加拿大油砂隔夾層類型及動用儲量界限研究

郭 曉 王 正 張 鵬 王盤根 劉新光

(1. 中海石油(中國)有限公司， 北京 100028； 2. 北京斯堪帕維科技有限公司， 北京 100101；3. 中國海洋石油國際有限公司， 北京 100029)

根據(jù)《BP世界能源統(tǒng)計年鑒》(2020年)的全球石油探明儲量排名，加拿大的油砂資源儲量居世界第一[1]。目前，加拿大油砂儲量的1/5可實現(xiàn)露天開采，4/5需進行原地開采[2]。蒸汽輔助重力泄油(SAGD)是目前普遍采用的原地開采技術(shù)。采用該技術(shù)首先需沿油砂儲層底界面布設(shè)2口水平井，上水平井用來注入高溫蒸汽，使固體瀝青受熱后黏度降低，從而在重力和蒸汽壓力的驅(qū)動下流入下水平井。瀝青質(zhì)熱溶流走后，其原先所占據(jù)的孔隙即被蒸汽充填，在上水平井的兩側(cè)及上方形成蒸汽腔[3]。蒸汽腔的可擴散范圍直接決定了油砂SAGD技術(shù)可動用的地質(zhì)儲量。

對于在生產(chǎn)油砂礦區(qū)，工業(yè)界一致認為生產(chǎn)井深度是動用儲量的底部界限。各公司均采用隔夾層厚度確定動用儲量的頂部界限，但認識差異較大。目前，在生產(chǎn)油田部分井區(qū)的動用儲量已突破原劃分頂部界限，動用儲量能否精準確定將直接影響后續(xù)調(diào)整挖潛效果。本次研究以加拿大L油田為例，綜合應(yīng)用巖心、溫度監(jiān)測井、剩余油飽和度測井、時移地震等動靜態(tài)數(shù)據(jù)，系統(tǒng)劃分隔夾層類型并統(tǒng)計蒸汽腔的發(fā)育現(xiàn)象，定量分析隔夾層對蒸汽腔的影響程度。

1 L油田概況

L油田位于加拿大阿爾伯塔盆地阿薩巴斯卡地區(qū)，面積約30 km2。L油田于2003年開展SAGD試驗，2007年實現(xiàn)規(guī)模生產(chǎn)。截至目前，油田采出程度達42%，已進入開發(fā)中后期調(diào)整階段。油田的主要目的層為下白堊統(tǒng)McMurray組，自下而上分為3段，依次為Continental、Assemblage2和Assemblage3[4-5]。

其中，Assemblage3儲層較厚，為主力開發(fā)層系，橫向變化快，非均質(zhì)性強，隔夾層分布復(fù)雜。儲層平均厚度約22 m，平均孔隙度約28.9%，平均水平滲透率約4.545 μm2，平均垂向滲透率約3.500 μm2，平均含水飽和度為36%。油藏溫度約6～9 ℃，屬于正常壓力系統(tǒng)。在油藏條件下，瀝青的密度約為1.017 g/cm3，黏度為1 750～3 000 Pa·s。該油藏為典型的超稠油油藏。在油田勘探階段部署了265口探井，其中205口井取心，三維地震資料全區(qū)覆蓋。生產(chǎn)階段，在井場部署21口監(jiān)測井，實時測量油藏溫度。2014 — 2015年，先后兩次進行了時移地震數(shù)據(jù)采集及剩余飽和度測井，生產(chǎn)動態(tài)數(shù)據(jù)豐富，為本次研究提供了翔實的資料基礎(chǔ)。

