克拉玛依油田九5区石炭系火山岩储层分类及开发实践

2015-07-02徐金华宿云国文发旺

石油地质与工程 2015年3期

关键词：石炭系火山岩油藏

徐金华，宿云国，文发旺，任标

(中国石油新疆油田分公司，新疆克拉玛依 834000)

克拉玛依油田九5区石炭系火山岩储层分类及开发实践

徐金华，宿云国，文发旺，任标

(中国石油新疆油田分公司，新疆克拉玛依 834000)

克拉玛依油田九5区石炭系油藏是准噶尔盆地克-百断裂带上盘石炭系油藏的一部分，属裂缝性火山岩油藏，为低孔低渗双重介质块状油藏。通过油藏微观研究和单井产量分析，认为石炭系储层主要表现为I类裂缝型(IF)、I类裂缝-基质型(IFM)、II类裂缝-基质型(IIFM)、II类基质型(IIM)、III类基质型(IIIM)共3大类5小类，各类型储层静态和动态特征明显。平面上，石炭系储层从火山口向外依次发育I类、II类、III类储层；剖面上，I类储层主要分布于石炭系中上部，II类储层在石炭系全层段均有分布，III类储层主要分布于石炭系下部。根据不同类型储层特点及其分布规律，制定了针对性的增产措施，并取得了较好的开发效果，预测油藏最终采收率可达16.7%。

克拉玛依油田；九5区；石炭系；火山岩油藏；储层分类；开发实践

克拉玛依油田九5区石炭系属裂缝性火山岩油藏，为低孔低渗双重介质块状油藏，由于裂缝性火山岩油藏独特的地质特征，油藏原油采收率一般不高(7%～13%)[1]。该区石炭系油藏发现于1987年，2001年才开始有效动用，到2007年对油藏进行了整体部署开发，通过分批分年实施，目前200 m正方形井网井距已基本完成整体动用开发。通过综合研究并结合实际开发经验[2-3]，分析油藏储层类型，针对不同类型储层生产井存在的问题和现象实施分类分治，取得了较好的开发效果。

1 基本情况

克拉玛依油田九5区石炭系油藏位于准噶尔盆地西北缘冲断带的白碱滩南断裂上盘，石炭系顶面基本呈现南东低、北西高的格局，顶部侵蚀面坡度3°～10°，沿构造下倾方向古地貌坡度逐渐变陡，埋深也逐渐加深。地层顶部埋深228.5～650 m，地层厚度大于500 m。

石炭系地面原油密度平均为0.88 g/cm3，50 ℃地面原油黏度一般为20～30 mPa·s。油藏中部海拔深度-320 m(深度590 m)，油藏中部压力7.16 MPa，饱和压力5.42 MPa，压力系数1.21，油藏中部温度26 ℃，地温梯度2.13 ℃/100 m。油藏类型为不规则裂缝性双重介质油藏。石炭系含油饱和度取决于岩性、裂缝、微裂缝发育程度的有机配合，受储集层非均质性控制。断裂发育的爆发相、溢流相火山岩分布区是油气富集高产的主要区域[2]。

2 储层特征及分类

在火山喷发和冲积扇的共同作用下，九5区石炭系形成了一套巨厚的火山岩-沉积岩。石炭系岩石类型主要有火山熔岩类、火山碎屑岩类和沉积岩类，岩性以火山角砾岩、熔岩和沉凝灰岩为主，沉凝灰岩微相为本区优势岩相。石炭系主要储集空间类型为粒内溶孔、粒模孔和半充填缝等[3-4]，储层孔隙发育程度低，面孔率平均0.18%，毛管压力曲线表现为细孔喉，分选差。储层孔隙度平均为3.84%，渗透率平均为0.09×10-3μm2，属于特低孔、特低渗储集层。其中基质孔隙度平均为3.13%，渗透率平均为0.058×10-3μm2。储层基质非均质性严重，属强-极强非均质性。

裂缝既是储集空间，更是高效的渗流通道，是火山岩油气藏高产的主导因素，因此，裂缝表征预测是石炭系火山岩储层研究的重点[2，5-7]。本区以中低角度裂缝为主，倾角20°～60°的裂缝占总裂缝条数的60.6%。裂缝类型有斜交缝、网状缝、充填或半充填缝及柱状节理缝，主要以网状缝和斜交缝为主，网状缝最为发育，而直劈缝、节理缝不发育。熔岩类和火山角砾岩裂缝发育程度较好，凝灰岩裂缝发育程度稍差一些，沉积岩发育程度较差。裂缝孔隙度平均为0.25%，裂缝渗透率平均为4.551×10-3μm2。裂缝主要走向为北东向和北西向，发育情况受构造应力影响，其走向基本平行或垂直于相邻断层方向。

