柴達(dá)木盆地新近系低滲透儲層特征及開發(fā)潛力

姜明玉.

(青海油田公司勘探開發(fā)研究院，甘肅敦煌 736202)

我國低滲透油氣資源分布區(qū)域廣、含油氣藏類型多、探明儲量占比高、開發(fā)潛力巨大，在我國油氣開發(fā)中有著重要的現(xiàn)實(shí)作用和戰(zhàn)略意義。近年來低滲透油藏難采儲量的開發(fā)所占比重逐年加大。位于青藏高原北部的大型山間盆地，柴達(dá)木盆地經(jīng)歷古生代、中生代和新生代3個(gè)成盆旋回，共發(fā)育上古生界、中生界和新生界等構(gòu)造層，晚第三紀(jì)至第四紀(jì)以來，受印度板塊強(qiáng)烈俯沖和阿爾金斷裂帶走滑影響，盆地發(fā)生強(qiáng)烈的構(gòu)造變形，形成現(xiàn)今多隆多坳的構(gòu)造格局。油氣勘探始于1954年，伴隨著地質(zhì)認(rèn)識逐步深化和工程技術(shù)不斷進(jìn)步，經(jīng)歷了“淺層發(fā)現(xiàn)、深層突破、艱難探索、快速發(fā)展”4個(gè)階段。目前盆地發(fā)現(xiàn)油田23個(gè)，油藏類型多樣，主要有中高滲、復(fù)雜斷塊、低滲透和砂礫巖等4種類型油藏，其中低滲透油藏探明儲量占盆地已探明儲量的41%。近年來低滲透油藏產(chǎn)量持續(xù)上升，2019年原油產(chǎn)量占比達(dá)到總產(chǎn)量的36%。平面上低滲透油藏主要分布在柴達(dá)木盆地西部北區(qū)，油藏儲層以近物源沉積為主，非均質(zhì)性強(qiáng)；縱向上低滲透儲層主要分布在新生界新近系上新統(tǒng)上油砂山組至古近系下干柴溝組層位，油藏的平均埋深為2 300 m。南翼山油田屬于柴達(dá)木盆地新近系典型的低滲透油藏，本文通過對研究區(qū)巖心進(jìn)行描述觀察、巖石微觀實(shí)驗(yàn)等手段，對油藏儲集性能特征進(jìn)行綜合分析評價(jià)，進(jìn)一步明確油藏開發(fā)潛力。

1 油藏地質(zhì)簡況

南翼山油田位于柴達(dá)木盆地西部坳陷北區(qū)，其為兩翼基本對稱的大而平緩的斷背斜構(gòu)造，為兩斷夾一隆模式。背斜的形成主要受控于翼北、翼南兩組斷層，構(gòu)造軸線近北西—西向，兩翼較陡，傾角為20°左右[1]。

南翼山構(gòu)造處于生烴中心所夾持比較高的有利凹陷地域，周圍緊鄰有來自西南方向的小梁山凹陷充足的油源供給條件，生油巖幾乎跨越了有機(jī)質(zhì)演化的各個(gè)階段[2]。構(gòu)造形成時(shí)期正好是周邊及其本身生油巖排的成熟高峰期，油氣以自生自儲和短距離的垂向、側(cè)向運(yùn)移聚集成藏，形成自生自儲、下生上儲和側(cè)生運(yùn)儲等多種成藏模式。受淺湖相到半深湖相沉積環(huán)境的控制，發(fā)育多套碳酸鹽巖儲層與暗色泥巖頻繁互層的烴源巖，垂向上密切共生組合的良好儲蓋配合，形成多層受巖性和構(gòu)造雙重控制的疊瓦式油氣藏[3]。具有儲層物性差，源儲共生，油氣就近捕獲、大面積成藏分布，圈閉界限不明顯等致密油的地質(zhì)特征[4-5]。

