渤海BZ油田低滲儲層質(zhì)量主控因素及開發(fā)實踐*

胡 勇 周軍良 汪全林 耿紅柳 趙軍壽

(中海石油(中國)有限公司天津分公司 天津 300459)

隨著油氣勘探開發(fā)的不斷深入，低滲油氣資源已成為國內(nèi)各油區(qū)增儲上產(chǎn)的重要目標。近年來陸上油田對低滲油氣藏的研究日漸成熟，增儲上產(chǎn)效果明顯[1-2]，但受作業(yè)成本、施工難度、資料等諸多條件限制，海上低滲油氣藏的高效開發(fā)仍處于探索階段[3-4]。渤海油田已有多個低滲油田相繼投入開發(fā)，但動用程度和采收率均較低，各開發(fā)井產(chǎn)能差異大，制約了后續(xù)油田的勘探與開發(fā)。作為渤海最大的已開發(fā)低滲油田，BZ油田開發(fā)已有十余年，但仍有近2 000×104t的儲量待有效動用，生產(chǎn)區(qū)鉆井證實各層位及各區(qū)塊低滲儲層物性及產(chǎn)能均存在較大差異，部分區(qū)塊開發(fā)井低產(chǎn)低效的控制因素尚不明確，嚴重制約了油田已開發(fā)區(qū)塊的高效開發(fā)和未開發(fā)區(qū)塊的有效動用。以往從沉積特征、儲層預(yù)測、物性特征及影響因素、儲層分類評價等方面開展了相關(guān)研究工作[4-10]，但均未從儲層質(zhì)量及產(chǎn)能差異主控因素方面開展系統(tǒng)研究，而這是明確開發(fā)井低產(chǎn)低效原因，指導(dǎo)后期低效井治理、開發(fā)井注水優(yōu)化、難動用儲量挖潛、調(diào)整井實施等一系列重要工作的基礎(chǔ)。筆者依據(jù)渤海BZ油田巖心、薄片、物性、粒度、試產(chǎn)數(shù)據(jù)等，以地質(zhì)學(xué)、統(tǒng)計學(xué)分析為手段，在系統(tǒng)分析低滲儲層質(zhì)量差異主控因素的基礎(chǔ)上，將各類試產(chǎn)數(shù)據(jù)耦合分析，探討不同層位和區(qū)塊產(chǎn)能差異的主控因素，以期指導(dǎo)該區(qū)低滲儲量的高效動用及后期生產(chǎn)措施的有效制定。

1 地質(zhì)概況

BZ油田位于渤海南部海域，東與渤南低凸起相接，南北分別與黃河口凹陷、渤中凹陷兩大生油凹陷相鄰，西側(cè)為埕北低凸起(圖1)。油田區(qū)域內(nèi)斷層發(fā)育，整體為受邊界斷層控制的斷裂背斜構(gòu)造，內(nèi)部被次一級斷層分割成不同的斷塊。鉆井揭示，該油田沙河街組發(fā)育低滲油藏，其中沙河街組二段(沙二段)為辮狀河三角洲前緣沉積，沙河街組三段(沙三段)為扇三角洲前緣沉積(圖1)。始新世沙河街組沉積期受燕山運動、華北運動和喜山運動等構(gòu)造活動的影響[11-12]，沙二段埋深在3 200～3 400 m，沙三段埋深在3 300～3 900 m，各層位構(gòu)造斷裂相對發(fā)育;而漸新世以來的油氣充注以及黏土礦物轉(zhuǎn)化，使得沙河街組發(fā)育異常高壓[13-14]，地層壓力系數(shù)在1.3～1.6。因此，受沉積、成巖、構(gòu)造活動及成藏等共同作用影響，沙河街組儲層物性整體表現(xiàn)為低孔、低滲—特低滲的特征,發(fā)育異常高壓，油藏采用早期利用天然能量衰竭開發(fā)、后期人工注水的開發(fā)方式。近年來衰竭開發(fā)及個別井組試注水取得一定效果，但也出現(xiàn)了部分低產(chǎn)低效井，現(xiàn)存低產(chǎn)低效井的治理、注水規(guī)模的擴大、難動用儲量的有效動用等迫切需要系統(tǒng)開展儲層質(zhì)量及產(chǎn)能差異主控因素方面的研究工作。

