鄂尔多斯盆地长7致密油藏特征

薛永超，田虓丰

(石油工程教育部重点实验室 中国石油大学，北京 昌平 102249)

引 言

随着常规油气勘探效果变差，占资源总量80%以上的非常规能源逐渐引起关注［1－3］。加快这些特殊储量动用已成为影响全球油气工业发展的战略性问题［4－7］。致密油被认为是当前最具有现实开发意义的资源，致密油储层孔隙度小、渗透率极低、单井产能低，常规开发方式难以实现有效动用。这就需要从致密油藏特征出发，认清致密油藏特征和渗流规律，从而探索致密油有效开发策略。

鄂尔多斯盆地致密油藏主要分布在三叠系延长组第7段。长7致密油藏形成于三叠纪湖盆发育的鼎盛时期，湖盆分布范围广，暗色泥岩厚度大，传统研究认为“长7沉积水体较深，砂体规模小，物性差，不能形成规模油藏”［3］。随勘探程度不断深入，长7油藏获得重大突破，发现了多个含油富集区，展现出其广阔开发前景。然而，长7油藏渗透率极低，属典型致密油藏，目前其开发策略仍处于探索阶段，本文旨在通过长7致密油藏与邻层油藏差异性深入对比分析，深化长7致密油藏特征认识，从而探讨适合长7致密油藏的有效开发策略。

1 组构特征

1.1 碎屑组分特征

37口取心井岩心观察及薄片鉴定表明，长7致密油藏岩石以次长石岩屑砂岩为主。与上覆长6及下伏长8油藏相比，长7致密油藏石英含量相对较高，石英次生加大普遍，局部相连呈再生胶结(图1a)。长石含量较低，但溶蚀现象普遍，形成次生溶孔(图1b)。岩屑以变质岩岩屑为主，含量中等。总之，长7油藏岩石成分成熟度中等(表1)。

表1 岩石学特征对比

1.2 填隙物特征

同长6和长8油藏相比，长7油藏填隙物含量高达17.4%(表1)，而长6和长8油藏填隙物含量仅9.5%和11.2%。从填隙物类型分析，长7油藏仅水云母含量就高达12.2%，水云母多呈纤维状或针状在岩石颗粒之间延伸，似“桥”状横跨孔隙空间，将相对较大孔隙分割成很多微孔隙，使得长7油藏储集空间以微孔为主，导致长7油藏渗透率非常低(图1c)。

1.3 结构特征

通过37口井381块岩心粒度分析可知，长7油藏岩性致密，粒径细小，细砂组分占91.4%，粉砂组分占8.6%，粒度尖度为13.26，表明粒度频率曲线分布很尖锐;颗粒多呈次棱角状，磨圆较差;颗粒一般点线接触，孔隙式胶结为主;粒度标准偏差为1.63，表明颗粒分选差;粒度偏度为2.32，表明粒度分布为正偏态，即细粒比例较大。储层结构成熟度中等。

2 孔喉特征

由于长7油藏成岩作用强，尤其是石英次生加大普遍，水云母切割作用强烈，大幅度降低粒间孔，从而形成长7油藏微孔隙为主(图1d)、次生溶孔为辅(图1e)、少量残余粒间孔(图1f)的孔隙组合特征。

图1 长7致密油藏岩石碎屑组分及孔隙特征

研究表明，喉道是决定油藏渗流能力的关键因素，尤其是对于渗流能力极低的致密油藏。喉道特征主要取决于岩石颗粒接触关系、胶结类型、颗粒形状和大小等众多因素。为了更准确表征吼道特征，选用长7油藏典型岩心开展恒速压汞实验，其中城73井岩心孔隙度为9.9%，气测渗透率为0.011×10－3μm2;庄132井岩心孔隙度为6.7%，气测渗透率为0.002×10－3μm2。由恒速压汞实验结果可知，城73井岩心喉道半径分布范围为0.2～0.6 μm，峰值喉道半径为 0.4 μm，频数高达 3600个;由于庄132井岩心渗透率极低，恒速压汞实验结果表明，其喉道半径分布范围为0.2～0.3 μm，峰值喉道半径为0.2 μm，频数只有1500个。

对比分析可知，城73井岩心由于喉道半径相对较大，且个数较多，致使其孔隙进汞饱和度达47.9%;而庄132井岩心由于喉道半径细小，且个数少，使得汞无法进入较多的孔隙，从而导致其孔隙进汞饱和度只有8.57%。