目前為止，南翼山構(gòu)造發(fā)現(xiàn)從新生界新近系上新統(tǒng)上油砂山組至古近系下干柴溝組層位均見到油氣藏存在，其中油砂山組的N2-2油藏已探明近3 000×104t的油氣地質(zhì)儲量，含油區(qū)域大面積連片分布，縱向上細(xì)分為Ⅰ+Ⅱ油組和Ⅲ+Ⅳ油組兩套層系投入了試采開發(fā)。其中南翼山N2-2油藏Ⅲ油組儲層致密，巖性復(fù)雜、物性差、含油性差，縱向上非均質(zhì)性強(qiáng)，儲層動(dòng)用程度低，長期以來與南翼山N2-2油藏Ⅳ油組采用一套開發(fā)層系進(jìn)行混層系開發(fā)，因而層間干擾嚴(yán)重，自然投產(chǎn)和常規(guī)注水開發(fā)難以有效動(dòng)用。近年來，通過開展蓄能壓裂儲層改造，取得較好的開發(fā)效果，實(shí)現(xiàn)該類低滲透儲層的效益開發(fā)。

2 儲層沉積特征

沉積環(huán)境和水動(dòng)力條件是影響儲層物性差異和巖性分布的重要原因，其能夠決定儲層的發(fā)育規(guī)模、展布特征、砂體構(gòu)型及物性構(gòu)架，還直接影響儲集體內(nèi)流體的性質(zhì)及分布特征[6]。

南翼山淺油藏是在一種缺乏陸源物供應(yīng)、溫暖清澈的淺湖咸水環(huán)境下形成的湖相碳酸鹽巖與陸源碎屑的混積沉積，受索爾庫里—干柴溝水系控制，新近系地層的物源來自北西方向。南翼山油田N2-2時(shí)期隨著湖盆沉積中心的進(jìn)一步往北東方向遷移，主要沉積淺湖亞相和半深湖亞相[7]。淺湖亞相主要發(fā)育砂坪、泥坪、顆粒灘、灰坪、云坪等微相；半深湖亞相主要發(fā)育泥坪、灰坪、砂坪等微相，常見水平層理。

3 巖石學(xué)特征

南翼山淺層油藏巖性復(fù)雜多樣，受淺湖咸水環(huán)境下形成的湖相碳酸鹽巖與陸源碎屑的混積沉積影響，其儲層巖性普遍含碳酸鹽組分和泥質(zhì)。湖相碳酸鹽巖沉積方式多樣，存在機(jī)械沉積、化學(xué)沉積和生物沉積等多重類型，具備儲集條件且多靠近油源，在合適的圈閉和蓋層條件下就能形成油氣藏[8]。南翼山Ⅲ油組巖性主要為灰質(zhì)泥巖、泥巖、泥灰?guī)r，夾少量砂質(zhì)泥巖、灰?guī)r、灰質(zhì)白云巖、灰質(zhì)細(xì)砂巖、碎屑灰?guī)r、藻灰?guī)r。

儲層巖性以碳酸鹽巖類為主，可進(jìn)一步劃分為藻灰?guī)r類和灰?guī)r類，主要包括泥晶灰?guī)r、藻灰?guī)r、泥質(zhì)粉砂巖，還發(fā)育有少量粉砂巖及粉砂質(zhì)泥巖[7]。碳酸鹽巖的礦物成分主要為方解石，其次為白云石及黃鐵礦，局部層段有少量濁沸石；陸源碎屑成分主要為石英和泥質(zhì)。

3.1 顆?；?guī)r特征

其顆粒含量大于50%，包括內(nèi)碎屑、鮞粒、藻粒、球粒、生物碎屑，少量陸源碎屑及顆粒。顆粒之間的填隙物以灰泥雜基、亮晶膠結(jié)物為主。主要發(fā)育在淺湖亞相區(qū)域，呈薄互層狀，常夾于大套泥巖中。見弱動(dòng)蕩水環(huán)境下的水平、波痕、小型交錯(cuò)等層理(圖1a)。

3.2 藻灰?guī)r特征

藻灰?guī)r既是藻類沉積的巖石類型，也是藻疊層構(gòu)造類型，主要為藻疊層灰?guī)r和藻黏結(jié)巖，主要為弱動(dòng)蕩水環(huán)境形成的產(chǎn)物，包括藻鮞、藻灰結(jié)核、藻團(tuán)塊、藻屑等(圖1b、1c)。

