2018, Vol. 48
2. 低渗透油气田勘探开发国家工程实验室, 陕西 西安 710018；
3. 中国石油长庆油田公司 第四采油厂，陕西 西安 710018
2. National Engineering Laboratory for Low Permeability Petroleum Exploration and Development, Xi′an 710018, China;
3. The Fourth Oil Production Plant of Petro China Changqing Oilfield Company, Xi′an 710018, China
鄂尔多斯盆地长7致密油(文后描述都简化为致密油)资源丰富, 资源量约为30亿t, 其有效开发是长庆油田5 000万t持续稳产的重要资源基础[1-4]。近年来，北美等地区的致密油(地层压力系数一般大于1.3)采用水平井体积压裂衰竭式开发, 在高油价背景下, 都获得了较好的经济效益。但存在的问题是，初期递减大(达到50%或者以上), 采收率较低。鄂尔多斯盆致密油与国外致密油相比, 最大的差异是地层压力系数较低, 一般在0.6~0.8。针对低压油藏, 按照长庆油田40多年来的开发低渗透油藏的经验, 注水补充能量开发是实现该类油藏效益开发的基础。但是，针对物性较差的低压致密油藏, 这些经验是否适用, 该类油藏是否能够注进去水, 注水是否还有效果等问题，值得进一步研究。针对这些疑问, 2011年以来，长庆油田在合水油田庄230区块(地面空气渗透率0.18×10-3μm2)等长7油藏开展了五点井网(井距600~700 m, 排距150 m, 水平段长度600~900 m)注水开发试验。试验表明: ①致密储层具有一定的吸水能力, 当日注水均在15~20 m3, 注水井井口压力小于或者在13.0 MPa左右, 注水井井口压力不大, 还有提高注水量的潜力; ②部分采油水平井见到了注水开发的效果。从开发试验情况来看, 部分致密油藏具有一定注水补充能量的潜力，但这不代表储层更差的致密油还具有注水驱替补充能量的潜力。如何确定致密油合理的开发技术，是科技工作者必须要解决问题。
目前，对鄂尔多斯盆地长7致密油储层特征研究的较多, 但对致密油渗流能力评价, 以及将储层特征和渗流特征相结合对致密油分类评价的研究较少。因此，本文在前人研究的基础上, 按照全面和简洁的储层分类原则, 重点开展能够表征致密油含油性和渗流能力的有效孔隙度、有效喉道半径、可动油饱和度和启动压力梯度4项关键参数的定量化评价, 认清致密油的储渗特征, 为确定致密油合理有效的开发方式提供理论依据。
1 储层特征 1.1 沉积复杂, 发育多类有效储集砂体受湖盆底型控制, 鄂尔多斯盆地致密油发育三角洲前缘和重力复合两种大的沉积类型。盆地西南部底形较陡, 三角洲前缘沉积物顺斜坡滑动、滑塌, 在湖盆中部以朵体+水道重力流沉积组合模式形成大规模细粒级砂岩储集体；其中砂质碎屑流是最主要的储集体类型。砂质碎屑流沉积底部多平整, 砂岩内部发育反映块体搬运的撕裂状泥砾和“泥包砾”结构。盆地东北部底形平缓, 发育三角洲前缘水下分流河道沉积储集体, 该类砂岩以发育交错层理、平行层理为特征[5-7]。
1.2 储层致密, 物性差盆地致密油砂岩储层主要为陆相碎屑岩沉积, 岩性复杂, 以粉细砂岩为主, 粒度细, 物性差, 储层致密[5-10]。油层组孔隙度分布在4.0%~12.9%, 平均7.4%;渗透率分布在(0.01~1.55)×10-3μm2, 平均为0.1×10-3μm2。储层岩石类型主要为岩屑长石砂岩和长石碎屑砂岩, 石英和长石平均面积含量分别为32.6%，32.2%, 岩屑总量达18.0%。储层填隙物面积含量为14.8%, 成分主要是水云母、碳酸盐(主要包括铁方解石和铁白云石)和绿泥石, 其中水云母含量高, 平均为6.1%, 占填隙物总量的41.2%；还有少量高岭石、硅质、方解石、网状黏土、长石质。
恒速压汞实验是目前研究储层微观孔隙结构参数分布特征及对物性的影响的最有效手段之一。筛选31块、储层渗透率(0.009~0.31)×10-3μm2、孔隙度4.7%~12.6%的致密油样品进行恒速压汞实验, 实验结果(见表 1)表明:致密油有效喉道半径平均值为0.371 5 μm, 有效孔隙半径平均值为153.1 μm, 总进汞饱和度平均值为40.4%(孔隙26.3%, 喉道14.1%)。同时，分别建立了气测渗透率与有效平均孔隙度(见图 1)、平均喉道半径的定量关系(见图 2)：有效平均孔隙度和有效平均喉道半径随着气测渗透率的增大, 都呈现出增长幅度先大后小的对数曲线特征。
