收率6.4%。
(1)以特低滲致密儲層滲透率為主線,開展其巖性物性、啟動壓力梯度、覆壓敏感性、孔喉中值半徑等靜態(tài)和可動流體飽和度、水驅(qū)油效率等動態(tài)指標(biāo)研究,進而把延長油田特低滲致密儲層劃分為四類和非儲層,符合延長油田異常低壓中淺層油藏實際。
(2)建立了延長油田中淺層油藏低滲致密儲層分類新方法。
(3)延長油田致密油儲層滲透率小于0.1×10-3μm2,啟動壓力梯度高于1.5MPa/m,無法實現(xiàn)有效注水開發(fā),水平井分段體積壓裂天然能量開發(fā)是實現(xiàn)此類油藏有效開發(fā)的科學(xué)手段,最終采收率能得到6.4%。
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