特低渗透油藏压裂层位优选研究<br/>——以G644区块特低渗透油藏为例

特低渗透油藏压裂层位优选研究
——以G644区块特低渗透油藏为例

2016-10-27张金功阿不力米提乌布力哈斯木

石油地质与工程 2016年5期

关键词：含油物性油层

吴　颖，张金功,阿不力米提·乌布力哈斯木

(1.西北大学地质学系·大陆动力学国家重点实验室，陕西西安 710069;2.中国石油西部钻探定向井技术服务公司)

特低渗透油藏压裂层位优选研究
——以G644区块特低渗透油藏为例

吴颖1，张金功1,阿不力米提·乌布力哈斯木2

(1.西北大学地质学系·大陆动力学国家重点实验室，陕西西安 710069;2.中国石油西部钻探定向井技术服务公司)

为提高特低渗油藏压裂效果，以某特低渗油藏G644区块为例，通过“四性”关系研究，建立了油藏评价标准，给出了压裂层段优选结果，并分析了影响压裂效果的几个主要因素。指出精细研究油层发育情况，提高比产液能力，确定合理压裂时机是提高压裂效果的重要保证。

特低渗透油藏；产能评价；油层分类；压裂层位

压裂作为特低渗透油田增产的主要措施，压裂效果的好坏直接影响油田开发效果以及后期开发方案的调整[1-3]。目前特低渗油田压裂面临着三个不利因素，一是老油田进入高含水开发阶段,压裂井条件逐渐变差，措施挖潜难度大，压裂增油效果变差；二是新油田储层致密,开采层位少，油水井连通性差,油井受效程度低；三是部分储层裂缝比较发育,压后油井见水快，易水淹[4-6]。

G644井区属典型的特低渗透岩性油藏，储层物性差、非均质性严重、埋藏浅等特征，造成该区块无自然产能；由于储层天然裂缝发育、压裂施工难度大且规模小，压裂稳产期短、递减快、产量低，严重制约着该区块的开发。因此，为了提高单井产量，优化压裂选层显得愈发重要。

1　压裂选层相关参数研究

1.1建立研究区“四性”关系

“四性”关系指储层岩性、物性、含油性与电性之间互相联系的内在规律，其中，含油性是储层评价的最终目的，岩石性质是储层评价的基础，物性是代表储层储集性能和油气产出能力的重要参数，电性则是研究的手段。通过对目标区块长6油层四性关系的研究，得出了储层岩性、物性、含油性、测井参数各因素的下限值，对压裂选层提供定量的参数优选。

(1)岩性与电性关系。细砂岩是长6地层的主要含油储集层，以自然电位高负异常、对应低自然伽马值及微电极差异幅度大为特征。对研究区60口井106个压裂油层砂体的统计分析表明，发育较好的砂层自然伽马(GR)值一般均小于90 API，其中，GR值小于75时砂体发育最好，GR值75～80时砂体较好，GR值80～90时砂体发育次之。当GR值大于90 API时砂体一般发育较差，泥质含量增高，夹层增多。

(2)储层物性与电性关系。电测曲线对储集物性的反映，主要表现在自然电位及声波时差上。孔、渗相对较好的储层，自然电位曲线上反映较明显的负异常以及相对较高的声波时差值。对该区块长6储层岩心孔隙度及渗透率测试表明，细砂岩储层孔隙度主要为7%～12%，通过“四性”关系确定该区孔隙度下限为8%，油层渗透率下限为0.15×10-3μm2。根据研究区储层特征研究，当孔隙度大于10%时储层物性最好；孔隙度9%～10%时储层物性较好，孔隙度8%～9%时储层物性次之，孔隙度7%～8%时储层物性较差。根据声波时差数值与对应岩心孔隙关系，拟合回归公式(Φ=0.1734Δt-30.50)得出，对应的声波时差值分别为>233.6 μs/m，228～233.6 μs/m，222～228 μs/m,217～222 μs/m。由孔隙度-渗透率关系分析表明，孔隙度对应渗透率分别为>0.8×10-3μm2,(0.5～0.8)×10-3μm2,(0.3～0.5)×10-3μm2,(0.15～0.30)×10-3μm2。