圖1 渤海BZ油田區(qū)域地理位置及地層綜合柱狀圖Fig.1 Regional location and stratigraphic comprehensive histogram of BZ oilfield in Bohai sea

2 低滲儲層特征

儲層質(zhì)量是指其儲集與滲濾流體的能力[15]，巖石組分、孔隙結(jié)構(gòu)、巖石物理參數(shù)、裂縫等特征是低滲儲層質(zhì)量的重要體現(xiàn)[16-20]。巖石薄片、掃描電鏡、壓汞、常規(guī)物性等分析數(shù)據(jù)表明，渤海BZ油田沙河街組儲層為巖屑長石砂巖(表1)，碎屑顆粒間多呈點—線接觸(圖2a、b)；填隙物以碳酸鹽和雜基為主(圖2c、d)，雜基主要為黏土礦物；儲集空間以混合孔隙為主(表1)，次生孔隙次之(圖2b、e)；孔隙結(jié)構(gòu)以細孔喉為特征，喉道半徑、孔喉半徑均值相差不大(表1)；儲層巖石薄片及巖心中均可見裂縫發(fā)育(圖2f、g)，裂縫規(guī)模小，但多數(shù)未被充填，為有效裂縫。綜合分析認為，渤海BZ油田沙河街組儲層物性整體以低孔、低滲—特低滲為特征，沙二段儲層質(zhì)量明顯優(yōu)于沙三段儲層(表1)。

表1 渤海BZ油田沙河街組巖石組分、孔喉及物性參數(shù)統(tǒng)計Table 1 Composition of pore, throat and physical parameter statistics in Shahejie Formation of BZ oilfield, Bohai sea

(a)云母彎曲變形，BZ-3井，3 642.3 m；(b)顆粒緊密呈點—線接觸，B4井，3 737.2 m；(c)粒表及粒間伊利石，BZ-5井，3 343.4 m；(d)方解石充填粒間，B4井，3 356.4 m；(e)粒內(nèi)及粒間溶孔，B4井，3 436.30 m；(f)細砂巖中穿?？p切穿碎屑顆粒，BZ-2井，3 424.1 m；(g)細砂巖中高角度與低角度裂縫被碳酸鹽礦物充填，BZ-5井，3 683.1 m；(h)粗砂巖被鈣質(zhì)膠結(jié)，BZ-1井，3 592.7 m。

圖2渤海BZ油田低滲儲層特征
Fig.2LowpermeabilityreservoircharacteristicsofBZoilfieldinBohaisea

3 低滲儲層質(zhì)量主控因素

低滲儲層的質(zhì)量往往由先天原始沉積條件和后天改造條件共同控制，其中原始沉積條件包括儲層沉積相帶和砂巖成分、結(jié)構(gòu)等，后天改造條件包括壓實、膠結(jié)、溶解等成巖作用以及構(gòu)造活動形成的裂縫，它們控制著垂向上不同層位、平面上不同區(qū)塊儲層的質(zhì)量差異[21-24]。

