江蘇油田低滲致密砂巖儲層綜合評價

劉桂玲，劉 辛，林式微

(中國石化江蘇油田分公司勘探開發(fā)研究院，江蘇 揚州 225009)

隨著江蘇油田勘探程度的不斷深入，近幾年新增探明儲量中，低滲致密油藏儲量占了相當(dāng)大的比例。由于受地面、地下條件的限制，這類儲量中相當(dāng)一部分油藏由于儲層物性差，開發(fā)投資大，難以有效開發(fā)動用。為了有效開發(fā)江蘇低滲致密儲層，開展低滲致密砂巖儲層綜合評價研究工作有著重要意義。

1 地質(zhì)特征

江蘇低滲致密砂巖油藏地質(zhì)特征主要表現(xiàn)為:

(1)構(gòu)造破碎，含油面積小，儲量規(guī)模小，儲量豐度低且分布零散。已發(fā)現(xiàn)的油藏絕大多數(shù)與斷層遮擋成藏有關(guān)，斷塊構(gòu)造破碎且含油面積小，含油面積小于0.8 km2的斷塊占60%，含油面積最小的僅0.08 km2。平均每個斷塊儲量不到60×104t。斷塊儲量豐度低，儲量豐度最低的不到15×104t/km2。

(2)儲層多為三角洲前緣末端沉積，以薄互層的席狀砂為主，油藏埋深較大。目前發(fā)現(xiàn)的儲層多為三角洲前緣末端沉積，以薄互層的席狀砂為主，少有河道砂體，儲層物性很差;已探明致密油儲量平均埋深2 800 m，埋深大于3 000 m的儲量占40.3%。

(3)原油性質(zhì)相對好，多為低－中等粘度的輕質(zhì)油。92%的斷塊均為輕質(zhì)油，其余為中質(zhì)油，沒有重質(zhì)油。

(4)儲量落實程度低。已探明未動用致密油儲量落實程度不高，構(gòu)造和產(chǎn)能均需進(jìn)一步落實。

與其他油田相比由于江蘇油田低滲致密儲層的孔隙度相對偏高，但可動流體百分?jǐn)?shù)相對偏低，在一定程度上影響了滲流能力，影響了對儲層的直觀有效評價;江蘇油田地質(zhì)構(gòu)造復(fù)雜，落實程度相對低，斷塊碎小，規(guī)模效益差，影響著有序動用的決策。

2 開采特征

對江蘇油田試采井和已開采低滲致密區(qū)塊進(jìn)行分析發(fā)現(xiàn)，其開采特征表現(xiàn)為:

(1)自然產(chǎn)能低，生產(chǎn)壓差大，壓裂后增產(chǎn)幅度大。由于巖性致密，孔喉細(xì)小，滲流阻力大，導(dǎo)致油井自然產(chǎn)能低，單井產(chǎn)能一般低于2 t/d，有的甚至不出油，但大多數(shù)致密油藏在壓裂改造后初期增產(chǎn)幅度在3倍以上。

(2)采用天然能量方式開采，壓力下降快，產(chǎn)量遞減快。油藏天然能量不足，產(chǎn)量遞減也較大，一次采收率較低。從試采井的初期產(chǎn)量遞減情況來看，試采前半年的平均遞減率達(dá)到42.9%，最大地區(qū)超過50%。試采第一年的平均遞減率達(dá)到62.3%，最高的超過了80%。試采第二年的遞減率仍然超過40%，與勝利、華北等油田相比遞減明顯偏大。

(3)注水井吸水能力差，注水壓力高，注水困難。由于受啟動壓力高、儲層敏感性強等因素的影響，注水井吸水能力差，往往隨著注水開發(fā)的深入，矛盾日益加劇，甚至注不進(jìn)水。

3 低滲致密砂巖儲層綜合評價技術(shù)

3.1 評價方法

儲層綜合評價牽涉到諸多參數(shù)，且很多因素間具有錯綜復(fù)雜的關(guān)系，各因子之間并不相互獨立，其間存在不確定性的相互影響，很難用精細(xì)的線性數(shù)學(xué)方法進(jìn)行定量表征。因此本次研究選用模糊綜合評價法［1，2］開展致密油藏區(qū)塊儲層綜合評價。

3.2 評價參數(shù)的選取

低滲致密砂巖儲層能否實現(xiàn)經(jīng)濟有效開發(fā)，取決于關(guān)鍵參數(shù)的大小。關(guān)鍵參數(shù)的選擇應(yīng)能充分體現(xiàn)儲層內(nèi)部的非均質(zhì)性，反映出儲層質(zhì)量的空間分布［3］。結(jié)合江蘇已發(fā)現(xiàn)低滲致密儲層的特點，選擇的關(guān)鍵參數(shù)主要包括5大類:①巖石學(xué)參數(shù)，如巖石的成分、敏感性、可壓性等，②常規(guī)物性參數(shù)，如孔隙度和滲透率等。③儲層滲流特征參數(shù)。如原油粘度、平均孔喉半徑、主流動吼道半徑、可動流體百分?jǐn)?shù)以及啟動壓力梯度等。④油藏宏觀參數(shù)，如面積、儲量、可采儲量、埋深等。⑤千米井深初期自然日產(chǎn)油。