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表 1 恒速压汞实验基础数据及测试结果数据表 Tab. 1 Basic data and test results for constant-rate mercury injection experiment |
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图 1 气测渗透率与有效储层体积关系图 Fig. 1 Perm. vs. effective reservoir content |
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图 2 气测渗透率与平均喉道半径关系图 Fig. 2 Perm. vs. mean throat radius |
鄂尔多斯盆地野外露头、岩心和薄片等资料统计表明, 研究区致密油裂缝较为发育[11], 主要为构造缝, 以高角度和垂直缝为主, 天然裂缝优势方向主要为北东向, 其次为近东西向和北西向。依据现场测试的致密油地层横波时差、纵波时差以及室内实验确定的岩石泊松比和弹性模量, 建立了鄂尔多斯盆地陇东致密油西233区块地层纵波时差与脆性指数的关系：致密砂岩脆性指数较高, 含油砂体脆性一般在50%~60%, 变化幅度不大；脆性指数与天然裂缝发育程度有比较大的相关性。
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图 3 地层纵波时差与脆性指数关系图 Fig. 3 Relationship between brittleness index and formation P-wave differential time |
应用低渗透油藏物理模拟方法和核磁共振方法, 研究致密砂岩储层启动压力梯度变化规律和可动油变化规律, 为致密油分类评价提供依据。
2.1 实验岩心及流体 2.1.1 启动压力梯度研究实验岩心及流体实验选取鄂尔多斯盆地长7油藏42块岩心(见表 2), 岩心气测孔隙度为1.505%~11.46%, 平均9.415%, 气测渗透率为(0.000 1~0.850)×10-3μm2, 平均0.110×10-3μm2。实验用模拟地层水为50 000 mg/L矿化度的标准盐水。
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表 2 启动压力梯度实验基础数据及测试结果数据表 Tab. 2 Basic data and test results for the threshold pressure gradient experiment |
实验选取鄂尔多斯盆地长7油藏28块岩心(见表 3), 岩心气测孔隙度为2.17%~15.100%, 平均9.38%, 气测渗透率为(0.000 95~0.298)×10-3μm2, 平均0.082×10-3μm2。实验用模拟地层水为50 000 mg/L矿化度的标准盐水。实验用模拟油为去氢煤油, 室温下的黏度为2.65 mPa·s, 模拟目标储层油水黏度比。
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表 3 可动油饱和度实验基础数据及测试结果数据表 Tab. 3 Basic data and test results for movable oil saturation experiment |
启动压力梯度的测试在理论上需要测试流体从静止到渗流发生的瞬间岩心两端的压力差值, 但在目前技术条件下, 渗流瞬间启动的控制和测量难以准确达到。因此，本实验中启动压力梯度的测试方法是逐次降低实验流量, 测定不同流量下岩心两端的压力差值, 绘制流量-压力梯度实验曲线, 拟合曲线在压力梯度坐标上的截距, 以此拟合值为岩心的启动压力梯度值。实验流程见参考文献[12]。
2.2.2 可动油饱和度测试可动油饱和度研究是将核磁共振与常规水驱油实验相结合, 利用低磁场核磁共振仪, 分别测试岩样饱和水状态、束缚水状态、不同含水阶段及残余油状态下的T2弛豫时间谱。由于实验用的模拟油不含氢元素, 在进行核磁共振实验中模拟油不产生信号, 其信号量全部为水贡献；通过水的T2弛豫时间谱的变化可反映油在孔隙中的变化, 并且结合核磁共振与压汞的对比研究, 可将核磁共振信号转换为孔喉半径分布, 因此可以确定束缚水、不同含水阶段及残余油状态下的可动油和剩余油在不同孔隙中的分布[13-14]。在此基础上, 根据可动流体T2截止值和渗吸原理, 将驱油作用分为驱替机理和渗吸机理, 并可以定量计算不同驱替阶段不同作用的采出程度, 从而实现宏观的驱油效果与微观的孔隙空间相结合。核磁共振岩心油水饱和度测量参照石油天然气行业标准SY/T 6490-2007。