2 油砂隔夾層分析

2.1 沉積模式

加拿大油砂儲層屬于潮控河口灣類型。Carrigy等人對加拿大油砂McMurray層沉積進行了研究，認為McMurray層底部為河流相沉積，中部為河流-河口灣沉積，上部為淺海相沉積[6]。Hein等人對 45處露頭、140個巖樣及4 000余口測井進行了分析，將McMurray層劃分為上段和下段，并首次將McMurray層劃分為18種不同巖相及其組合[7]。目前，普遍認為Mcmurray組整體為海侵背景下受潮汐影響的河口灣沉積體系(見圖1)，多期砂體垂向疊置，儲層厚度大。L油田為內(nèi)河口灣沉積，發(fā)育受潮汐影響的曲流河砂體，沉積微相包括廢棄河道、點壩、泛濫平原，其中點壩可進一步分為下點砂壩(LPB)及上點砂壩(IHS)。下點壩主要發(fā)育砂巖和泥礫巖(Breccia)；上點壩主要發(fā)育砂質(zhì)傾斜側(cè)積層(Sandy IHS)和泥質(zhì)傾斜側(cè)積層(Muddy IHS)。

2.2 巖心描述及隔夾層分類

在油氣勘探開發(fā)過程中，巖心資料是反映地下情況最直觀、最可靠、最珍貴的實物資料[8-9]。研究區(qū)的巖心照片分辨率高，可以較好地確認巖石的類型及其含油性。研究區(qū)儲層整體上以正旋回韻律為主，自下而上依次發(fā)育正韻律陸相河流相、正韻律內(nèi)河口灣復(fù)合點壩沉積、復(fù)合韻律潮坪及區(qū)域廣泛發(fā)育的海相洪泛泥巖。潮控河口灣環(huán)境受到潮汐和河流作用的影響，既有來自河流的沉積物，又有來自海水的沉積物。因此，巖心構(gòu)造較河流相更為復(fù)雜，可見生物擾動、交錯層理、水平層理、垂直蟲孔及生物潛穴等特征(見圖2)。

圖1 L油田McMurray組沉積模式圖

圖2 研究區(qū)典型巖心照片

通過巖心描述，確定研究區(qū)隔夾層為以下3種類型：

(1) 泥巖。泥巖發(fā)育于廢棄河道或泛濫平原，泥質(zhì)含量高，物性差。

(2) 泥質(zhì)側(cè)積層。受潮汐周期作用的影響，泥質(zhì)側(cè)積層發(fā)育于上點壩，為河流和潮汐雙重作用下的季節(jié)性沉積。受潮汐周期和河流周期的影響，水動力能量高時沉積砂巖，水動力能力低時沉積泥巖，整體泥質(zhì)含量中等，物性較差。

(3) 泥礫巖。砂巖支撐著以泥礫為主的粗碎屑巖，其中泥礫顆粒大小不一、磨圓程度不同、堆積樣式復(fù)雜、撕裂程度差異大。磨圓及分選程度反映的是泥礫再搬運的距離，撕裂程度反映的是河流-潮汐混合能量的強弱變化。大多數(shù)泥礫巖沉積于河道底部。

3 蒸汽腔發(fā)育情況分析

3.1 資料評估

(1) 溫度測井。井場范圍內(nèi)部署有21口溫度監(jiān)測井，可通過熱電偶儀器實時監(jiān)測油藏內(nèi)部動態(tài)。連續(xù)監(jiān)測所獲數(shù)據(jù)量大，可以連續(xù)反映蒸汽腔向上擴散的過程及時間段。如果部分井點在個別時間段出現(xiàn)儀器損壞現(xiàn)象，需先行排除異常點。

(2) 操作壓力。操作壓力屬于油田開發(fā)過程中生產(chǎn)井對的動態(tài)數(shù)據(jù)。連續(xù)監(jiān)測所獲數(shù)據(jù)量大，可以近似反映油藏內(nèi)部壓力及注汽過程。若個別時間段操作頻繁，則需選取操作壓力穩(wěn)定階段的數(shù)據(jù)，以排除人為操作因素的影響。

(3) 時移地震解釋成果。通過時移地震監(jiān)測可獲得油藏流體變化三維成像的過程[10-11]，其結(jié)果可以表征蒸汽腔的空間擴散情況。但是，L油田時移地震解釋難度大，具有較大的不確定性，并且數(shù)據(jù)采集較早，無法反映地下蒸汽腔的當前情況。