圖1 不同滲透率級別巖心喉道半徑分布對比

(1)孔隙度、滲透率、原油粘度是評價儲層優(yōu)劣最基礎(chǔ)的指標(biāo)。但對評價低滲致密儲層遠(yuǎn)遠(yuǎn)不夠，必須充分考慮微觀滲流參數(shù)。

(2)喉道半徑是影響滲流能力大小的關(guān)鍵指標(biāo)。從江蘇11個油田31個樣品進(jìn)行恒速壓汞實驗結(jié)果來看，不同滲透率儲層孔道半徑差別不大，滲透率相差2個數(shù)量級的巖心的主體孔道半徑均為100～150 μm，且其孔道半徑分布曲線均近似呈正態(tài)分布，反映出儲層微觀孔道發(fā)育特征對滲透率的影響較小。但不同滲透率儲層喉道半徑分布相差較大，主要分布在1～4 μm之間。說明巖樣的滲流能力主要受喉道半徑所控制(圖1)。從相同滲透率級別的樣品實驗結(jié)果分析來看，平均喉道半徑也是有差異的(圖2)。說明物性相同的儲層滲流能力是有差異的，必將導(dǎo)致開發(fā)效果的差異［4］。因此，喉道半徑是反映儲層滲流能力大小的一個關(guān)鍵指標(biāo)。

圖2 相同滲透率級別巖心喉道半徑分布對比

(3)可動流體百分?jǐn)?shù)也是反映此類儲層滲流能力大小的關(guān)鍵指標(biāo)。從江蘇8個油田60塊致密儲層的樣品可動流體百分?jǐn)?shù)研究結(jié)果來看，可動流體百分?jǐn)?shù)主要分布在10%～60%之間。可動流體百分?jǐn)?shù)隨滲透率、孔隙度的增大而增大，但是對于滲透率較低的儲層，特別是滲透率小于3×10－3μm2的儲層相關(guān)性不是很好(圖3)。這種差異必然導(dǎo)致相同滲透率的儲層開發(fā)效果的差異，也說明對這類儲層孔隙度與滲透率已不能全面反映儲層的滲流能力的大小，必須考慮可動流體百分?jǐn)?shù)的高低。

圖3 可動流體百分?jǐn)?shù)與滲透率孔隙度的關(guān)系

(4)啟動壓力梯度大小是反映致密砂巖儲層滲流能力大小的又一關(guān)鍵指標(biāo)。對江蘇13個油田32塊樣品進(jìn)行了水測啟動壓力梯度實驗。從實驗結(jié)果來看，啟動壓力梯度與滲透率存在如下關(guān)系:

當(dāng)滲透率小于1×10－3μm2啟動壓力梯度急劇增大，說明巖石滲透率越小，喉道越細(xì)，巖石喉道壁粘附的邊界層厚度占喉道半徑的比例就越大;孔隙中過流面積越小，驅(qū)動流體流動所需克服的阻力越大，啟動壓力梯度也就越大，滲流能力就越低。因此，對超低滲儲層開發(fā)難度加大，啟動壓力不容忽視。

(5)低滲致密儲層的敏感性在一定程度上決定了注水開發(fā)的效果。江蘇低滲致密儲層大多速敏、堿敏性損害不明顯，但水敏、酸敏性損害較大，部分地區(qū)達(dá)到80%以上。大多儲層有一定的應(yīng)力敏感性，壓力敏感性傷害主要表現(xiàn)在有效壓力增加的初期階段。致密儲層的敏感性不容忽視。

(6)儲量規(guī)模、儲量豐度、可采儲量及油藏埋深反映了油藏宏觀上的規(guī)模效益，而千米井深初期日產(chǎn)綜合反映了儲層的滲流能力，在綜合評價時應(yīng)適當(dāng)考慮。為此，結(jié)合江蘇復(fù)雜小斷塊低滲致密砂巖儲層的油藏特征、儲層特征與產(chǎn)能特征，優(yōu)選了12個關(guān)鍵參數(shù)，形成低滲致密砂巖儲層綜合評價的指標(biāo)體系(圖4)。

圖4 儲層綜合評價指標(biāo)體系

3.3 評價參數(shù)指標(biāo)標(biāo)準(zhǔn)的制定與權(quán)重的確定

以江蘇油田已發(fā)現(xiàn)致密油藏區(qū)塊地質(zhì)指標(biāo)參數(shù)為依據(jù)，結(jié)合相關(guān)已有地質(zhì)行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)［5、6］，確定了江蘇低滲致密儲層各個參數(shù)分類指標(biāo)標(biāo)準(zhǔn)(表1～表12)。

表1 儲量參數(shù)分類標(biāo)準(zhǔn) 104m3

表2 儲量豐度分類標(biāo)準(zhǔn) 104m3/km2

表3 可采儲量分類標(biāo)準(zhǔn) 104m3

表4 有效孔隙度分類標(biāo)準(zhǔn) %

表5 滲透率分類標(biāo)準(zhǔn) 10－3μm2

表6 油藏中深分類標(biāo)準(zhǔn) m

表7 地面原油黏度分類標(biāo)準(zhǔn) mPa·s

表8 喉道半徑分類標(biāo)準(zhǔn) μm

表9 敏感性分類標(biāo)準(zhǔn)