3 渗流特征

3.1 润湿性及敏感性

由于沉积复杂性，长7致密油藏的泥质岩沉积中会夹杂部分砂岩，尤其是长7沉积中后期，其砂体密度相对较高，因此，长7中上部(即长71、长72)是致密油主要分布层位。研究区53块岩心润湿性实验表明，长7致密油藏岩石表现为亲油—强亲油特征，增加了开发难度。对于致密油藏开发，可以考虑注入改性水，以降低油藏润湿性对开发的不利影响。

研究区48块岩心敏感性实验分析可知，研究区总体表现为弱水敏、弱速敏、弱酸敏的特征，主要与填隙物类型及含量有关。对于致密油藏开发，特别注意采取措施，降低油藏敏感性对开发的不利作用。

3.2 相渗曲线及驱替特征

由长7致密油藏相渗曲线可知，长7致密油藏岩石束缚水饱和度(26.22%)和残余油饱和度(38.52%)都比较大，两相区范围(35.26%)较小，油藏可动流体较少。油相相对渗透率曲线下降较快，而水相相对渗透率抬升又非常困难。导致开发早期油井产能递减快，稳产困难。

长7致密油藏无水期驱油效率非常低，仅为5.9%;当含水率为95%时，驱油效率达到22.3%，相对无水期驱油效率增加278.0%;含水率为98%时，驱油效率比含水95%增加75.3%，含水率为100%时，驱油效率比含水98%时增加了24.1%。即随着含水率增加，驱油效率快速增加，但增加幅度逐渐变缓。主要是由于随含水率增加，油藏岩石亲油性逐渐变弱，致使原油更容易被驱替。相邻的长6和长8油藏由于岩石润湿性表现为弱亲水特征，因此，无水期驱油效率比长7要高很多，但随含水率的增加，其驱油效率增加幅度却比长7低很多(表 2)。

表2 长7致密油藏与邻层不同含水阶段驱油效率对比

3.3 应力敏感

为了模拟致密油藏开发实际应力敏感现象，采用恒定围压改变流压，同时采用模拟油为实验流体展开研究。根据长7致密油埋深，确定实验围压为40 MPa，流压先从25 MPa依次降低至5 MPa，然后再逐渐升至25 MPa，测定不同有效应力条件下的液测渗透率，分析其变化规律。由图2a可知，有效应力从15 MPa升至35 MPa时，岩石液测渗透率由7.06×10－6μm2降至4.12×10－6μm2;当有效应力再次从35 MPa降至15 MPa时，岩石液测渗透率恢复至 5.02×10－6μm2，不可逆损失达 28.9%。由图2b可知，有效应力从15 MPa升至35 MPa时，岩石液测渗透率由 1.36 ×10－6μm2降至0.28×10－6μm2，渗透率损失率达79.4%;当有效应力重新从35 MPa降至15 MPa时，岩石液测渗透率基本没有恢复。这是由于当岩石液测渗透率相对较高时(K液=7.06×10－6μm2)，岩石喉道半径分布范围较宽，且存在较多相对粗喉道，随有效应力增加，喉道被压缩更细，因此渗透率降低。但是相对较细的喉道抗压性更弱，喉道半径损失更大，当有效应力再次减小时，变形较小的相对粗喉道能够较大程度的发生恢复，变形较大的细喉道，只能发生较小规模的恢复，因此渗透率出现部分恢复;当岩石液测渗透率相对较低时(K液=1.36×10－6μm2)，岩石喉道半径分布范围较窄，且喉道半径相对较细，基本上没有粗喉道，随有效应力增加，细喉道被压缩至更细，因此渗透率降低。当有效应力再次减小时，被压缩的喉道虽然发生了部分恢复，但其恢复的喉道半径相对模拟油分子而言，油分子仍无法通过该级别的喉道，因此渗透率基本没有恢复。

为了进一步论证该现象，选取地质特征相同的2块岩心开展气测与液测的应力敏感对比实验。液测渗透率为0.39×10－6μm2的岩心液测应力敏感规律与液测渗透率为1.36×10－6μm2的岩心液测应力敏感规律是一致的(图2c)。而液测渗透率为0.39×10－6μm2的岩心气测应力敏感实验表明，随有效应力增加，细喉道被压缩变得更细，渗透率降低;当有效应力再次减小时，被压缩更细的喉道发生部分恢复，此时恢复的喉道半径虽然仍比较细，但却可以允许气分子通过，因此其渗透率发生部分恢复(图2d)。综上分析可知，致密油藏岩石存在较强的应力敏感性，因此对于致密油藏开发， 最好使油藏压力保持相对稳定，尽量降低应力敏感对开发的不利影响。