实验步骤:①岩心标号、洗油, 烘干; ②气测孔隙度、气测渗透率; ③抽真空加压饱和模拟地层水, 利用湿重与干重差计算孔隙度; ④饱和水状态下的核磁共振T2谱测量; ⑤将岩心装入驱替流程, 用去氢模拟油驱替饱和水的岩心, 建立岩心饱和油束缚水状态(驱替倍数约为10 PV), 计量驱出水量, 称岩心重量; ⑥饱和油束缚水状态下的核磁共振T2谱测量; ⑦水驱油至没有油产出时为止(驱替量5~10 PV), 计量驱出油量, 称岩心重量; ⑧水驱油最终状态下的核磁共振T2谱测量; ⑨实验数据处理及分析。
2.3 实验结果讨论 2.3.1 启动压力梯度变化规律研究启动压力实验42块岩心的测试结果见图 4，5, 详细测试数据及结果见表 2。从图 4，5可以看出:①启动压力梯度和储层渗透率的关系呈现出幂函数变化趋势, 随着渗透率的降低, 启动压力梯度都增大, 但增大的幅度有较大的差异, 说明随着渗透率的降低, 致密油渗流能力存在临界点。实验测试的真实启动压力梯度与储层渗透率的关系曲线增长幅度较大的分界点在0.1×10-3μm2附近; 实验测试的拟启动压力梯度与储层渗透率的关系曲线增长幅度较大的分界点在0.17×10-3μm2附近。②相同渗透率下实验测试的拟启动压力梯度大于真实启动压力(一般实验测试的拟启动压力梯度是真实启动压力梯度的3~4倍)。但是，从多年的超低渗透油藏、致密油井网适应性的评价结果来看, 基于真实启动压力梯度设计的注采井网见效程度较高, 含水上升较慢, 可靠性较高。
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图 4 单相水状态下气测渗透率与真实启动压力梯度 Fig. 4 Perm. vs. real TPG of mono-water phase |
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图 5 单相水状态下气测渗透率与拟启动压力梯度 Fig. 5 Perm. vs. pseudo TPG of mono-water phase |
可动油饱和度实验28块岩心的测试结果见图 6, 详细测试数据及结果见表 3。从图 6可以看出，随着储层渗透率的增大, 可动油饱和度呈现增大幅度先大, 然后逐渐变小的变化趋势, 储层渗透率与可动油饱和度相关性呈现出对数函数变化趋势。
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图 6 气测渗透率与可动油饱和度关系图 Fig. 6 Perm. vs. moveable oil saturation |
同时，由于致密油藏孔喉细小, 在整个储集体中, 表面积较大，因而在水驱油过程中, 除了考虑传统的驱替作用外, 还要研究渗吸作用对可动油饱和度的影响。基于这方面的考虑, 选取鄂尔多斯盆地长7油藏28块岩心中的18块岩心开展可动油组成特征研究。可动油不同驱替机理测试结果见图 7, 详细测试数据及结果见表 4。从图 7可以看出，随着渗透率的增加, 依靠渗吸作用采出的可动油逐渐减少, 依靠驱替作用采出的可动油显著增加。整体来看, 驱替作用采出的可动油明显高于依靠渗吸作用采出的可动油。可见, 较大孔隙对可动油起主要贡献。
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图 7 气测渗透率与可动油分布特征关系图 Fig. 7 Perm. vs. moveable oil distribution feature |
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表 4 可动油不同驱替机理基础数据及测试结果数据表 Tab. 4 Basic data and test results for movable oil experiment with different displacement mechanisms |
在以上致密油储层特征及渗流特征研究的基础上, 通过分析有效孔隙度、有效喉道半径、可动油饱和度和启动压力梯度与致密油田开发效果的影响可以看出，有效喉道半径、有效孔隙度、可动油饱和度与致密油的开发效果成正相关关系, 即有效喉道半径、有效孔隙度和可动油饱和度越大, 开发效果越好; 启动压力梯度与致密油的开发效果成负相关关系, 即启动压力梯度越大, 致密油开发效果越差。不同类型油藏由于天然裂缝的发育程度和脆性指数差异较大, 对开发效果的影响也较大；但对于同一类油藏, 由于天然裂缝发育程度和脆性指数变化较小, 对开发效果的影响也小。据此, 针对鄂尔多斯盆地致密油, 提出了应用有效孔隙度、有效喉道半径、可动含油饱和度和启动压力梯度等参数, 通过构造四元分类系数, 建立了致密油综合评价模型, 将致密油划分为3大类(见表 5，图 8)。四元分类系数的公式为:
