極淺層稠油油藏油砂特征及潛力評價

吳兆徽，吳穎昊，郭金輝，翟麟秀，吳穎欣，徐守余

1.中國石油大學地球科學與技術(shù)學院，山東青島266580；2.勝利油田勘探開發(fā)研究院，山東東營257015；3.勝利油田長安集團，山東東營257000；4.勝利油田技術(shù)檢測中心，山東東營257000；5.勝利油田勝機石油裝備有限公司，山東東營257067

極淺層稠油油藏油砂特征及潛力評價

吳兆徽1，2，吳穎昊1，郭金輝3，翟麟秀4，吳穎欣5，徐守余1

1.中國石油大學地球科學與技術(shù)學院，山東青島266580；2.勝利油田勘探開發(fā)研究院，山東東營257015；3.勝利油田長安集團，山東東營257000；4.勝利油田技術(shù)檢測中心，山東東營257000；5.勝利油田勝機石油裝備有限公司，山東東營257067

油砂和淺層稠油是具有超低開發(fā)成本的兩類非常規(guī)資源，非常規(guī)與歷次油價下跌密切相關，使得這類資源成為了全球矚目的焦點.春風油田兼具地表油砂和淺層稠油兩類非常規(guī)，但巖心在地表會呈現(xiàn)極松散的不成型油砂，使得一些基礎常規(guī)實驗無法測定，影響到進一步分析評估.因此，需要針對這類非常規(guī)資源進行一系列新實驗，即在常規(guī)實驗的基礎上，增加熱物性、高溫相滲、核磁共振等專項實驗，并與常規(guī)實驗結(jié)果進行比較.熱物性實驗發(fā)現(xiàn)，儲層內(nèi)部灰質(zhì)、泥質(zhì)夾層導熱性良好，反映熱波及效率會較高.相滲實驗發(fā)現(xiàn)，油砂的油水相滲Kro和Krw的終點間距較大，兩相覆蓋范圍寬，束縛水飽和度低，且孔隙越均勻，油相相對滲透率就越大.實驗還發(fā)現(xiàn)，熱物性、相滲、陣列感應實驗得到的不同參數(shù)，相互之間存在一定相關性.利用新的核磁共振方法，可直接得到束縛水飽和度，獲取原始含油飽和度，進而求取驅(qū)油效率，大大簡化實驗步驟和測試項目.最后，通過驅(qū)油效率計算和潛力評價發(fā)現(xiàn)，雖然經(jīng)過多輪次吞吐，油砂目前的平均含油飽和度仍然很高，反映了稠油儲量動用程度低，仍有很大的開發(fā)潛力.

非常規(guī)資源；淺層；稠油；油砂；核磁共振；潛力評價

0 引言

伴隨國際各類能源價格下跌，與之密切相關的非常規(guī)資源逐步成為了全球矚目的焦點.油砂和淺層稠油都是重要的非常規(guī)資源，其成本甚至低于致密頁巖油［1-3］，具有更高的開采價值.加拿大Saskatchewan油砂的完全成本是44.3/bbl［4］，與近期油價底部44/bbl一致，間接反映了國際金融在壓制油價的同時，確保了傳統(tǒng)油砂行業(yè)的利益.加拿大部分地區(qū)油砂甚至存在更低的成本，操作費從25/bbl降至10/bbl［5］.由此可見，地表油砂和極淺層原油在較低油氣價格的新常態(tài)、新形勢下，仍具有明顯的成本優(yōu)勢和競爭力.由于油砂通常埋藏極淺，處于極松散弱壓實狀態(tài)，難以進行精確的物性、含油飽和度實驗測定，因此需要更多針對特超稠油的新實驗進行綜合評價，例如熱物性、高溫相滲、核磁共振等.熱物性實驗得到的導熱系數(shù)反映了隔夾層導熱情況，有助于開發(fā)決策和數(shù)值模擬［6］；相滲實驗數(shù)據(jù)可以用于數(shù)值模擬開發(fā)過程中的滲流情況［7］；核磁共振可測得束縛水飽和度［8］，從而得到原始油飽和度，進一步求取驅(qū)油效率，進行開發(fā)潛力分析.