3.3 泥晶灰?guī)r特征

泥晶是碳酸鹽顆粒之間常見的填隙物之一。泥晶在水動(dòng)力弱的低能環(huán)境下，由灰泥與顆粒同時(shí)沉積形成，常呈薄層狀?yuàn)A于大套泥巖之中。多見水平層理和紋層。為灰坪微相的主要巖石類型(圖1d)。

3.4 粉砂巖特征

其泥質(zhì)含量變化比較大，可進(jìn)一步細(xì)分為灰質(zhì)粉砂巖、含泥灰質(zhì)粉砂巖以及含泥粉砂巖等。常呈現(xiàn)薄層，發(fā)育有砂紋層、微波狀、脈狀及波狀等層理。為水動(dòng)力條件較弱的條件下的產(chǎn)物，常見于淺—半深湖等環(huán)境中(圖1e、1f)。

圖1 儲層巖石學(xué)特征Fig.1 Petrological characteristics of the reservoira.亮晶鮞?；?guī)r，50X_正交薄片；b.泥晶灰?guī)r中的藻疊層構(gòu)造；c.藻灰?guī)r巖心圖；d.泥晶灰?guī)r，泥質(zhì)呈凝塊狀不均勻分布，100X_普通薄片；e.砂質(zhì)泥晶灰?guī)r，泥晶與粉砂混雜，100X_普通薄片；f.含灰砂質(zhì)泥巖，粉砂呈條帶狀分布，100X_普通薄片。

4 儲集性能特征

4.1 儲集空間類型

影響儲層物性的主要因素是壓實(shí)作用，其次為膠結(jié)作用和成巖溶蝕作用[9]。南翼山地區(qū)儲層膠結(jié)及壓實(shí)作用較強(qiáng)，孔隙類型為殘余粒間孔，晶間孔、次生粒間溶孔及微裂縫[10]。喉道類型以微細(xì)喉道為主，主要有裂縫喉道、晶間隙喉道、孔隙縮小喉道等[11-12]。

粒間孔主要發(fā)育于顆粒灰?guī)r與顆粒云巖或碎屑顆粒之間，常經(jīng)受雜基充填、成巖作用的改造，因而保存不完整，僅能保存部分殘余粒間孔(圖2a)。

粒間溶孔是儲層連通最主要的孔隙類型和油氣儲集空間，主要存在于顆?；?guī)r與顆粒云巖中，是由粒間膠結(jié)物或灰泥基質(zhì)被溶蝕而成的孔隙，或由原生粒間孔被溶蝕擴(kuò)大的粒間溶孔，形態(tài)特征為港灣狀和不規(guī)則狀(圖2b)。

裂縫在碳酸鹽巖儲層中的發(fā)育程度不僅控制流體的儲集與滲流特征，還可導(dǎo)致裂縫性儲層的形成。經(jīng)顯微鏡下觀察，縫寬平均為10～200 μm，屬毛細(xì)管裂縫和細(xì)裂縫(圖2c)。

圖2 儲層孔隙類型Fig.2 Pore type of the reservoira.粒間孔及裂縫喉道，100X_鑄體薄片；b.泥晶灰?guī)r溶蝕孔未充填，50X_正交薄片；c.網(wǎng)狀微裂縫及粒間溶孔，100X_鑄體薄片。

4.2 儲層物性特征

南翼山Ⅲ油組孔隙度主要分布范圍為12%～22%，平均孔隙度為15.7%，屬于中高孔隙度。(圖3a)。南翼山Ⅲ油組滲透率主要分布范圍為0.1～10 mD，平均滲透率為6.1 mD，屬于低滲透率儲層。(圖3b)。依據(jù)南翼山Ⅲ油組巖心孔、滲實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)，確定儲層物性下限為孔隙度大于10.5%，滲透率大于0.5 mD(圖3c)。