(4) 剩余油飽和度測井解釋成果。剩余油飽和度測井是指在油田開發(fā)過程中，通過測井儀器測量油藏目前的飽和度，可直觀獲得測量時間點的剩余油位置[12]，進而判斷蒸汽腔擴散位置。由于采集時環(huán)境發(fā)生變化，其結(jié)果具有不連續(xù)性和不確定性，但可以在一定程度上驗證動用儲量劃分的可靠性。

3.2 蒸汽腔擴散現(xiàn)象統(tǒng)計

基于資料評估結(jié)果，以巖心、操作壓力及溫度測井曲線作為硬數(shù)據(jù)，統(tǒng)計不同類型隔夾層對蒸汽腔的影響，總結(jié)其規(guī)律并確定動用儲量頂部界限。以飽和度測井數(shù)、時移地震數(shù)據(jù)為第二數(shù)據(jù)，分別在井點和平面上輔助驗證動用儲量的劃分結(jié)果。

利用操作壓力對油藏內(nèi)蒸汽腔的飽和溫度進行估算，認為油藏內(nèi)壓力等于蒸汽井的操作壓力，因此有公式(1)(2)[13]， 溫度誤差為±0.24 ℃。

100 ℃

(1)

0.1

(2)

式中：p—— 操作壓力，MPa；

Ts—— 蒸汽腔飽和溫度，℃；

對于一口監(jiān)測井，以其相鄰井對的最低蒸汽腔飽和溫度作為蒸汽發(fā)生器的溫度界限，逐月核對監(jiān)測井溫度測井資料(見圖3)，記錄蒸汽腔遇到不同類型隔夾層時的情況，以及相應(yīng)的巖性、厚度、時間間隔等數(shù)據(jù)(見表1)。

圖3 溫度測井動態(tài)核實示意圖

4 油砂動用儲量界限識別

4.1 蒸汽腔擴散規(guī)律分析

對多口監(jiān)測井的蒸汽腔擴散現(xiàn)象進行分析統(tǒng)計，發(fā)現(xiàn)不同厚度、不同類型隔夾層對于蒸汽腔的阻擋作用差異較明顯。在穩(wěn)定連續(xù)的生產(chǎn)條件下，蒸汽腔可在一定時間間隔(4～13月)內(nèi)通過動用儲層段內(nèi)部厚度小于2 m的隔夾層，無法通過單個厚度大于2 m的泥巖或者大于3 m的側(cè)積互層段(見圖4)。

不同類型隔夾層對于蒸汽腔的阻擋作用差異明顯，其根本原因在于泥巖發(fā)育的沉積環(huán)境不同。本區(qū)發(fā)育的是受潮汐影響的曲流河點壩沉積[14-15]，平面上可進一步劃分為壩頭、壩尾、廢棄河道及泛濫平原等構(gòu)型單元(見圖5)。當泥巖厚度大于2 m時，多為廢棄河道或泛濫平原構(gòu)型單元，其泥質(zhì)含量高且分布范圍較廣，可阻擋蒸汽腔的垂向擴展。壩頭單元位于來水方向，泥質(zhì)側(cè)積層的縱向集中度低；壩尾單元位于去水方向，泥質(zhì)側(cè)積層的縱向集中度高。當多個泥質(zhì)側(cè)積層集中分布時，說明其位于壩尾單元，阻擋蒸汽腔擴展的不再是單個泥巖，而是整體泥質(zhì)側(cè)積互層；當泥質(zhì)側(cè)積互層段厚度大于3 m時，雖然泥質(zhì)含量比廢棄河道泥巖略低，但其平面分布范圍更廣，也可以阻擋蒸汽腔的垂向發(fā)育。