準噶爾盆地西北緣淺層油砂資源豐富［9-11］，具有較高開發(fā)價值.春風油田位于西北緣車排子凸起，含油層系為白堊系底部吐谷魯群組（K1tg），以砂礫巖為主，屬于開闊濱淺湖灘壩砂沉積，是具有邊底水的淺層稠油油藏［12］.油砂一般埋深跨度大，從露頭到600 m的極淺層［13-15］.研究區(qū)目前單井日油7.0 t/d，累積產(chǎn)油19.6×104t，是重要的先導試驗區(qū)，同時正在進行油砂資源和極淺層稠油開發(fā)相關的技術(shù)攻關.由于該地區(qū)同時了涵蓋了油砂、淺層稠油兩種非常規(guī)資源，因此對其特征進行研究，具有較高的科研價值.

1 稠油油藏油砂特征分析

由于該塊油藏埋深極淺，壓實作用弱，取至地面全為不成形的松散油砂.另外，由于原油以特超稠油為主，因此除常規(guī)實驗外，針對油砂熱采［16］的實際情況，進行了熱物性、高溫滲流實驗、核磁共振等專項實驗項目.從開發(fā)角度看，開展各項實驗的最終目的是分析不同區(qū)域的含油情況和動用程度，具體要明確儲層物性、非均質(zhì)性、熱物性參數(shù)、原始和當前含油飽和度，進而計算驅(qū)油效率，為該塊原油評價開采提供依據(jù).

1.1 油砂鏡下分析

巖性以棕褐色富含稠油細砂巖為主，鑄體薄片砂巖疏松，顆粒之間不接觸，被油質(zhì)填充，磨圓呈棱角狀，顆粒分選性差，反映了近物源扇體巖石快速混雜堆積的沉積環(huán)境.砂質(zhì)以中細砂為主，巖屑成分主要為石英，泥質(zhì)被油浸染，對應的含油飽和度高達81.3%.這一方面反映了由于油層埋藏淺、壓實作用弱，造成砂質(zhì)疏松；另一方面反映了由于含油飽和度過高，呈現(xiàn)出顆粒之間不接觸、砂浮于油的情況.

掃描電鏡中，巖石粒間孔分布較均勻，微孔隙發(fā)育.可見粒間孔隙充填石英、鈉長石、碳質(zhì)、片狀綠泥石，鈉長石有溶蝕現(xiàn)象（圖1）.其中的水敏礦物伊蒙混層比較常見，有些呈蜂巢狀分布在表面，還有些在顆粒間以黏土橋形式存在.長石有溶蝕現(xiàn)象，次生孔隙發(fā)育，使得儲層物性較好.鏡下還經(jīng)常見到一些黃鐵礦、綠泥石，這些礦物反映濱淺水體環(huán)境，具體屬于開闊濱淺湖水下扇灘壩砂的沉積環(huán)境.

圖1 掃描電鏡下黏土礦物照片F(xiàn)ig.1 SEMphotographofclayminerals

通過全巖X衍射實驗分析，K1tg全巖礦物組分平均含量穩(wěn)定，黏土礦物平均2.36%，石英73.8%，長石18.9%，敏感性礦物主要以伊/蒙間層和高嶺石為主（圖2）.黏土礦物含量高的部位，伊蒙混層的含量百分比也較高，其他黏土礦物相對值較低；黏土礦物含量低的部位，伊蒙混層的百分比較低.伊蒙混層是水敏礦物，遇水后會脹大到原來的近千倍，即水驅(qū)目前不可行，但最新研究發(fā)現(xiàn)，高溫熱采條件下，會存在黏土礦物轉(zhuǎn)化，水敏礦物會高溫轉(zhuǎn)換為非水敏礦物，孔滲沒有降低，因此雖然黏土礦物表明存在水敏，但稠油的蒸汽熱采仍然是可行的.

圖2 X衍射實驗黏土礦物垂向相對含量Fig.2 VerticalrelativecontentofclaymineralsinX-ray diffractionexperiment

2.2 油砂粒度分析

粒度特征是水動力特征的物質(zhì)表現(xiàn)，可進行環(huán)境分析及相展布研究［17］.通過該塊巖心粒度分析得出，K1tg粒度中值范圍為0.21～0.73 mm，平均0.511 mm，以中、粗砂巖為主.粒度概率曲線呈近似圓弧狀，為三段式，由懸浮、跳躍及過渡帶次總體組成.數(shù)據(jù)匯總得到粒度概率累計曲線圖，由跳躍向懸浮次總體斜角減小，反映分選逐漸變差.C－M粒度概率圖上反映以遞變懸浮段、滾動懸浮段為主，反映水體搬運能力相對較強，表明沉積作用以牽引流沉積為主（圖3）.