前人根据储集空间类型及其成因机理对火山岩储层分类多种多样[8-12]，这些分类以油藏静态研究为基础，缺少与实际生产动态的结合应用。本次研究综合静态和动态数据，将九5区石炭系火山岩储层分为I类(裂缝型IF、裂缝-基质型IFM)、II类(裂缝-基质型IIFM、基质型IIM)、III类(基质型IIIM)，共3大类5小类，各类型储层静态和动态特征明显(图1、表1)，与实际生产对应性较好。I类储层高孔、高饱、高储能、高产能(大于5 t/d)，II类次之，III类最低。

图1 石炭系火山岩储层典型毛管压力曲线

表1 石炭系储层综合分类

储层分类地质特征孔隙度/%砂岩熔岩灰岩压汞进汞饱和度/%储能强度指数(综合评价参数·裂缝系数)主要储集空间亚类动态特征产量递减类型产量曲线特征I类≥10 ≥7 ≥750≥0．43裂缝基质IFIFM指数指数初期高产、递减率较大，后期低产初期高产、递减率较大，后期递减降低、中低产II类7～10 3～7 3～720～500．21～0．43裂缝基质IIFMIIM指数-初期中高产，递减大，后期低产初期中高产，后期维持中产水平III类<7 <3 <3<20<0．21微孔隙裂缝IIIM-中低产

I类储层孔隙发育,加上裂缝沟通,储渗能力大，J函数分析结果表明非饱和孔隙体积小于50.0%，孔隙度大于7%(砂岩10%)，储能强度指数大于等于0.43，为本区最好的储层，发育在凝灰岩、熔岩及砂砾岩等岩相岩石类型中。

II类储层J函数分析结果表明非饱和孔隙体积50%～80%，孔隙度3%～7%(砂岩7%～10%)，储能强度指数0.21～0.43，为本区较好的储层，凝灰岩、熔岩及砂砾岩等岩相岩石类型中均有发育。

III类储层以微孔缝组合为主，非饱和孔隙体积大于80%，孔隙度小于3%(砂岩7%)，储能强度指数小于0.21，为本区较差的储层，凝灰岩、熔岩及砂砾岩等岩相岩石类型中均有发育。

裂缝型储层：裂缝直接连通，并且沿裂缝有溶蚀现象，通过复压测试证明裂缝效果好，基质孔隙极少，这类裂缝主要以网状裂缝型为主，生产动态上主要表现为初期产量高，最高可达日产油30 t以上，自喷期短，递减快，产量递减属于指数递减类型，月递减率达5%以上，后期低产或不出(IF型)(图2)。压恢曲线上表现为两段式。

裂缝-基质型储层：裂缝间接连通基质孔隙，且沿裂缝有溶蚀现象，构成裂缝-基质型双重介质储层，生产动态上前期表现为裂缝型特征，产量较高，递减较大，后期表现为孔隙型生产特征，产量高低和稳产时间长短取决于裂缝与基质孔隙的发育程度，包括IFM、IIFM两类(图3)。裂缝与基质孔隙发育好，油井能够高产稳产10年以上。

基质型储层：孔隙较为发育，裂缝发育较少或连通性较差，生产动态上表现为产量长期较为稳定，产量高低取决于储层孔隙发育程度，包括IIM、IIIM两类(图4)。

图2 石炭系裂缝型储层典型生产井产油曲线

图3 石炭系裂缝-基质型储层典型生产井产油曲线

图4 石炭系基质型储层典型生产井产油曲线

3 储层分布规律及分类储层开发实践

根据火山岩储层特征及分类结果，分析了九5区石炭系不同类型储层分布，并针对不同类型储层特点进行了分类开发实践。

3.1 储层分布规律

3.1.1 储层在平面上的分布

九5区石炭系为一套巨厚的火山岩-沉积岩建造，94422井区附近发育有一个火山口。平面上，石炭系储层从火山口向外依次发育I类、II类、III类储层(图5)。IF类储层仅发育于火山口附近的94422井区，IFM类储层分布最广泛，IIFM类、IIM类储层主要发育在距离火山口1～2 km的范围，部分范围较小，III类储层主要分布于远离火山口的区域。