3.1 原始沉積條件對儲層質(zhì)量的控制

沙二段和沙三段分別發(fā)育受西南方向物源控制的辮狀河三角洲和扇三角洲前緣沉積，從粒度分析的統(tǒng)計結(jié)果來看，由西南向東北方向沙二段和沙三段儲層的碎屑顆粒粒徑變細，受洼地古地貌及重力流沉積影響[5-10]，東北區(qū)域分選變差的趨勢明顯(圖3)。儲層的粒徑和分選往往控制著儲層的原始物性，研究區(qū)沙二段和沙三段儲層粒徑和分選與孔隙度、滲透率具有較好的正相關(guān)性[5,13]。因此，在原始沉積條件控制下，沙二段和沙三段儲層的物性整體表現(xiàn)為由西南向東北變差的特征。根據(jù)濕砂在地表條件下的分選系數(shù)與孔隙度的關(guān)系，計算沙二段、沙三段原始孔隙度平均為35.1%和32.3%。

圖3 渤海BZ油田沙河街組儲層沿物源方向粒徑和標準偏差特征Fig.3 Characteristics of grain size and standard deviation of Shahejie Formation reservoir in BZ oilfield,Bohai sea

此外，從沉積角度看，扇三角州前緣儲層的互層特征較辮狀河三角洲前緣更為明顯。因此，根據(jù)區(qū)域沉積條件，在不考慮儲層后天改造的前提下，研究區(qū)沙二段儲層物性要好于沙三段儲層，但受粒度和分選的變化，整體上物性均表現(xiàn)為由西南向東北變差的趨勢。

3.2 后天成巖改造對儲層質(zhì)量的控制

對儲層物性的后天成巖改造作用主要包括壓實、膠結(jié)及溶解作用，其中壓實和膠結(jié)作用為不利因素，溶解作用為有利因素。

1) 壓實作用。

研究區(qū)沙河街組儲層目前埋藏3 200～3 900 m，埋藏較深。從鏡下薄片看，儲層碎屑顆?？梢娒黠@的彎曲變形，顆粒間以點—線接觸為主(圖2a、b);并且從孔隙度和滲透率與埋深的變化關(guān)系來看(圖4)，隨著埋深的增加，儲層孔隙度和滲透率下降明顯，說明沙河街組儲層遭受的壓實作用較強。雖然在埋藏過程中受構(gòu)造活動影響，沙河街組發(fā)生了不同程度抬升，但抬升后儲層段均埋藏至一定深度，并且從東營組持續(xù)性埋藏至現(xiàn)今深度[11-13]。此外，油氣充注及黏土礦物轉(zhuǎn)化成因的異常高壓于館陶組沉積末期開始形成，該階段沙河街組儲層已埋藏至3 000 m深度[13-14]，這也是異常高壓對壓實作用抑制較弱的主要原因。因此，在相同原始沉積條件下，縱向上沙河街組儲層整體表現(xiàn)為隨著埋藏變深，儲層質(zhì)量變差的特征。

圖4 渤海BZ油田孔隙度、滲透率、碳酸鹽膠結(jié)物、黏土礦物含量、地層壓力與埋深的關(guān)系Fig.4 Relation between depth and porosity,permeability,carbonate cementation,clay mineral and formation pressure in BZ oilfield,Bohai sea

2) 膠結(jié)作用。

研究區(qū)沙二段和沙三段儲層膠結(jié)物均以碳酸鹽和黏土礦物為主(圖2c、d，表1)。從圖4可以看出，隨著深度的增加，研究區(qū)碳酸鹽膠結(jié)物和黏土礦物中伊利石的含量均呈升高的趨勢，尤其是黏土礦物中伊利石的含量在3 500 m附近上升至90%以上。這主要是因為研究區(qū)沙河街組地層水為NaHCO3型，隨著地層壓力的升高，黏土礦物轉(zhuǎn)化加劇，大量伊利石呈絲狀發(fā)育在碎屑顆粒表面或呈搭橋狀發(fā)育于顆粒間，且黏土礦物轉(zhuǎn)化釋放的大量Ca2+、Mg2+等離子[25]與富含HCO3-的地層水相結(jié)合，有利于碳酸鹽膠結(jié)物的形成。研究表明，研究區(qū)沙河街組儲層碳酸鹽膠結(jié)物、黏土礦物含量與儲層滲透率整體呈負相關(guān)性(圖5)，因此，隨著埋深的增加，縱向上儲層的膠結(jié)作用增強，儲層質(zhì)量降低，而平面上構(gòu)造相對較高部位膠結(jié)作用相對較弱，儲層質(zhì)量相對較好。