| $ {\rm{Feci}} = {\rm{ln}}\frac{{({\phi _e}/{\phi _{e{\rm{max}}}})({r_m}/{r_{m{\rm{max}}}})({s_o}/{s_{o{\rm{max}}}})}}{{(\lambda /{\lambda _{{\rm{max}}}})}}。$ | (1) |
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表 5 致密油藏分类标准 Tab. 5 Clascification criteria of tight oil reservoirs |
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图 8 长7致密油四元分类系数图版 Fig. 8 Quaternary-coefficient-classification chart of Chang 7 tight oil |
式中:ϕe为有效孔隙度, %; ϕemax为有效孔隙度最大值; so为可动油饱和度, %; rm为有效喉道半径, μm; rmmax为有效喉道半径最大值μm; somax为可动油饱和度最大值, %; λ为真实启动压力梯度, MPa/m; λmax为真实启动压力梯度最大值, MPa/m。
4 开发方式探讨应用建立的四元分类系数方法可以对致密油甜点进行分类, 但针对不同类型油藏采用何种能量补充方式, 还要继续探讨。上面测试的真实启动压力梯度的数据可以用到计算流体流动的极限距离。
本研究利用极限井距法来计算流体流动的极限距离。该方法的优点是计算简捷快速, 需要的基础参数少。其具体的理论基础为:等产量—源—汇稳定径向流的渗流理论表明, 在所有流线中, 主流线上的渗流速度是最大; 在同一流线上, 与源汇等距离处的渗流速度最小。
由于是稳定流时, Q=v·A=常数，则渗流速度可以表示成:
| $ v = \frac{Q}{A} = \frac{Q}{{2{\rm{ \mathsf{ π} }}rh}}。$ | (2) |
平面径向流产量公式:
| $ Q = \frac{{2{\rm{ \mathsf{ π} }}Kh[{p_e}-{p_w}-\lambda ({R_e}-{r_w})]}}{{\mu {\rm{ln}}\frac{{{R_e}}}{{{r_w}}}}}。$ | (3) |
将产量公式(2)代入渗流速度公式(3), 可以得到:
| $ v = \frac{{k[{p_e}-{p_w}-\lambda ({R_e}-{r_w})]}}{{\mu {\rm{ln}}\frac{{{R_e}}}{{{r_w}}}}}\frac{1}{r}。$ | (4) |
根据流速公式, 地层任一点的压力梯度可表示为:
| $ \frac{{{\rm{d}}p}}{{{\rm{d}}r}}-\lambda = \frac{{{p_e}-{p_w}-\lambda ({R_e} - {r_w})}}{{{\rm{ln}}\frac{{{R_e}}}{{{r_w}}}}}\frac{1}{r}。$ | (5) |
因此, 在等产量一源一汇中点处的压力梯度为:
| $\frac{{{\rm{d}}p}}{{{\rm{d}}r}} = \frac{{\lambda + {p_H}-{p_w}-\lambda (R-{r_w})}}{{{\rm{ln}}\frac{R}{{{r_w}}}}} \cdot \frac{2}{R}。$ | (6) |
式中:pe为地层边界压力, ×10-1MPa；PH为注水井井底流压, Pw为油井井底流压，10-1MPa; R为注采井距, m; Re为边缘供给半径, m; rw为井筒半径, m; h为地层厚度, m; λ为启动压力梯度, MPa/m。
如果要使主流线上的中点处油流动, 该点的驱动压力梯度必须大于启动压力梯度, 则可计算出在某个渗透率条件下不同注采压差的极限注采井距:
| $ R = {r_w} + \frac{{{p_H}-{p_w}}}{\lambda } $ | (7) |