1.3 油砂常規(guī)物性與熱物性特征

從砂體形態(tài)上看，排601塊K1tg砂體呈“條帶”展布，SP測井曲線上多為箱型、鐘型，具正韻律.根據(jù)物源、粒度、電性及砂體形態(tài)，推斷該塊K1tg砂體沉積模式為開闊濱淺湖灘壩砂沉積.目的層之上為濱淺湖泥，目的層是油性物性極好的灘壩砂，之下再次出現(xiàn)濱淺湖泥.

由常規(guī)資料可知，油砂孔隙度平均38.8%，滲透率平均6862mD，原始資料具有極高的孔滲性.由于油砂非常疏松，物性分析結(jié)果略高，需要對結(jié)果進行壓實校正.根據(jù)覆壓實驗，給出了本塊疏松油砂的體的孔滲壓縮校正公式：

圖3 K1tg油砂樣品粒度概率曲線Fig.3 GrainsizeprobabilitycurveofK1tgoilsandsamples

式中，Φ地上：壓縮前孔隙度；Φ地下：地下真實孔隙度；K地上：壓縮前滲透率；K地下：地下真實滲透率.

經(jīng)過覆壓校正，K1tg孔隙度平均值由38.8%校正到35.0%，滲透率平均值由7862×10-3μm2，校正后為5723.6×10-3μm2，說明K1tg儲層物性很好，屬于高孔、高滲的灘壩砂沉積相.從開發(fā)上看，高孔高滲有利于在特超稠油熱采過程中，蒸汽的擴展和稠油的流動，適合繼續(xù)在極淺層采用熱采方式開發(fā).

由于該塊油砂目前仍以熱采開發(fā)為主，因此專門進行了巖石熱物性參數(shù)實驗.K1tg層內(nèi)灰質(zhì)含礫細砂巖導熱系數(shù)1.6，比熱系數(shù)1.7；泥巖導熱系數(shù)平均1.23，比熱系數(shù)平均2.0.導熱、比熱系數(shù)都較大，且油砂內(nèi)的泥巖隔夾層傳導能力略好于灰質(zhì)夾層.實驗還發(fā)現(xiàn)，熱物性、相滲、陣列感應實驗得到的不同參數(shù)，相互之間存在一定的相關性，比如導熱系數(shù)與孔隙度相關，孔隙度稍大的砂巖，導熱能力就不及孔隙度較小的泥巖.比熱系數(shù)與油水飽和度也相關，含水比例越大，比熱相對越大.由于該塊影響流體流動的隔夾層以泥巖和泥質(zhì)砂礫巖為主，而泥巖導熱系數(shù)較低，該情況有助于油砂內(nèi)部的熱傳導，并有利于蒸汽擴展和稠油黏度的降低.

1.4 油水滲流特征分析

首先從孔喉特征上看，鏡下孔喉連通性、分選性都較好.從壓汞孔隙結(jié)構(gòu)參數(shù)表上看，孔喉半徑大，為8.64～19.46 μm，平均15.78 μm，孔喉對滲透率主要貢獻區(qū)間為16～100μm（圖4）.K1tg油砂由于孔喉粗，排替壓力較低，一般為0.011～0.029 MPa，利于油藏開發(fā).毛管壓力曲線有明顯平臺，反映儲層喉道較粗，且比較集中，相對分選性好.

圖4 白堊系吐谷魯群組高滲樣品壓汞實驗曲線圖Fig.4 CapillarypressurecrossplotofK1tg

由于富含油油砂收獲率較低，且油水相滲實驗費用高昂，用于開展相滲試驗的成型樣品較少.選取工區(qū)觀察井排601-觀1、觀3井約470 m K1tg的兩塊樣品，通過相滲實驗發(fā)現(xiàn)，油水兩相滲流區(qū)間在20%～78%之間，油水等滲點的含水飽和度在52%左右，殘余油飽和度約為21%（圖5），反映了不可動用的殘余油約占1/5.Kro和Krw的終點較大，兩相覆蓋范圍寬，束縛水飽和度（Swi）低，說明孔隙大、連通性好.實驗結(jié)果表明，孔隙分布越均勻，油相的相對滲透率越大，水相相對滲透率就越低.研究區(qū)的相滲實驗曲線明顯具有油相相對滲透率偏高的特點，反映砂礫巖體孔隙分布較均勻的特點.

2 油砂含油性評價及潛力預測

2.1 油砂含油飽和度

巖心呈現(xiàn)為極松散的富含油油砂，油飽和度范圍較廣，在46.6%～84.8%之間，平均64.7%.油、水飽和度之和在75%～95%之間.油砂層內(nèi)部偏上的含油飽和度更高一些（圖6）.油層主體部位飽和度之和存在約10%的誤差，因此需要用數(shù)學方法對巖心油水飽和度的誤差進行校正.