图2 长7致密油藏不同渗透率不同测试流体应力敏感性实验曲线

3.4 启动压力梯度

布兹列夫斯基在1924年指出，多孔介质中的液体所受的驱动压力梯度必须大于某个门限值时，才会发生渗流，经过几十年发展，无论矿场实践还是室内模拟实验均证明了启动压力梯度广泛存在，并创立了理论体系［8］。图3是以模拟油(μ=0.53 mPa·s)为实验流体测定的不同渗透率岩石的启动压力梯度。由图3可知，对于确定的流体，其启动压力梯度与渗透率呈较好的幂函数关系，即随渗透率增加，启动压力梯度呈幂函数快速降低。当K气=10×10－6μm2时，启动压力梯度为 0.423 MPa/cm;当K气=100×10－6μm2时，启动压力梯度大幅降低至0.038 MPa/cm。因此对于致密油藏开发，必须增加油藏岩石渗透率，增大油藏泄油面积，降低启动压力梯度对开发的不利影响，可以借鉴页岩气长水平井体积压裂开发关键技术。

图3 长7致密油藏不同渗透率启动压力梯度实验曲线

4 开发策略

针对致密油藏亲油、高残余油饱和度的特征，可以借鉴低渗透油藏注润湿性反转剂开发技术。理论研究、模拟实验、矿场实践均表明，应用润湿性反转剂技术开发低渗透油藏，可以较大幅度的提高原油采收率［9］。基于此，可以根据目标油藏特征，研制适应目标致密油藏的润湿性反转剂，并建立相关开发技术，从而改变油藏岩石表面润湿性，增加致密油的可流动性，达到改善开发效果目的。

与美国Bakken致密油藏相比，目标油藏属典型低压致密油藏(压力系数为0.8)，所以Bakken致密油藏衰竭开发方式不适宜目标油藏。针对目标致密油藏压力偏低特点，可借鉴低渗透油藏注气开发技术［10］。通过注入气体来提高致密油藏压力，同时可以达到混相，以改善致密油的渗流条件。

为了减弱强应力敏感对开发效果的负影响，应尽可能保持油藏压力相对稳定，避免开发过程中油藏压力剧烈变化，可以借鉴超前注水技术［11］。矿场试验表明，相同油藏条件下，实施超前注水井区的产能及稳产时间均优于不超前注水井区。长7致密油藏目前正开展温和超前注水开发试验，既可以保持或小幅度提升油藏原始压力，又可以避免裂缝性水淹。

针对致密油藏高启动压力梯度的问题，可以借鉴页岩气长水平井体积压裂技术(SRV)，增加油藏泄油面积，改善开发效果［12］。为了探索目标致密油藏的有效开发策略，实施YP1井和YP2井，水平段长度均达到1500 m，分13簇实施体积压裂，形成复杂缝网结构，扩大了单井动用半径，提高了单井控制储量，2口体积压裂水平井初期产能都超过15 t/d，1 a后产量仍旧维持10 t/d以上。邻近的压裂直井产量一般都小于1 t/d。由此可见，采用长水平井体积压裂技术对开发致密油藏是十分有效的。

致密油藏物性极差，难以建立有效压力驱替系统，可以采用小井距混合井网技术。目标致密油藏砂体有效厚度较大(30 m)，利用压裂直井注水可以提高纵向波及系数，利用压裂水平井采油可以保证较高的单井产能;部署井网时，适当缩小井距，在有限的注采压差范围内形成有效压力驱替系统，从而有效开发目标致密油藏。

5 结论

(1)致密油藏填隙物含量高，成熟度中等，致密油藏以微孔隙为主，喉道半径极细。致密油藏一般表现为亲油和高残余油饱和度特征;致密油藏存在较强的应力敏感性和较高的启动压力梯度。

(2)有效开发致密油的策略可以考虑采用注入改性水改变油藏岩石表面润湿性、注气和超前注水保持油藏压力相对稳定、利用长水平井体积压裂技术增加油藏接触面积等方法。

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