鄂尔多斯盆地致密油有效注采压差在15 MPa左右, 根据室内测试的致密油启动压力梯度变化范围, 用不同渗透率区间下平均启动压力梯度来计算水驱流动的极限距离, 计算结果见表 6。
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表 6 不同渗透率区间下计算的流体流动的极限距离 Tab. 6 Different limitary distances of water-flooding calculated from different permeability intervals |
从表 6中可以看出:致密油Ⅰ类储层启动压力梯度较低, 流体流动的极限距离达到200 m左右, 具有注水补充能量的潜力。2011年以来，长庆油田在合水致密油Ⅰ类储层Z230区块(地面空气渗透率0.18×10-3μm2)等长7油藏开展了五点井网(见图 9a)注水开发试验。典型井GP44-65井, 该井所在注采井网井距600 m, 排距150 m, 水平段长度660 m, 压裂改造8段, 加砂量419.9 m3, 砂比14.0%, 排量4.0, 液量3 904 m3。2013年8月投产, 初期单井日产油8.2 t, 目前单井日产油5.8 t, 单井累产油1.04万t; 注水井平均单井日注15 m3, 累计注水2.1×104 m3, 平均年递减11%, 实施效果较好。由此可知，致密油Ⅰ类储层通过进一步优化井网参数, 具有进一步提高开发效果的潜力。
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图 9 注水开发及自然能量开发井网示意图 Fig. 9 Charts of water-injection and natural energy development well-patterns |
致密油Ⅱ类储层启动压力梯度较大, 流体流动的极限距离40 m左右, 难以采用传统的注水驱替的方式补充能量, 初期应采用准自然能量开发, 中后期采用注水吞吐补充能量的方式[15]。典型实例:新安边油田AN83区块(地面空气渗透率0.12×10-3μm2)ANP83水平井, 井距600 m, 水平段长度600 m, 采用水力喷砂环空加砂分段多簇压裂改造, 改造段数8段16簇, 单井加砂量485 m3, 排量4.0 m3/min, 单井入地液量4 541 m3。2013年10月投产, 初期日产油11.5 t, 含水37.0%。该井于2015年8月起开始进行注水吞吐试验, 吞吐前日产液2.3 m3, 日产油0.3 t, 含水85.0%。累计注水5 100 m3, 注水43 d后关井闷井, 闷井51 d井口压力下降为0。开井后日产液由2.3 m3上升到12.7 m3, 日产油由0.3 t上升到5.2 t。截止2017年4月底, 有效期531天, 本井实现增油1 208 t。鄂尔多斯盆地致密油目前主要以开发Ⅰ+Ⅱ类为主。
致密油Ⅲ类储层水驱启动压力梯度很大, 建议初期采用准自然能量开发, 中后期采用注气吞吐补充能量的方式。
以上致密油不同类型对应的开发方式主要是针对天然裂缝的优势方向相对单一的储层, 如果致密油储层天然裂缝的优势方式表现为多方向性, 那么致密油体积压裂注水开发时, 人工压裂后的缝网比较复杂, 导致注水驱替补充能量开发时容易发生裂缝性水淹。因此，对于天然裂缝呈多方向性的致密油Ⅰ~Ⅲ类油藏，初期都采用准自然能量开发, 中后期分别采用注水或者注气吞吐补充能量开发。
5 结论1) 研究区储层有效平均孔隙度和有效平均喉道半径随着气测渗透率的增大, 都呈现出增长幅度先大后小的对数曲线特征。
2) 研究区储层启动压力梯度与储层渗透率呈幂指数关系, 随着储层渗透率的降低, 呈现出先缓增, 再快速增大的特征; 可动油饱和度与储层渗透率呈对数关系, 随着渗透率的增加, 可动油饱和度呈现增大幅度先大后小的变化趋势；其存在驱替和渗吸两种机理, 总的来看, 驱替作用采出的可动油明显高于依靠渗吸作用采出的可动油;
3) 应用有效孔隙度、有效喉道半径、可动含油饱和度和启动压力梯度等参数, 通过构造四元分类系数, 建立致密油综合评价模型, 将致密油划分为了3大类。
4) 天然裂缝的优势方向相对单一的致密油Ⅰ类储层采用五点井网注水开发; Ⅱ类储层初期采用水平井准自然能量开发, 中后期采用注水吞吐补充能量; Ⅲ类储层初期与Ⅱ类储层开发方式相同, 后期采用注气吞吐补充能量。如果致密油储层天然裂缝的优势方式表现为多方向性, 那么致密油Ⅰ~Ⅲ类油藏初期都采用准自然能量开发, 中后期分别采用注水或者注气吞吐补充能量。
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