圖5 油砂油水相滲曲線Fig.5 Crossplotofsaturationsandoilsandrelativepermeability

圖6 實測油水飽和度之和的垂向分布Fig.6 Vertical So+Swdistribution

巖心從現(xiàn)場取心到冷凍、解凍放置、切割成樣過程中，造成飽和度誤差的因素有較多，具體有地面釋壓體積膨脹、水冷凍造成的孔隙膨脹、溶解氣揮發(fā)、巖心長時間裸露放置、巖心切割產(chǎn)生高溫揮發(fā)等.目前存在10多種飽和度校正方法［18-21］，但都存在加權(quán)分配、校正后油水飽和度之和等于100%的特征.此處對諸多校正方式求同存異，使用投影法進行校正，對數(shù)據(jù)點投影實現(xiàn)誤差校正（圖7）.投影法是一種與客觀實際相符的數(shù)學方法，無需破解超越方程［22］或?qū)?shù)方程，具有較好的計算和應用的可行性，投影后的油水飽和度So＝（m－n+100）/2，Sw＝（n－m+100）/2，其中（m，n）為投影前的數(shù)據(jù)點，So、Sw為校正投影后的數(shù)據(jù).通過對油砂的飽和度誤差進行投影校正，對校正后的數(shù)據(jù)點平均，得出目的層K1tg平均油飽和度72%，平均水飽和度28%.

圖7 油水飽和度投影法校正Fig.7 Regressioncrossplotof Sovs.Sw

2.2 驅(qū)油效率

驅(qū)油效率計算一般采用地下油法，即：驅(qū)油效率＝（1-Swi-So）/（1-Swi），Swi為束縛水飽和度，So為油飽和度.而對于Swi的求取，過去使用的方法比較繁瑣，需要的資料也比較多，要利用油藏原始狀態(tài)的油基泥漿井資料，采用線性多元回歸的方法，建立不同相帶Swi與孔隙度、粒度中值或泥質(zhì)含量的關系式，從而求取Swi.

此次使用了新方法計算驅(qū)油效率，利用了最新的巖心核磁共振實驗［23］.該實驗本身可得到束縛水飽和度Swi，省去了大量繁瑣步驟和難以獲取的數(shù)據(jù)，從一定程度上減少了實驗，降低了實驗分析成本.通過實驗測試得到平均弛豫時間T2截止值，根據(jù)束縛狀態(tài)T2值，測得Swi為17.43%，從而得到原始油飽和度So平均82.57%（圖8）.

結(jié)合前面算得的含油飽和度平均值75.2%，利用驅(qū)油效率計算公式，算出驅(qū)油效率為7.37%.由于排601塊地廣井稀，動用時間短，注蒸汽井對周邊的驅(qū)替動用程度仍較低，目前仍有很大的開發(fā)潛力.從開發(fā)方式上看，該塊受埋深跨度大（0～600m）、上部水層、環(huán)保要求等因素制約，仍不適合采用大量挖掘方式開采，進行稠油油藏熱采開發(fā)仍是該塊油砂最好的開發(fā)方式.

圖8 核磁共振束縛水飽和度測試實驗圖譜Fig.8 NMRexperimentofirreduciblewatersaturation

2.3 剩余油分布

2.3.1 宏觀分布特征

垂向上，層內(nèi)灰質(zhì)夾層之上的砂巖含油飽和度平均為77.7%，夾層之下含油飽和度為69.9%，說明可能由于水平井軌跡往往偏下，在層內(nèi)灰質(zhì)夾層之下開采，造成下部含油飽和度略低.

平面上，水平井井間巖石樣品的含油飽和度平均為76.1%，水平井排間巖石樣品的含油飽和度平均為75.5%，說明該塊水平井排間剩余油飽和度略微高于井間剩余油飽和度，且熱采時間短，開發(fā)程度低，不同部位含油飽和度差別不大.

2.3.2 微觀分布特征

鑄體薄片剩余油在孔隙、喉道中非常富集，主要以連片賦存方式為主，實驗測得其對應的巖石樣品含油飽和度一般在70%～82%之間，比較接近核磁共振算得的油藏原始含油飽和度82.57%.因此從這些方面也可看出油砂雖經(jīng)過一段時間開采，仍具有很大的開發(fā)潛力.