圖3 儲層物性特征Fig.3 Reservoir physical properties

4.3 孔隙結(jié)構(gòu)特征

儲層孔隙結(jié)構(gòu)是指巖石孔隙和喉道的形態(tài)、大小、分布及其連通關(guān)系，是影響儲層滲流特征和儲集能力的主要因素[13]。南翼山Ⅲ油組儲集空間類型有孔隙型、微裂縫型和微裂縫—孔隙型，具有中低孔、微喉道特征[14]。Ⅲ油層組孔喉半徑為0.02～0.15 μm，平均排驅(qū)壓力為16.5 MPa，平均最大進(jìn)汞飽和度為74.3%，平均最大連通孔喉半徑為0.2 μm，平均退汞效率為40.3%，反映儲層整體儲滲性能差。

依據(jù)毛管壓力曲線及孔喉半徑分布范圍，將南翼山Ⅲ油組孔隙結(jié)構(gòu)劃分為3種類型，分別為Ⅰ類中排驅(qū)壓力—細(xì)喉型(圖4a、4b)、Ⅱ類中高排驅(qū)壓力—微喉型(圖4c、4d)和Ⅲ類高排驅(qū)壓力—特微喉型(圖4e、4f)[15]。

Ⅰ類屬較好儲層，巖性以(含粉砂)藻灰?guī)r為主，儲集空間類型為溶孔、生物體腔孔，排驅(qū)壓力一般小于10 MPa，最大連通孔喉半徑大于0.1 μm，具有分布層數(shù)多、單層厚度小的特點(diǎn)。

Ⅱ類屬中等儲層，巖性以粉砂質(zhì)(泥質(zhì))泥晶灰?guī)r和灰、泥質(zhì)粉砂巖為主，儲集空間類型為成巖縫、溶孔、微孔隙及粒間孔，排驅(qū)壓力小于10 MPa，最大連通孔喉半徑介于0.05～0.1 μm之間，分布較廣，占儲層總厚度的64%～78%。

Ⅲ類屬致密儲層，巖性以粉砂質(zhì)(灰質(zhì))泥巖為主，排驅(qū)壓力一般大于10 MPa，最大連通孔喉半徑小于0.05 μm，分布較少，占儲層總厚度的11%～14%。

4.4 儲層滲流特征

南翼山Ⅲ油組儲層儲滲性能差，儲層束縛水飽和度(Swi)為36.89%，殘余油飽和度(Sor)為28.86%。油水相對滲透率的共滲區(qū)在含水飽和度為54%～56%范圍內(nèi)，反映出儲層低滲和親水的特性[16]，最終驅(qū)油效率為51.3%。

無因次采液(油)指數(shù)顯示水相滲透率曲線前期較低且平直，但到后期上升快，表明油井初期含水上升慢，水線一旦推進(jìn)到油井，含水將加速上升(圖5)。隨著含水上升，產(chǎn)液能力有不同程度上升，后期有提液潛力(圖6)。

圖4 儲層孔隙結(jié)構(gòu)特征Fig.4 Pore structure characteristics of the reservoir

圖5 相對滲透率曲線圖Fig.5 Relative permeability curves

圖6 無因次采液(油)指數(shù)圖Fig.6 Dimensionless recovery (oil) index chart

5 儲層含油特征

5.1 儲層含油級別

通過取芯證實(shí)，儲層含油巖心以藻灰?guī)r、泥晶灰?guī)r為主，以及少量的泥質(zhì)灰?guī)r、粉砂巖及粉砂質(zhì)泥巖。儲層含油性主要為熒光級別，油斑級別次之。其中藻灰?guī)r和泥晶灰?guī)r的含油性較好。

5.2 儲層電性特征

南翼山Ⅲ油組儲集層電性基本特征為井徑縮徑；自然電位負(fù)異常，三孔隙曲線都表現(xiàn)為密度中高值、中子中低值、聲波中低值；當(dāng)儲層的巖性基本相同、物性一定的情況下，電阻率完全就是儲層含油性的直接反映。當(dāng)儲層流體為原油時(shí)，視電阻率值明顯高于圍巖基值；當(dāng)儲層流體為地層水時(shí)，視電阻率明顯變低，接近或低于圍巖基值；當(dāng)儲層為干層時(shí)，感應(yīng)及側(cè)向電阻率也高于圍巖，與油層的特征比較相似[17]。