表10 千米井深日產(chǎn)油量分類標(biāo)準(zhǔn) t/(d·km)

表11 可動流體飽和度評價標(biāo)準(zhǔn) %

表12 啟動壓力梯度分類標(biāo)準(zhǔn) MPa/m

利用嶺型分布函數(shù)獲得各待評價區(qū)塊各指標(biāo)單因素評價矩陣。運用層次分析法計算各個因素對評價對象影響的相對重要程度，依次確定各因素的權(quán)重系數(shù)，結(jié)果見圖5所示。根據(jù)上述方法分別獲得油藏、儲層、動態(tài)三類綜合指標(biāo)評價矩陣，根據(jù)綜合權(quán)重求得最終評價矩陣，最總將儲層分為五類Ⅰ類為相對好的儲層，Ⅱ類為相對較好的儲層，Ⅲ類是中等儲層，Ⅳ類是較差儲層，Ⅴ類是差儲層。

圖5 各指標(biāo)權(quán)重

3.4 儲層綜合評價結(jié)果

根據(jù)確定的各類參數(shù)指標(biāo)的權(quán)重系數(shù)和模糊綜合評價方法，對已探明未開發(fā)區(qū)塊分別獲得油藏、儲層、動態(tài)三類綜合指標(biāo)評價矩陣，根據(jù)綜合權(quán)重求得最終評價矩陣。從評價結(jié)果綜合分析看，江蘇油田已發(fā)現(xiàn)未動用致密油藏主要以Ⅲ、Ⅳ類儲層為主(圖6)，占91.9%，開發(fā)難度較大。

圖6 致密儲層綜合分類結(jié)果

3.5 實例分析

HZ油田H10斷塊油藏埋深3 320 m，上報探明儲量237×104t，儲層平均孔隙度13%，平均滲透率3.0 ×10－3μm2，主流喉道半徑 1.7 μm，啟動壓力梯度0.085 MPa/m，可動流體百分?jǐn)?shù)49%。根據(jù)儲層特征地質(zhì)值以及相應(yīng)的參數(shù)評價標(biāo)準(zhǔn)，利用嶺型分布函數(shù)獲得各指標(biāo)單因素評價矩陣:

探明 儲 量 (0.00391，0.269，0.46，0.257，0.011);

儲量 豐 度 (0.0067，0.099，0.427，0.375，0.093);

可采儲量(0.0056，0.07，0.225，0.369，0.329)

有效 孔 隙 度 (0.148，0.408，0.315，0.112，0.017);

滲透率(0.16，0.338，0.279，0.177，0.046);

油 藏 中 深 (0.071，0.454，0.366，0.102，0.0067);

地面原油黏度 (0.059，0.22，0.291，0.308，0.122);

吼道半徑(0.074，0.34，0.361，0.192，0.033);

千米井深日產(chǎn)油量 (0.058，0.282，0.297，0.223，0.04);

可動流體飽和度(0.037，0.211，0.373，0.313，0.067);

啟動壓力梯度(0.034，0.344，0.356，0.209，0.057);

敏感性(0.111，0.216，0.399，0.185，0.089);

根據(jù)確定的各類參數(shù)指標(biāo)的權(quán)重系數(shù)和模糊綜合評價方法，分別獲得油藏、儲層、動態(tài)三類綜合指標(biāo)評價矩陣:

油藏參數(shù)指標(biāo)(0.059，0.165，0.264，0.264，0.248);

儲層參數(shù)指標(biāo)(0.173，0.258，0.258，0.215，0.096);

動態(tài)參數(shù)指標(biāo)(0.153，0.392，0.324，0.121，0.011)。

根據(jù)綜合權(quán)重求得最終評價矩陣:(0.129，0.26，0.241，0.186，0.184)。因此綜合評價 H10 斷塊儲層屬于Ⅳ類，開發(fā)動用有一定的難度，需要加強工藝技術(shù)攻關(guān)。

4 結(jié)論與建議

(1)江蘇油田低滲致密油藏儲量規(guī)模小，豐度低，開發(fā)難度較大，開發(fā)前應(yīng)加強儲層綜合評價研究。

(2)從各影響因素來看，油藏參數(shù)指標(biāo)中，儲量豐度和可采儲量規(guī)模對儲層開發(fā)的影響程度較大;儲層參數(shù)指標(biāo)中，滲透率、喉道半徑，可動流體百分?jǐn)?shù)、啟動壓力梯度影響程度較高。因此，對低滲致密儲層微孔隙結(jié)構(gòu)研究及微觀滲流特征研究就顯得尤為重要。

(3)從目前江蘇已探明未動用低滲致密儲量儲層綜合評價分級結(jié)果來看，主要以Ⅲ、Ⅳ類儲層為主，開發(fā)難度較大，開發(fā)前應(yīng)加強技術(shù)經(jīng)濟評價研究，把風(fēng)險降到最低。

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