(3)含油性与电性关系。长6油层4.0 m视电阻率平均值一般为50～200 Ω·m，深感应电阻率一般为50～150 Ω·m，声波时差大于220 μs/m。并通过岩电实验得到含油饱和度计算公式，用声波时差与油层视电阻率值可以计算储层的含油饱和度。

通过对“四性”关系分析，得出了储层岩性、物性、含油性、测井参数各因素的下限值，如表1。

表1　长6油层岩性、物性、含油性及测井参数下限值

1.2建立油层评价标准

对于低渗透砂岩储层的有效性评价，必须以储层达到工业油流为基础来确定储层压裂优选级别的标准[12]。通过“四性”关系分析及油层压裂产量的统计分析得出：油层压裂产量与岩性、含油性、测井曲线及储层物性特征有很好的对应关系。油层的储层物性越好，压裂产量越高；砂体发育越好，压裂后该层产量也越高；电阻率值越高，含油饱和度越高，油层越好，压裂产量也越高。根据上述相关关系，将本区油层分为五类，见表2。

表2　油层评价标准

2　压裂层段优选结果

根据油层评价标准，结合研究区剩余可利用油层精细评价，选择15口井进行压裂层优选，其中8口井剩余可动用油层共14层，Ⅱ类油层1个，Ⅲ类油层5个，Ⅳ类油层6个，Ⅴ类油层2个，见表3。

表3　优选压裂层段统计结果

3　压裂选层影响因素分析

3.1压裂时机不合理导致压裂效果差

该区块郭621-1井分别于2004年11月、2011年4月、2014年8月压裂3次。2011年4月实施压裂后最高月产量21.37 t，投产后产量下降幅度不明显。至2014年8月，该井月产量保持在8.2 t，高于该区块油井的月平均产油量6.21 t，处于压裂稳产期。该井在2014年4月选取长61-4层段的637～639 m井段进行了第三次压裂。郭649井2004年8月选取702～707 m层段压裂，压后月产油量由最高的34.63 t递减到5 t，此后产量一直处于较低水平，未进行二次压裂，导致开发效果较差。由此可见，合理的压裂时机对油井稳产至关重要。

3.2最高月产对压裂选层时机的影响

合理的压裂选层时间对特低渗透油田的开发至关重要，油层压裂后最高月产量是衡量油层物性好坏的重要指标[9]。根据研究区61个油层压裂段产油情况及其变化特征，将研究区61个压裂层产量按“>45 t，30～45 t，15～30 t，10～15 t，<10 t”五个产量区间统计，分析压裂层产量变化特征。

油井压裂后的生产特征一般分三个阶段：一是线性流阶段，为压后高产阶段，但产量下降较快；二是拟径向流阶段，此时产量低于第一阶段，但生产能力仍高于油层改造前的产量，此阶段产量较稳定；三是径向流阶段，此阶段裂缝已失去高导流能力，原油产能恢复到压前水平，此时可对该井实施压裂。

部分油井压裂后月产量在生产24个月后降至5 t左右，但仍有部分油层生产能力高于改造前的产量5 t，此阶段为产量稳定期。对于月产量降至5 t左右的油井，此阶段裂缝已失去高导流能力，压裂形成的裂缝已经闭合，可对油井实施重复压裂。因此在选层分析压裂时机时，应以单井产量动态变化情况为主要依据，才能取得较好的效果。

3.3比产液能力对压裂选层影响分析

比产液能力分析是压裂选层时的重要依据。比产液能力是指峰值产液量与目前产液量的比值，该比值越高，压裂措施越有效[10-11]。对研究区60口油井进行压裂选层结果表明，再次压裂的27口油井可选层中优选层15段，可推迟选层7段，不选层5段，共22口油井适合进行再次选层压裂。

3.4油层发育较差时的压裂选层

郭650-6井长63-1油层段平面连续性较差，仅在郭650-2、郭650-6井附近发育，油层厚度仅为5 m，压裂存在较大的风险和不确定性。通过测井曲线及油层发育情况判断,该油层段适合压裂，这在一定程度上增加选层的不确定性，无法保证后期压裂效果，因此，有必要分析油层厚度对压裂选层的影响。

从研究区344个压裂层厚度与最高月产量关系来看，最高月产量与压裂层厚度并非线性关系(图2)，综合来看，当选压裂段油层厚度为1.5～3 m时，压后产量较高，当压裂段油层厚度大于3 m时，压后产油效果降低。