圖5 渤海BZ油田沙河街組膠結(jié)物含量與滲透率的關(guān)系Fig.5 Relationship between cement content and permeability of the Shahejie Formation in BZ oilfield, Bohai sea

3) 溶解作用。

油氣充注帶來的有機酸為碎屑顆粒及膠結(jié)物的溶解提供了有利條件。研究區(qū)異常高壓的發(fā)育與油氣充注有關(guān)[13-14]，沙河街組縱向上并不發(fā)育明顯的次生孔隙發(fā)育帶，并且統(tǒng)計表明由于溶解作用增加的孔隙度在沙二段和沙三段平均分別為5.0%和2.5%(圖4)。分析認為，隨著油氣的充注，異常高壓逐漸發(fā)育，而異常高壓系統(tǒng)下地層的封閉性強，成巖流體難以和新生物質(zhì)交流，導(dǎo)致大規(guī)模的溶解作用難以發(fā)生[26]；此外，異常高壓的發(fā)育也使得晚期碳酸鹽的膠結(jié)作用增強，大量早期形成的溶蝕孔隙被碳酸鹽膠結(jié)物充填。因此，溶解作用對沙河街組儲層質(zhì)量的改善作用較弱。

3.3 后天構(gòu)造活動對儲層質(zhì)量的控制

巖心及鏡下觀察結(jié)果表明，研究區(qū)天然裂縫發(fā)育(圖2f、g)。斷層走向基本控制了裂縫走向，而斷裂規(guī)模、褶皺發(fā)育位置、巖石力學(xué)條件等綜合控制了裂縫的發(fā)育程度[23，27]。在斷裂方面，研究區(qū)沙河街組埋藏階段區(qū)域主應(yīng)力方向以北東向為主[28]，天然裂縫主要呈北東向展布(圖6a)，整體上靠近斷層位置裂縫相對發(fā)育(圖6b)；在褶皺方面，受擠壓作用影響，褶皺的軸部裂縫往往較發(fā)育，因此研究區(qū)背斜核部的裂縫發(fā)育密度相對較高(圖6b)；在巖石力學(xué)性質(zhì)方面，巖石顆粒越細，壓實程度越高，脆性指數(shù)越高，且?guī)r層越薄，相同力學(xué)條件下更易破裂，研究區(qū)東北遠離物源，粒度相對較細，砂泥巖薄互層特征明顯，因此裂縫發(fā)育程度相對較高。從裂縫的有效性來看，新近紀研究區(qū)斷層受喜山運動影響開啟[11-12]，并為淺層提供油氣來源[29-30]，由于進入中成巖階段，富含HCO3-的NaHCO3地層水與黏土礦物轉(zhuǎn)化帶來的Ca2+和Mg2+等離子結(jié)合，碳酸鹽沉淀膠結(jié)使得斷層封閉，也使得研究區(qū)各斷塊具有不同流體系統(tǒng)。一般而言，試井滲透率值往往較測井滲透率值低，但當裂縫發(fā)育時，試井滲透率值往往大于測井得到的滲透率[31-34]。統(tǒng)計研究區(qū)試井滲透率值大于測井滲透率值的井點發(fā)現(xiàn)，前者是后者滲透率值的2～11倍，說明有效裂縫發(fā)育時儲層滲透率有較為明顯改善。由于平面及縱向上斷層附近儲層及裂縫的膠結(jié)程度往往較高(圖2g、h)，而背斜的核部裂縫相對發(fā)育，考慮裂縫對滲透率的貢獻，認為背斜核部的儲層質(zhì)量相對較高。