5.3 電性、巖性、物性及含油性的關(guān)系

南翼山Ⅲ油組目的層段Ⅲ-40小層巖性為藻灰?guī)r，含油級別為油跡，側(cè)向、感應(yīng)電阻率均大于2 Ω·m，平均孔隙度為17.5%，解釋結(jié)論為油水同層；Ⅲ-41小層巖性為泥灰?guī)r，含油級別為油跡，側(cè)向、感應(yīng)電阻率均大于1.6 Ω·m，平均孔隙度為15.1%，解釋結(jié)論為油水同層；Ⅲ-42小層巖性為泥質(zhì)粉砂巖，含油級別為熒光，側(cè)向、感應(yīng)電阻率均大于1.4 Ω·m，平均孔隙度為19.1%，解釋結(jié)論為油水同層(圖7a)。

南翼山Ⅲ油組目的層段Ⅲ-45小層巖性為泥質(zhì)粉砂巖及泥灰?guī)r，含油級別為熒光，側(cè)向、感應(yīng)電阻率均大于1.6 Ω·m，平均孔隙度為17.7%，解釋結(jié)論為油水同層；Ⅲ-47小層巖性為藻灰?guī)r，含油級別為油跡，側(cè)向、感應(yīng)電阻率均大于1.4 Ω·m，平均孔隙度為17.3%，解釋結(jié)論為含油水層；Ⅲ-49小層巖性為藻灰?guī)r，含油級別為油跡，側(cè)向、感應(yīng)電阻率均大于1.7 Ω·m，平均孔隙度為15.9%，解釋結(jié)論為油水同層(圖7b)。

圖7 目的層取芯段測井曲線圖Fig.7 Logging curves of coring section of target formation

6 開發(fā)潛力分析

6.1 儲層分布規(guī)律

南翼山油藏屬于受巖性影響的構(gòu)造油藏。油藏油水分布由于受構(gòu)造控制和巖性的影響，致使油水關(guān)系比較復(fù)雜。由于整個(gè)油藏沒有統(tǒng)一的油水界面，而各小層儲層具有“薄、多、散、雜”的特點(diǎn)，油水關(guān)系自東向西整體呈現(xiàn)“高水低油”的現(xiàn)象(圖8)。

圖8 含油飽和度縱向剖面圖(西北—東南向)Fig.8 Longitudinal profile of oil saturation (NW-SE)

南翼山Ⅲ油組依據(jù)電性特征可劃分為Ⅲ上、Ⅲ下兩段。電阻曲線急劇變化的拐點(diǎn)位于Ⅲ-22處。上段各電測曲線相對平穩(wěn)，變化幅度較小，下段各電測曲線變化幅度明顯增大。油砂體層間非均質(zhì)性強(qiáng)，通過精細(xì)刻畫油砂體[18]，計(jì)算Ⅲ油組砂體儲量為571.6×104t，主要含油層分布在Ⅲ-22以下，各小層儲量豐度差異性較大(圖9)。

圖9 油砂體儲量縱向分布圖Fig.9 Longitudinal distribution map of oil sand reserve

平面上儲層展布穩(wěn)定，以油水同層為主，主力產(chǎn)層Ⅲ-40、Ⅲ-52、Ⅲ-54、Ⅲ-58小層在構(gòu)造主體部位分布較好，向邊部逐漸變差(圖10)。

圖10 各小層儲量豐度圖Fig.10 Reserve abundance maps of each layer

6.2 試采效果評價(jià)

在老井開展試采評價(jià)，選取構(gòu)造不同部位的井，開展上返Ⅲ油組層位，累計(jì)補(bǔ)孔壓裂措施13井次，平均單井日增油3.2 t，平面上進(jìn)一步拓寬了建產(chǎn)潛力區(qū)6.2 km2。通過部署試采評價(jià)井組，新鉆產(chǎn)能井進(jìn)一步證實(shí)Ⅲ油組開發(fā)潛力，儲層平均有效厚度為10.3 m，累計(jì)投產(chǎn)24口，通過壓裂改造，平均單井日產(chǎn)油6.2 t，新建產(chǎn)能4.46×104t，取得較好建產(chǎn)效果(圖11)。