3 結(jié)論

（1）由于油砂壓實作用弱，處于富含油極松散的弱壓實狀態(tài)，不易進行精確物性、飽和度實驗測定，進而影響到潛力分析評價.因此，在常規(guī)實驗基礎上，進行了一系列特殊的實驗，即熱物性、高溫相滲、核磁共振等實驗.油砂熱物性和高溫相滲特性不會受松散程度影響.核磁共振可直接測定束縛水飽和度，從而得到原始含油飽和度.這些新的特殊專項實驗，不會因為樣品松散影響測定，即都可用松散不成型的樣品開展實驗，能有效反映稠油油藏儲層的熱物性和原始含油情況，有助于對極淺層松散油砂進行有效分析和評價.

（2）熱物性實驗發(fā)現(xiàn)，比熱系數(shù)、導熱系數(shù)兩類熱物性參數(shù)是孔隙度、油飽和度的函數(shù)，儲層內(nèi)部灰質(zhì)、泥質(zhì)夾層導熱性良好，反映熱波及效率會較高.

（3）高溫相滲實驗反映了孔隙大小和連通性，孔隙大、連通性好的油水相滲Kro和Krw的終點間距較大，兩相覆蓋范圍寬，束縛水飽和度低；孔隙越均勻，油相相對滲透率就越大，相滲實驗還能頂替常規(guī)物性實驗反映研究區(qū)油砂高孔高滲的情況，這與顆粒間不接觸懸浮于稠油內(nèi)部的鏡下實際情況相對應.

（4）核磁共振可直接測得束縛水飽和度，得到原始油飽和度，經(jīng)驗證該方法可靠，不僅簡化了計算步驟，而且減少了實驗，降低了實驗成本.通過驅(qū)油效率計算和潛力評價發(fā)現(xiàn)，由于油砂目前平均油飽和度仍很高，驅(qū)油效率低，反映了油藏雖然經(jīng)過了多輪次吞吐，但動用程度仍然很低，含油飽和度仍然很高，具有極大的開發(fā)潛力.

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FEATURESANDASSESSMENTOFOILSANDINSHALLOWHEAVYOILRESERVOIRS

WU Zhao-hui1，2，WU Ying-hao1，GUO Jin-hui3，ZHAI Lin-xiu4，WU Ying-xin5，XU Shou-yu1
1.Geology Science and Technology Institute，China University of Petroleum，Qingdao 266580，Shandong Province，China；2.Geology Exploration and Development Institute，Shengli Oilfield，Dongying 257015，Shandong Province，China；3.Shengli Changan Co.，Ltd.，Dongying 257000，Shandong Province，China；4.Technology Supervisor Institute，Shengli Oilfield，Dongying 257000，Shandong Province，China；5.Shengji Petroleum Equipment Co.，Ltd.，Dongying 257067，Shandong Province，China

Oil sand and shallow heavy oil are low-cost unconventional resources，which greatly impact the oil prices.In Chunfeng Oilfield，which is the combination of both kind resources，the rich oil sand in shallow reservoirs is loose due to weak compaction.Therefore，it is difficult to carry out some routine experiments，such as physical properties and oil saturation.Beside conventional tests，some new experiments are necessary for these unconventional resources，i.e.thermal properties，high-temperature permeability analysis，NMR saturation test，etc.Thermal experiments show that both muddy and limy interlayers in reservoirs are usually high thermal conductivity，indicating a high thermal efficiency during development.Phase permeability experiment，which reflects pore sizes and connectivity，shows great difference between the ending values of Kroand Krw，with a wide range of 2-phase covers and low irreducible water saturation.The evener the pore sizes are，the higher the oil phase relative permeability is.NMR can directly obtain the value of Swiand original oil saturation，and then calculate the oil displacement efficiency.The potential assessment result shows that after many rounds of steam stimulation，the inter-well oil saturation is still high，which reflects the low oil displacement efficiency，suggesting a great potential of the oil sand.

unconventional resources；shallow layer；heavy oil；oil sand；nuclear magnetic resonance（NMR）；potential assessment

1671-1947（2016）03-0281-06

TE345

A

2015－06－03；

2015-11-09.編輯：張哲.

國家科技重大專項“大型油氣田及煤層氣開發(fā)”（編號2011ZX05011）；中石化科研“極淺層特超稠油開發(fā)關鍵技術(shù)研究”（編號P13055）.

吳兆徽（1985—），男，在職博士，現(xiàn)從事油藏地質(zhì)和稠油開發(fā)方面的科研工作，通信地址山東省東營市聊城路2號.E-mail//325117168@qq.com