鄂尔多斯盆地长8、长6超低渗储层石油资源潜力分析

鄂尔多斯盆地长8、长6超低渗储层石油资源潜力分析

经过多年的生产实践和研究，长清油田在鄂尔多斯盆地形成了勘探和开发低渗特低渗油藏的相关技术，并在1.0.10-32m范围内实现了高渗油藏的有效开发。近年来,随着勘探开发程度的不断深入,小于1.0×10-3μm2储层在每年提交储量中的比例逐年升高。截至2004年底,长庆油田探明、预测和控制储量中,约1/3未动用储量的储层渗透率小于0.5×10-3μm2;相应地,资源接替也由以前的1.0×10-3μm2以上储层转为0.5×10-3μm2左右的储层,这类储层石油资源潜力巨大,但目前尚未找到有效的开发对策。如何实现这类超低渗储层的有效开发成了摆在石油工作者面前的重大课题。本文以鄂尔多斯盆地长8、长6超低渗储层为例,从地质、油藏工程等方面就该类储层经济有效开发存在的主要问题进行了研究。1岩心特征及储层精细特征鄂尔多斯盆地上三叠统延长组是一套以大型内陆凹陷盆地为背景,以河流和湖泊相为主的陆源碎屑岩沉积,是湖盆发展的全盛期。湖盆呈西陡东缓的箕状,在东北、西南两大物源控制下,形成了以东北河流三角洲、西南扇三角洲为代表的两大沉积体系。勘探实践表明超低渗透储层(K<1.0×10-3μm2,储层渗透率)主要分布在东北及西南两大沉积体系的前缘,如东北物源沿河湾长6储层渗透率仅0.17×10-3μm2、吴旗油田长6储层渗透率0.59×10-3μm2,西南物源的庄9、庄19井区长82储层渗透率仅为0.43×10-3μm2和0.58×10-3μm2,均以三角洲前缘水下分流河道沉积为主。而位于西南沉积体系的合水地区长6储层,主要为三角洲前缘浊积沉积。合水地区长63岩心资料统计结果表明,储层平均岩心孔隙度8.47%,空气渗透率0.11×10-3μm2。合水长63储层又可细分为长631、长632两个小层。储层受沉积地形的控制,在陡坡地带发生一次沉积作用;浊积扇为阵发式的远距离一次沉积,水体较深,受波浪影响小,沉积物颗粒细,分选差,导致物性变差,非均质性强。劳伦兹曲线最初多用来描述收入分配平均程度,现被应用于储层宏观非均质性的描述。岩心资料研究结果表明合水长63储层岩心渗透率级差达到178.8,突进系数6.5;劳伦兹曲线偏离均质线较远,长631、长632劳伦兹变异系数分别达到0.56和0.67(劳伦兹变异系数越接近于1,储层非均质性越强),储层非均质性强(图1)。2喉道密度和压力在沉积、成岩双重作用控制下,超低渗储层孔喉细小,孔隙结构复杂。通过对毛细管压力对比研究,与特低渗储层毛细管压力相比,超低渗储层喉道细微,平均喉道中值半径0.1μm,仅为特低渗储层的1/3;相应地,排驱压力、中值压力均为特低渗储层的3倍左右,分别为1.43MPa与11.7MPa(表1)。油藏开发过程中,需较大的生产压差才能通过喉道,驱替孔隙中的流体。而超低渗储层岩性致密,岩石破裂压力较小,微裂缝发育;当井底流压超过岩石破裂压力,储层裂缝系统张开,注水开发易引起水淹。3不可动流体trt的特征核磁共振技术广泛地应用于储层可动流体、可动含油饱和度的测量,。核磁共振T2弛豫时间的大小是孔隙(孔隙大小、孔隙形态)、矿物(矿物成份、矿物表面性质)和流体(流体类型、流体粘度)等的综合反映。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弛豫时间很小,流体处于束缚或不可动状态,称之为不可动流体。反之,当流体受到孔隙固体表面的作用力较弱时,流体的T2弛豫时间较大,流体处于自由或可动状态,称之为可动流体。应用核磁共振技术对不同渗透率的岩样的可动流体饱和度进行测试,测试结果表明随着渗透率的增大,可动流体百分数增大(图2)。超低渗储层由于物性差,可动流体饱和度低,储层可采储量较低。若要提高该类储层的采收率,必须改变储层的孔隙结构、流体性质以及固液接触关系。4流体表面及其表面物理性质流体在特低渗多孔介质中流动时,由于低渗透砂岩储集层的孔隙结构(喉道细小)和表面物理性质极为复杂,导致固体内表面附近流体性质的改变,流体的渗流特征不再符合达西定律,存在较高启动压力梯度,即需要克服某一压力梯度值,流体才能流动。由于启动压力梯度的存在,低渗透油藏流体渗流过程变成非达西渗流。4.1气测渗透率对启动压力梯度的影响对长庆油田三叠系油藏典型低渗透天然岩心进行室内驱替实验,求取启动压力梯度。