表1 X井蒸汽腔擴散情況統(tǒng)計

圖4 L油田隔夾層影響蒸汽腔擴散統(tǒng)計圖

圖5 L油田儲層構(gòu)型模式圖

4.2 動用層位與砂體疊置的關(guān)系

本區(qū)砂體疊置關(guān)系復(fù)雜，垂向上發(fā)育4期河道，接觸關(guān)系多為切疊型和接觸型，每期河道橫向上又存在著橫向切割，使得隔夾層分布更為復(fù)雜。由于SAGD開發(fā)方式的特征，水平開發(fā)井對的鉆遇層位會影響到油砂儲層的動用層位。

如圖6所示：當開發(fā)井對鉆遇①號砂體底部時，該砂體垂向上被③號砂體的廢棄河道泥巖遮擋，夾層數(shù)量多且儲層質(zhì)量差，動用厚度小，形成模式A。當開發(fā)井對鉆遇③號砂體底部時，上部發(fā)育切疊型砂體，動用厚度大，在④和⑥砂體間切疊程度弱，泥質(zhì)側(cè)積層成為隔層，形成模式A。在⑤和⑥號砂體間切疊程度強，泥質(zhì)泥質(zhì)側(cè)積層未成為隔層，形成模式B。

地質(zhì)歷史形成的砂體疊置關(guān)系是“物質(zhì)基礎(chǔ)”，開發(fā)井對的部署位置是“改造裝修”，二者共同決定油砂儲層的動用層段。若要提高油砂儲層的動用程度，精細的地質(zhì)研究是基礎(chǔ)，合理的井位部署是保障。

4.3 油砂SAGD動用儲量界限

通過在生產(chǎn)油田的動靜態(tài)數(shù)據(jù)分析蒸汽腔的擴展規(guī)律，總結(jié)動靜耦合的油砂動用儲量頂部界限(見圖7)。單個厚度大于2 m的泥巖作為隔層，其底部深度即為動用儲量單元的頂部；對于壩頭構(gòu)型單元，小于2 m的泥巖可以通過，因分布間隔較大不存在累積界限；對于壩尾構(gòu)型單元，將側(cè)積互層段厚度大于3 m的泥巖集中層作為隔層，其底部深度即動用儲量單元的頂界。

圖6 L油田動用儲量頂部界限劃分示意圖

圖7 動靜耦合的油砂動用儲量頂部界限劃分示意圖

5 應(yīng)用效果分析

根據(jù)動靜耦合的油砂動用儲量頂部界限，可認識油藏的開發(fā)現(xiàn)狀，有效核實在生產(chǎn)油田的動用儲量規(guī)模。針對L油田，通過重新劃分動用儲量頂部界限，在1號井場上部發(fā)現(xiàn)大量未動用儲量單元。此類儲量往往位于隔層上部(見圖8)。雖然蒸汽腔無法直接通過，但經(jīng)過長時間的傳導(dǎo)加熱后瀝青溫度升高而達到流動狀態(tài)。此時，通過部署單個水平生產(chǎn)井即可快速有效地將此部分儲量采出，在節(jié)約蒸汽量的同時實現(xiàn)油田的快速增產(chǎn)。

圖8 L油田典型潛力儲量單元開發(fā)示意圖

6 結(jié) 語

本次研究中，將油砂隔夾層分為泥巖、泥質(zhì)側(cè)積層及泥礫巖等3種類型，明確了沉積作用對油砂SAGD動用儲量界限的控制作用。同時，按照構(gòu)型單元建立不同的井點劃分界限，理清“SAGD動用儲量 — 蒸汽腔擴散 — 隔夾層分布 — 沉積相控”的成因關(guān)系鏈。結(jié)合油田開發(fā)實踐，建立了油砂SAGD動用儲量井點劃分界限：以單個大于2 m的泥巖作為隔層；以壩頭構(gòu)型單元內(nèi)部小于2 m的泥巖作為夾層；以壩尾構(gòu)型單元內(nèi)部大于3 m的側(cè)積互層段作為隔層。采用動靜耦合的油砂動用儲量界限識別方法，所得結(jié)果符合地質(zhì)認識，動用儲量劃分可靠。