圖6 渤海BZ油田天然裂縫走向及發(fā)育特征Fig.6 Natural fracture trend and development characteristics of BZ oilfield in Bohai sea

4 產(chǎn)能控制因素及開發(fā)實踐

4.1 產(chǎn)能控制因素

開發(fā)井的油氣產(chǎn)能往往與油藏壓力、流體性質(zhì)、儲層厚度、儲層質(zhì)量等密切相關(guān)。研究區(qū)沙二段、沙三段油藏壓力系數(shù)平均分別為1.4和1.5，流體性質(zhì)均為輕質(zhì)油，油水流度比值為1，油藏特征整體相似，13口常規(guī)開發(fā)單采井的油層厚度為9.6～58.6 m,埋藏中深3 266.6～3 552.0 m，初期正常自噴日產(chǎn)油16～170 m3，比采油指數(shù)0.2～1.2 m3/(d·MPa·m)，生產(chǎn)厚度與日產(chǎn)油的線性相關(guān)性僅為0.13，比采油指數(shù)表現(xiàn)為縱向上隨埋藏深度增加而降低，相近埋藏深度平面上差異明顯(圖7)，說明儲層質(zhì)量是控制產(chǎn)能差異的關(guān)鍵因素。

在不考慮儲層污染等因素的前提下，開發(fā)井油氣產(chǎn)能往往與儲層質(zhì)量密切相關(guān)。將研究區(qū)各層位開發(fā)井初期產(chǎn)能與油層厚度、構(gòu)造圖進行疊合，可以發(fā)現(xiàn)開發(fā)井產(chǎn)能差異具有一定的規(guī)律。一方面，沙二段西南區(qū)域粒度相對較粗，分選相對較好，在埋深相差不大的情況下，油層厚度相對較厚的開發(fā)井初期產(chǎn)能較高；而北東區(qū)域粒度相對較細，分選變差，油層較薄，但受背斜影響，核部裂縫發(fā)育，油層厚度雖較薄，但產(chǎn)能往往也相對較高(圖8a)。另一方面，沙三段西南區(qū)域粒度較粗，分選較好，但埋藏深度較大，儲層壓實和膠結(jié)作用均較強，開發(fā)井的初期產(chǎn)能較低；而北東區(qū)域油層厚度雖薄，粒度相對較細、分選變差，但受背斜影響，核部裂縫發(fā)育，且埋藏相對較淺，開發(fā)井的初期產(chǎn)能相對較高(圖8b)。此外，由于斷層附近儲層及裂縫的膠結(jié)程度較高，除合采井外，各層位離斷層較近的單采開發(fā)井產(chǎn)能均較低(圖8)。因此，研究區(qū)開發(fā)井的產(chǎn)能差異主要受控于原始沉積條件、埋深及構(gòu)造位置等因素，辮狀河三角洲前緣的原始沉積環(huán)境、粒度粗、分選好的巖石學(xué)特征、埋藏相對較淺區(qū)域的弱壓實作用、背斜核部的裂縫發(fā)育程度等多種因素耦合是影響儲層質(zhì)量及初期產(chǎn)能的有利條件。

圖7 渤海BZ油田沙河街組油層比采油指數(shù)與埋藏中深關(guān)系Fig.7 Relationship between specific productivity index and depth burial of Shahejie Formation in BZ oilfield,Bohai sea

4.2 開發(fā)實踐

結(jié)合儲層質(zhì)量控制因素及現(xiàn)有井網(wǎng)、開發(fā)井產(chǎn)能等，提出了一系列開發(fā)策略，主要包括：儲層較厚的沉積有利區(qū)采用低效井上返補孔、低井控區(qū)增加調(diào)整井、衰竭開發(fā)區(qū)域轉(zhuǎn)注開發(fā)的策略；構(gòu)造有利區(qū)根據(jù)天然裂縫發(fā)育程度開發(fā)，裂縫不發(fā)育區(qū)儲層厚度較薄時采用壓裂開發(fā)，裂縫發(fā)育的低井控區(qū)采用增加調(diào)整井、衰竭開發(fā)區(qū)采用周期注水開發(fā)的策略；斷層附近低效井建議側(cè)鉆治理。