图5 石炭系储层平面分布

3.1.2 储层在剖面上的分布

石炭系储层纵向上受风化壳控制，储层发育在距离风化壳不整合面300 m范围内。石炭系储层在剖面分布上规律性较差，三大类储层在石炭系自上至下地层中均有分布，反映出石炭系块状油藏的特征。总体上看，I类储层主要分布于石炭系中上部，III类储层主要分布于石炭系下部(图6)。

3.2 分类储层开发实践

3.2.1 I类储层

I类储层在全区分布广泛，生产效果较好，同时由于石炭系油井采用衰竭式开采方式，油井生产初期天然能量充足，油井产能较高，在没有能量补充的情况下，油井由于能量不足产量迅速下降[1]。石炭系油藏原始地层压力7.16MPa，目前地层压力4.305 MPa，油藏压力保持程度为60%，后期补充地层能量是保证和提高开发效果的关键。因此，针对性实施了补充地层能量和恢复地层能量等措施。

图6 石炭系储层剖面分布

(1)补充能量。热采开发能够有效补充地层能量，提高油藏供液能力，并且可以解决油稠结蜡问题。根据石炭系的油藏地质特点、原油性质及试油试采情况，对比了常规冷采和蒸汽吞吐两种开采方式。针对含蜡高、黏度高、裂缝-基质型(FM)或基质型(M)储层的油井采用蒸汽吞吐开采方式效果较好。典型井95272井，注汽前已不出油，注汽后动液面略有升高(后受高产液影响降低，总体供液能力提高)，产油水平4 t/d并长期保持稳定，地层能量一定程度上得到补充。此外通过95951井采用氮气辅助蒸汽吞吐的开采方式发现，注氮气辅助蒸汽吞吐可以取得较吞吐开发更好的效果，油汽比提高了0.3，回采水率提高一倍以上。

另外开展了微生物复合空气泡沫驱油实验，为提高原油采收率探索新的开采技术。

(2)恢复能量。通过改变工作制度，恢复地层能量，有效保证油井正常生产。分析总结出了I类储层生产井间抽开发的合理周期，通过压恢曲线确定间开时间。以952069井为例，压恢曲线显示关井3天压力恢复80%，关井10天后压力基本恢复。利用关井恢复液面的程度，制定合理的间开制度。952060井通过循环开关井测试液面变化，了解油层供液情况，确定其间开周期为停3天、抽4天的间抽制度。区块间抽实施总井数39口，有效恢复了地层能量和油井产能，缓解了油藏供液不足矛盾。

3.2.2 II类储层

II类储层与I类储层类似，同样存在地层能量不足导致供液不足等问题，还有结蜡严重、部分井油稠等生产矛盾现象，为此实施了微生物、热洗、螺杆泵等增油技术，日产油大幅提高。

3.2.3 III类储层

III类储层由于裂缝发育程度差，压裂投产后生产能力不足。为了提高油井产能，主要采取了补层(新层)压裂和(原层)重复压裂两种措施。从不同的压裂效果来看，原层效果差，层内补层压裂效果明显。对原层采出程度低、裂缝闭合或近井污染等导致的产量异常井，重复压裂能有效提高开发效果。这主要是由于油井初次压裂后降压开采导致裂缝闭合、油层渗透率下降，而通过对这部分采出程度较低的原层位进行二次压裂，可以提高油层渗透率，重新获得较高产能[5]。

3.3 开发实践分析

通过对石炭系火山岩油藏储层精细分类研究和开发实践，在开发初期优先开发在现有技术下开发效果比较好的I类储层，同时对其它不同类型储层实施了多种增油措施，提高了油藏的开发效果，表现在：①单井累积产油高，最高达24 444 t，生产时间超过3年以上正常生产井平均单井累积产油9 093 t；②通过有序开发油藏产量稳定，连续6年区块年产油保持在6×104t以上，采油速度保持在1.2%左右；③保持了较低的递减率，2005年投产裂缝型(F)储层，年递减率为47.8%，其余历年投产裂缝-基质型(FM)储层，年递减率21.4%～32%；④达到了较高的油藏采收率，目前区块采出程度已达9.52%，通过综合评价预测采收率达16.7%。