宝浪油田宝北区块储层物性评价

宝浪油田宝北区块储层物性评价

1特低渗储层精细指标宝北侧地块的结构为东西向高陡背斜，东北翼陡峭（3050），西南翼缓慢（1213），长度轴的比例为6:16,3:1。构造圈闭面积3.5~4.9km2,闭合高度100m,内部小断层发育,落实各级断层22条,油气水分布主要受背斜控制。平均孔隙度为13%,平均渗透率为19×10-3μm2,主要油层平均渗透率为30×10-3μm2左右。平均有效厚度/砂层厚度,宝北I油组为7.75/12.7,Ⅱ油组为24.5/37.6,Ⅲ油组为23/36.6。地质储量为8.8642×106t,可采储量2.2162×106t,最终采收率标定为25%;到2007年底,采出程度为15.3%,剩余可采储量为9.7%。现在处于非主力层起主要贡献阶段。统计了宝浪油田宝北区块所有1325块样品的渗透率,进行了分析研究。从图1中可以看出:渗透率<1×10-3μm2的样品占17%,1×10-3~10×10-3μm2的占42%,>10×10-3μm2的占41%;也就是<10×10-3μm2的特低渗样品占全部的近60%。统计资料表明,特低渗储层占了绝对多数,从微观划分来说,开发中后期它们不是该区的主力层,但非主力层对于油田后续的开采具有重要意义。对于早期开采,该区块的主力层渗透率较好,因此,提供产量的主要储层渗透率都在10×10-3μm2以上;但是中后期改区块的产量主要由渗透率<10×10-3μm2的储层提供。从资料及研究可知,渗透率<10×10-3μm2的储层开发技术政策界限、开发指标计算、开发措施等与平均为近30×10-3μm2储层的开发技术政策界限、开发指标计算等是不一样的。该区块目前生产技术政策界限是以渗透率为近30×10-3μm2来制定的,比如井距。根据资料:<10×10-3μm2的储层为非主力层,而这样的非主力层占了近60%。到2007年底,宝北区块的采出程度大概是15%,标定的最终采收率为25%,说明还有10%的剩余可采储量。前期开采中,占40%的主力层已经贡献了近15%,当然这也有一小部分是非主力层的;那么,剩余的10%中的绝大部分就应该来自这些非主力储层。资料还认为:<1×10-3μm2的储层定义为盖层,武汉地质大学研究者认为<3×10-3μm2的储层就是盖层。但是,通过现有先进技术的研究和现场实践,<1×10-3μm2的储层仍然具有开采价值,长庆油田已经证明了这点。有学者通过对大港、长庆等油田的统计,对低渗透储层盖层的划分上限为0.08×10-3μm2。对于中高渗透层,也许1×10-3μm2的储层不具有开发价值;但对于特低渗储层,渗透率为1×10-3μm2的储层是否具有开发价值则需要进行重新认识。本文将通过恒速压汞技术和核磁共振技术来对这一问题进行研究和阐述。如果用平均值为25×10-3~30×10-3μm2的渗透率来代替数量并不是少数的渗透率<10×10-3μm2的储层来评价和计算各参数,显然是有高估的可能。但这样高的平均渗透率本身没有问题,也就是它针对的是较好的储层开发,只是忽略了相当数量的特低渗储层。因此,需要对不同层位的渗透率和可动流体饱和度有准确的认识,从而为开发不同层位的技术政策界限提供依据。2储层渗透率与渗流域的关系恒速压汞较之普通压汞的优点在于它能准确直接测量孔隙和喉道的大小及分布,而普通压汞技术则是通过压汞曲线求得孔喉的笼统信息。对于高渗透油藏来说,孔喉的笼统信息足以描述和认识该储层的流动特性;但是低渗和特低渗油藏需要准确知道喉道信息而不是孔隙,因为喉道大小是低渗透油藏渗透率的控制性因素。