上述開發(fā)策略先后成功指導(dǎo)了研究區(qū)6口井挖潛措施的制定與實施。針對位于沉積有利區(qū)、早期點射壓裂開發(fā)的C25井，制定油層段補孔措施，補孔后初期產(chǎn)油118 m3/d。針對衰竭開發(fā)、天然裂縫不發(fā)育的沉積有利區(qū)塊，指導(dǎo)開發(fā)井B4、A17轉(zhuǎn)注、增注，注水開發(fā)后油井產(chǎn)量穩(wěn)定并有回升，目前該井組采出程度已超過25%。針對構(gòu)造有利、天然裂縫發(fā)育的衰竭開發(fā)區(qū)，指導(dǎo)發(fā)育薄互層的A23井(圖9a)轉(zhuǎn)注，嘗試利用天然裂縫周期注水開發(fā)，與油井A20注采井距390 m，注水量85 m3/d，注水后油井A20產(chǎn)量回升，后期提液增油效果明顯(圖9b)。針對構(gòu)造有利、天然裂縫發(fā)育的低井控區(qū)域部署A19井挖潛，A19井初期產(chǎn)油120 m3/d，且根據(jù)開發(fā)需要指導(dǎo)周邊開發(fā)井A22后期轉(zhuǎn)注，注采井距470 m，考慮注采對應(yīng)關(guān)系及注水需要，嘗試利用天然裂縫進行同步注采開發(fā)，補射5.9 m致密層(圖9c)，注水量85 m3/d，注水后油井A19增油效果顯著(圖9d)，并要求緊密跟蹤動態(tài)，如注水突破建議嘗試異步注采開發(fā)。由此可見，上述開發(fā)策略的成功實踐有助于后期其他低效井的治理、注水規(guī)模的擴大以及難動用儲量的有效動用。

圖8 渤海BZ油田沙河街組開發(fā)井產(chǎn)能與構(gòu)造位置的關(guān)系Fig.8 Relationship between productivity and tectonic location of Shahejie Formation in BZ oilfield,Bohai sea

圖9 渤海BZ油田部分井組儲層對比圖及注采開發(fā)曲線Fig.9 Reservoir section,injection and production curve of partial well groups in BZ oilfield,Bohai sea

5 結(jié)論

1) BZ油田沙河街組儲層整體為低孔、低滲—特低滲儲層，儲層質(zhì)量主要受控于原始沉積條件、成巖作用中的壓實和膠結(jié)作用、構(gòu)造活動形成的天然裂縫，其中原始沉積條件、成巖壓實和膠結(jié)作用控制著縱向上不同層位開發(fā)井的產(chǎn)能差異；成巖壓實和膠結(jié)、斷裂及背斜構(gòu)造控制著相同層位平面上不同位置開發(fā)井的產(chǎn)能差異。

2) BZ油田沙河街組儲層的沉積有利區(qū)位于研究區(qū)西南區(qū)域，成巖有利區(qū)帶位于構(gòu)造相對較高的層位及區(qū)域，構(gòu)造有利區(qū)帶位于發(fā)育背斜、且位于背斜核部的區(qū)域，而斷層附近受晚期碳酸鹽膠結(jié)作用影響，儲層質(zhì)量較差。后期開發(fā)調(diào)整應(yīng)考慮原始沉積條件、成巖作用及構(gòu)造位置三者的耦合關(guān)系，結(jié)合儲層質(zhì)量分類開發(fā)，重點關(guān)注裂縫發(fā)育區(qū)的注水開發(fā)及低品位儲層區(qū)的有效挖潛工藝。