影響PL油田產(chǎn)吸能力的因素探討

趙靖康，靳心偉，姜立富，安玉華，李媛婷

(中海石油(中國)有限公司天津分公司渤海石油研究院，天津 300452)

1　油藏地質(zhì)概況

PL油田為一個被斷層復雜化的斷裂背斜，兩條東西向斷層將油田自北向南分為北塊、中塊和南塊(見圖1)。各塊內(nèi)發(fā)育多條小斷層，油藏為受巖性影響的構(gòu)造層狀油藏，系正常溫度壓力系統(tǒng)。

PL油田主力含油層段為館陶組,自上而下分為L50～L120 8個油組，儲層物性較好，孔隙度20%～31% ,滲透率(70～3 500)×10-3μm2，具有縱向上從上到下依次變差的特點。地下原油粘度分布范圍較廣，縱向上除L50油組原油粘度大(274～496 mPa·s)，流體性質(zhì)差，其他油組原油粘度較小(19～56 mPa·s)，流體性質(zhì)隨深度增加變好，油水界面附近變差。

PL油田于2010年1月投產(chǎn)，油井初期平均比采油指數(shù)為0.13 m3/(d·MPa·m)，注水井初期視吸水指數(shù)為0.31 m3/(d·MPa·m)，遠低于相鄰油田(見表1、表2)。

針對油井產(chǎn)油能力和注水井吸水能力差的問題，從完井方式、構(gòu)造斷塊大小、地層等多角度，采用對比排除法進行全面分析，確定儲層分選性差是導致油田產(chǎn)油能力和吸水能力差的根本原因，為油田后期的合理開發(fā)提供依據(jù)。

圖1　PL油田構(gòu)造圖

表2　PL油田與相鄰油田初期視吸水指數(shù)

2　完井方式對油井產(chǎn)能的影響

PL油田生產(chǎn)井先后采用裸眼篩管、套管射孔和壓裂礫石充填3種完井方式。為了確定完井方式對油井初期比采油指數(shù)的影響，對油田20口生產(chǎn)井按完井方式進行統(tǒng)計，其中8口壓裂礫石充填完井，8口裸眼篩管完井，4口套管射孔完井，初期比采油指數(shù)分別為0.18，0.16，0.14 m3/(d·MPa·m)，不同完井方式生產(chǎn)井初期產(chǎn)能相差不大(見圖2)，說明完井方式不是影響油井產(chǎn)能的主要因素。

圖2不同完井方式油井初期比采油指數(shù)

3　構(gòu)造斷塊大小對油井產(chǎn)能的影響

PL油田內(nèi)有多條斷層將油田分割為大小不同多個斷塊，其中最大面積1.32 km2，最小不足0.1 km2，平均0.3 km2。為了確定斷塊大小對油井產(chǎn)能的影響，對不同面積斷塊油井初期產(chǎn)能進行統(tǒng)計，結(jié)果顯示生產(chǎn)井產(chǎn)能差異不大(見圖3)，說明構(gòu)造斷塊面積不是影響油井產(chǎn)能的主要因素。

圖3　不同面積斷塊油井初期比采油指數(shù)

4　儲層對油井產(chǎn)能的影響

排除完井方式、構(gòu)造斷塊大小對油井產(chǎn)能的影響，從儲層粒度、壓汞實驗和相滲實驗等數(shù)據(jù)來分析儲層本身對產(chǎn)能的影響。

4.1　儲層粒度分析

PL油田共完成75顆巖心粒度分析實驗，粒度組分直方圖均呈雙峰或多峰(見圖4)，說明該油田巖石顆粒大小差異大。

下面以1井L80油組17號巖心粒度分析資料(見表3、圖5)為例，利用?？撕臀值?Folk和Ward)公式來計算相關(guān)粒度參數(shù)[1-4]。

圖4油田不同巖心粒度分析對比

圖51井L80油組巖心照片及粒度分布

4.1.1標準偏差計算

分選系數(shù)S0=P25/P27應(yīng)用很廣，但公式存在缺欠，因為它沒能包括粗、細尾端的分選特點。本次研究選用?？撕臀值绿岢龅臉藴势罟竭M行計算。

(1)