图2与图3分别是储层孔隙半径和平均喉道半径与渗透率关系曲线。对比研究平均喉道半径与平均孔隙半径与渗透率的关系,结果显示:气测渗透率与孔隙半径关系不明显,无论渗透率怎么变化,平均孔隙半径基本保持不变;而渗透率与平均喉道半径存在明显的相关关系,并随着气测渗透率的增加而增加。结合前面的孔隙与喉道的分布特征,说明了储层渗透率主要受喉道控制而不是受孔隙控制。对于低渗透砾岩来说,喉道是储层渗透率的控制性因素,对于储层微观孔隙结构的研究应该主要集中于喉道特征的研究。图4和图5显示渗透率与孔隙半径之间没有明显的相关性,无论渗透率大小,其平均孔隙半径都没有明显变化;但渗透率与喉道半径则具有很好的相关性,渗透率越大,其平均喉道半径越大。根据资料对本次实验进行分类(<10×10-3μm2的储层,表1)。从表1中可以看出:Ⅳ类储层占了50%,说明非主力储层的开采难度较大。当喉道<0.5μm时,渗透率也<0.5×10-3μm2就认为开采非常困难。3原子能技术3.1储层可动流体饱和度与渗透率关系对饱和流体(水或油)的岩样进行核磁共振T2测量时,得到的T2弛豫时间大小取决于流体分子受到孔隙固体表面作用力的强弱,因此,T2弛豫时间的大小是孔隙(孔隙大小、孔隙形态)、矿物(矿物成分、矿物表面性质)和流体(流体类型、流体黏度)等因素的综合反映,利用岩样内流体的核磁共振T2弛豫时间的大小及其分布特征,可对岩样孔隙内流体的赋存状态进行分析。当流体受到孔隙固体表面的作用力很强时(如微小孔隙内的流体或较大孔隙内与固体表面紧密相接触的流体),流体的T2弛豫时间很短,流体处于束缚或不可动状态,称之为束缚流体或不可动流体。反之,当流体受到孔隙固体表面的作用力较弱时(如较大孔隙内与固体表面不是紧密相接触的流体),流体的T2弛豫时间较大,流体处于自由或可动状态,称之为自由流体或可动流体。对宝北区块24块岩心可动流体饱和度与渗透率关系的统计结果(图6)可以清楚地发现:储层的可动流体饱和度随渗透率的增加而增加,呈现出较好的正相关关系。当渗透率(K)为0.1×10-3μm2<K<1×10-3μm2,可动流体饱和度(sΦ)为20%<sΦ<40%;当渗透率≥1×10-3μm2,可动流体饱和度≥40%。通过多年的研究认为:可动流体饱和度≤20%(对应渗透率≤0.1×10-3μm2)时,基本不具有开采价值。从图6可以看出,该区渗透率基本为,说明该区具有一定的开采价值。3.2润湿性好岩心水驱油的机理从图7可以看出,小孔隙的采出程度与大中孔隙的采出程度是相反的。随着渗透率的增大,小孔隙的采出程度逐渐降低,而大中孔隙的采出程度则逐渐增加。在低渗透岩心中,小孔隙小喉道主要靠毛细管的渗吸作用。而在高渗透率岩心中,渗流速率较快,流体从大孔隙大喉道中窜流,因此,小孔隙几乎不可能形成渗吸原理。对于低渗透岩心水驱油过程中,驱替速度非常慢,因此,对于亲水岩石来说,水就沿着孔道壁优先前进;最终,在孔隙喉道壁面形成一层水膜,将非润湿相的油包裹在中间,因此,大孔隙中的油就很少采出。这主要靠的是岩石的润湿性原理,而不是驱替原理。对于高渗透岩心水驱过程中,驱替速度较快,尽管是亲水岩石,但水还没有来得及沿孔道壁面前进而被外力所驱替,因此,大孔道中的油在水驱的作用下而被采出,它靠的是驱替力,而润湿性原理在这里基本不会得到明显的体现。4特低渗储层渗流机理及开发潜力a.宝北区块的主力层平均渗透率为近30×10-3μm2,占整个区块的40%,非主力层为渗透率<10×10-3μm2,占整个区块的60%。<10×10-3μm2的特低渗储层的渗流机理与较高渗透率的渗流机理具有较大差别,因此,后续开发技术政策及指标计算等