圖11 儲層有效厚度疊合等值線圖Fig.11 Effective thickness overlapping contour map of the reservoir

對于低滲透油藏，存在啟動(dòng)壓力[19]，通過試注水試驗(yàn)，Ⅲ油組儲層具有一定的吸水能力，采用3封3配分層注水能都達(dá)到分注目的，油藏平均注水啟動(dòng)壓力為16.3 MPa，設(shè)計(jì)注采比為1.5。

通過測試產(chǎn)液剖面，進(jìn)一步落實(shí)了南翼山Ⅲ油組主力產(chǎn)層為Ⅲ-40、Ⅲ-42、Ⅲ-45、Ⅲ-47、Ⅲ-52小層，與地質(zhì)綜合研究的認(rèn)識成果一致(圖12)。

圖12 油藏產(chǎn)液剖面疊合條形圖Fig.12 Superimposed bar chart of production profile of reservoir

針對儲層縱向上含油小層多、各小層有效厚度差別大、含油性變化大、儲量縱向及平面分布不均一性等特點(diǎn)，結(jié)合目前注采井網(wǎng)現(xiàn)狀、儲量類別和動(dòng)用狀況，確定在已開發(fā)動(dòng)用區(qū)優(yōu)選油層富集區(qū)，下步進(jìn)行層系細(xì)分井網(wǎng)調(diào)整，通過優(yōu)化注采井網(wǎng)系統(tǒng)[20]、優(yōu)化注采比，提高井網(wǎng)對儲量的控制程度，改善水驅(qū)開發(fā)效果。

7 結(jié)論及認(rèn)識

(1)南翼山油田N2-2時(shí)期主要發(fā)育淺湖亞相和半深湖亞相沉積。沉積特征具有以碳酸鹽巖沉積為主的混合沉積，沒有純的碳酸鹽巖或粉砂巖、泥巖?？v向上沉積韻律明顯，紋層交替頻繁，沉積微相變化快；平面上沉積穩(wěn)定，巖相變化小。

(2)南翼山Ⅲ油組儲層巖性主要以弱動(dòng)蕩水動(dòng)力條件下的產(chǎn)物為主，包括泥晶灰?guī)r、藻灰?guī)r、泥質(zhì)粉砂巖等，縱向上具有層數(shù)多、單層厚度小等特征。表明沉積方式上既有機(jī)械沉積又有化學(xué)沉積和生物沉積。

(3)南翼山Ⅲ油組平均孔隙度為15.7%，平均滲透率為6.1 mD，儲層具有中低孔、微喉道、儲滲性能差等特征?？紫额愋蜑闅堄嗔ｉg孔、晶間孔、次生粒間溶孔及微裂縫。喉道類型以微細(xì)喉道為主，微裂縫是儲層主要的連通通道。

(4)南翼山Ⅲ油組巖性為碳酸鹽巖與陸源碎屑的混積巖，儲層普遍含碳酸鹽組分和泥質(zhì)，其中粉砂質(zhì)藻灰?guī)r物性最好，粉砂質(zhì)泥晶灰?guī)r和灰質(zhì)粉砂巖次之。藻灰?guī)r和泥晶灰?guī)r的含油性較好，含油性級別以油斑、熒光為主。油藏屬于巖性控制油藏，儲層巖性對物性和含油性起決定性作用。

(5)通過試采評價(jià)效果分析，認(rèn)為南翼山Ⅲ油組具有很好的開發(fā)潛力，平面上拓寬了建產(chǎn)潛力區(qū)6.2 km2，縱向上證實(shí)了Ⅲ-40、Ⅲ-45、Ⅲ-47、Ⅲ-52小層為主的14個(gè)產(chǎn)層共計(jì)有效厚度10.3 m；試注水試驗(yàn)表明Ⅲ油組儲層具有一定的吸水能力。為下步進(jìn)行層系細(xì)分調(diào)整、優(yōu)化注采井網(wǎng)系統(tǒng)規(guī)模開發(fā)奠定了基礎(chǔ)。