式中，S0特拉斯克分選系數(shù)；P25為特拉斯克累積質(zhì)量百分比為25%對應(yīng)的粒度值；σ為?？撕臀值路诌x系數(shù)；φ95為?？撕臀值吕鄯e質(zhì)量百分比為95%對應(yīng)粒度值。

計算結(jié)果標準偏差值為2.16，根據(jù)標準偏差σ的沉積物分選級別標準，油田儲層分選性為差。

4.1.2偏度計算

(2)

式中，SK1為?？撕臀值缕戎?。

計算結(jié)果偏度值為0.46，按照?？宋寮壠葎澐謽藴?，呈現(xiàn)很正偏態(tài)，峰偏向粗粒度一側(cè)，沉積物以粗組分為主，細粒一側(cè)表現(xiàn)為低的尾部。

4.1.3峰度(尖度)計算

(3)

式中，KG為?？撕臀值路宥戎怠?/p>

計算結(jié)果峰度值為0.848，按照福克等用KG值確定峰值等級界限，峰值為平坦型。綜合上述3種粒度分析結(jié)果，油田儲層分選性為差。

4.2　儲層壓汞分析

表4　F20井壓汞實驗基礎(chǔ)信息

圖6F20井不同巖心樣品壓汞曲線

下面以1698號樣品實驗數(shù)據(jù)(見圖7、表5)分析計算，最大孔隙吼道半徑RD為23 μm，對應(yīng)的排驅(qū)壓力pD為0.03 MPa，當汞飽和度為50%時，孔隙吼道半徑中值半徑R50為1.9 μm，對應(yīng)毛管壓力中值p50為0.38 MPa。為了進一步描述孔隙結(jié)構(gòu)特征，計算其沈平平提出的均值系數(shù)α。

(4)

式中，α為均值系數(shù)；Si、So為飽和度；rmax為最大喉道半徑。

計算結(jié)果均值系數(shù)為0.21，參照其對全國范圍28個油藏5種類型劃分標準，該油藏為孔隙結(jié)構(gòu)有特殊性、孔隙結(jié)構(gòu)較差、或孔隙結(jié)構(gòu)很差的油藏。

圖7　F20井1698號樣品壓汞曲線

4.3　相滲數(shù)據(jù)分析

PL油田F20井共進行4顆巖心油水相對滲透率實驗(見表6)，正常完成2個樣品實驗，另2個樣品實驗過程中驅(qū)替壓力持續(xù)升高，實驗數(shù)據(jù)無法計算出相滲曲線，分析認為，這是由于微粒運移造成樣品堵塞導致。從2個成功實驗數(shù)據(jù)來看，儲層束縛水飽和度均大于35%，殘余油飽和度大于25%，可動油飽和度小于40%，驅(qū)油效率小于60%，油水相交點含水飽和度大于0.5，具有偏親水的特點，曲線形態(tài)表現(xiàn)出低孔低滲儲層特點[9-14](見圖8)。

表6　F20井相對滲透率實驗基礎(chǔ)信息

圖8F20井相對滲透率實驗對比

5　結(jié)論

(1)PL油田產(chǎn)油能力遠低于相鄰油田，完井方式和構(gòu)造斷塊大小不是影響其低的原因。

(2)粒度分析和壓汞分析均表明，儲層分選性差，孔隙結(jié)構(gòu)差是影響油田產(chǎn)油能力低的主要原因。

(3)相滲曲線形態(tài)呈現(xiàn)出低孔低滲儲層特點，部分樣品相滲實驗中發(fā)生驅(qū)替壓力持續(xù)升高，這是由于微粒運移造成樣品堵塞導致。因此在油田注水過程中更易發(fā)生微粒運移，導致注水能力低。