实验基本原理是利用“压差-流量”关系,通过改变岩心两端压差,测量流体通过岩心的流速来求得关系曲线,从而利用曲线斜率在压差坐标轴上的截距来求取岩心的启动压力梯度。实验中,应用模拟油进行实验,实验结果表明随着岩心气测渗透率的减小,启动压力梯度增大;当气测渗透率值小于一定值(0.5×10-3μm2)时,启动压力梯度变化明显,随渗透率的减小启动压力梯度急剧增大;当气测渗透率比较大时,启动压力梯度的变化较小(图3)。此外,应用地层水、注入水以及蒸馏水分别进行实验,实验结果均表明启动压力梯度随渗透率的降低快速升高,两者之间成幂函数关系。这是因为随着气测渗透率的增加,岩石的平均孔道半径也将增大,边界流体所占的比例将会减少。因此,相同组分的流体流动时的粘度,低渗透率的岩心比高渗透率的要大;渗流阻力增大,其启动压力梯度值也会比高渗透率的要高。地层启动压力梯度较高,导致储层非达西流特征明显,最终难以建立有效压力驱替系统。4.2现场试验4.2.1超低渗储层视渗指数法系统试井研究表明,与特低渗储层相比,超低渗储层的启动压力梯度高、视吸水指数低。超低渗储层平均视启动压力梯度比特低渗储层高3.3MPa。由于孔隙及喉道细小,超低渗储层平均视吸水指数仅20.1m3/d·MPa,不足特低渗储层的1/2(表2)。4.2.2超前注射系统庄19井区位于西峰油田白马北区,储层以水下分流河道相沉积为主,岩心分析平均孔隙度10.4%,平均渗透率0.58×10-3μm2,为典型超低渗储层。2004年在该区以长82为目的层,排状注水井网(井距520m,排距100~150m)开展超前注水开发试验,累计建采油井10口,注水井12口(含水平注水井1口)。2004年5月投入注水开发,单井累计注水达到了超前注水的水量要求。超前注水近一年时间,在一定程度上提高了地层压力,除庄59-21井因裂缝沟通压力保持水平较高外,其余油井投产前压力恢复程度较低,尚未真正建立有效驱替系统(表3)。该区油井试油、投产后,液量、油量递减快、递减幅度较大。如庄60-23井试油日产纯油22.5t,投产第1个月日产油3.2t,第2个月日产油降至2.0t,目前日产油0.8t。室内实验或现场试验均表明超低渗储层具有启动压力梯度高,非达西流特征明显,采用超前注水方式可在一定程度上提高地层压力,仍然难以建立有效驱替系统。5压敏效应的测定国内外的研究均表明,低渗透油藏在开发过程中随着油气的开采具有较强的应力敏感性(也称之为压敏效应),存在介质变形现象。开发实践表明,低渗透油藏具有天然能量不足的特征,在生产过程中,地层压力下降很快,使得储层岩石骨架所承受的应力增大而发生弹塑性变形,对储层孔隙结构造成永久性的损害,从而使孔隙度、渗透率降低。5.1岩心渗透率与有效应力为研究不同渗透率储层的应力敏感性,选取了K=4.3×10-3μm2(特低渗)以及K=0.35×10-3μm2(超低渗)的岩心进行应力敏感性对比实验。实验结果表明低渗透储层物性也随着上覆压力的增大(即地层压力下降)而下降,但超低渗透储层比特低渗储层下降幅度更大(图4)。根据51块岩心应力敏感实验得到渗透率-有效应力的关系,进行数学回归分析后,发现所有关系式中以乘幂式的相关系数最高,选取乘幂式来回归拟合渗透率-有效应力的关系。对渗透率及有效应力进行无因次化处理,最终推导出应力敏感系数计算公式如下:S=−lg(K/K∗)lg(σ/σ∗)S=-lg(Κ/Κ*)lg(σ/σ*)式中:S为应力敏感系数;σ/MPa为有效应力;K/10-3μm2为σ对应时的渗透率;σ*/MPa和K*/10-3μm2为初始测点的有效应力和渗透率。实验数据分析结果表明,岩心渗透率越小,对应的应力敏感系数就越大(图5)。超低渗储层由于储层物性差,应力敏感性强。5.2地层压力和渗透率特低渗油藏油井投产后,排出井眼附近储层中的流体。由于油藏天然能量小、传导能力差,短时间难以补充能量的消耗,出现产量递减、压力下降的现象。而压力下降,导致储层骨架发生塑性变形而造成孔隙减小、渗透率降低。水井注水后,传导能力差,注入水主要集中在井眼附近,使得地层压力增大,渗透率升高。根据吴410井区可对比井的试井资料分析,2003年到2005年,注水井地层压力升高,试井解释储层渗透率升高;油井地层压力下降,试井解释渗透率下降(图6)。6超压缩压力梯度高鄂尔多斯盆地长8、长6是典型的超低渗储层。受沉积相控制,储层物性差,非均质性强,孔隙结构复杂,排驱压力高,可动