延长油田低渗致密储层分类研究

2018-01-22谢锐杰王果寿田东恩

西部探矿工程 2018年1期

田坤，谢锐杰，王果寿，秦刚，田东恩

（长江大学地球物理与石油资源学院，湖北武汉430100）

位于鄂尔多斯盆地中东部的延长油田，年产原油连续11年稳产在1000×104t以上，目前已探明并投入开发的延长组低渗及致密油石油地质储量超过20×108t，其中8.5×108t储量因储层类型多样、物性差、注水困难等原因仍然无法开发或靠天然能量开发，单井产量低、采收率低，经济效益差，且目前以致密油为主的延长组长6-长10段仍然是延长油田勘探开发的主要层位，这些问题制约了勘探成功率和开发效益的提高。关于国内低渗致密储层研究，国家能源局、国土资源部等机构和罗蛰潭、赵靖舟、贾承造、李道品、张钟宏、贾培锋等专家学者在不同时期对低渗、特低渗、超低渗或致密储层有了不同的分类评价方法[1-8]，但应用静态和动态指标相结合开展特低渗致密储层综合评价分类研究未见论述，针对延长油田特低渗致密储层的综合评价分类研究未见论述。

1 低渗致密储层静态特征

1.1 岩性物性特征

延长油田延长组储层均为长石砂岩或岩屑长石砂岩，其中长8-10段砂岩碎屑占总比为67%～95%，平均73.2%，碎屑成分以长石为主，占42.8%，其次为石英占26%，见千枚岩、喷发岩、云母等，填隙物平均含量26.8%，方解石、铁白云石、水云母、绿泥石含量均大于2.5%，见铁方解石、菱铁矿等。长6砂岩碎屑占总比例为82%～91%，平均87.2%，碎屑成分以长石为主，占65.3%，其次为石英占25.4%，见变质岩屑、云母、喷发岩等，填隙物平均12.8%，以绿泥石、水云母为主，见铁方解石、黄铁矿等。长2为长石砂岩或岩屑长石砂岩，碎屑含量在76%～97%之间，长石含量55.5%，石英含量23.4%，填隙物含量9.1%，以绿泥石和方解石为主，含量均在3.6%以上，见石英加大、浊沸石、菱铁矿等[9]。从长10段向上至长2段，储层填隙物含量逐渐减少，储层孔隙度由1.4%逐渐上升到16.7%，渗透率由0.03×10-3μm2上升到11.86×10-3μm2。

1.2 启动压力梯度及孔喉中值半径

应用延长油田56块密闭取芯样品，对长2、长6、长8-10低渗致密储层进行压汞分析：随着渗透率的降低启动压力梯度逐渐增高，随着渗透率的降低孔喉中值半径逐渐变小，并且有明显的突变关系（图1）。

渗透率大于等于4.6×10-3μm2时启动压力梯度小于0.01MPa/m，孔候中值半径处于5.96～32.82μm之间，平均19.63μm；渗透率在0.51×10-3μm2（含）～4.6×10-3μm2时启动压力梯度处于0.01～1.59MPa/m之间，平均0.57MPa/m，孔候中值半径处于0.11～9.95μm之间，平均0.71μm；渗透率在0.1×10-3μm2（含）～0.51×10-3μm2时启动压力梯度处于0.31～6.37MPa/m之间，平均1.65MPa/m，孔候中值半径处于0.08～2.51μm之间，平均0.32μm；渗透率小于0.1×10-3μm2时启动压力梯度突然上升为4.5～17.5MPa/m，平均8.01MPa/m，孔候中值半径快速降到0.2μm之下[10]。

图1 低渗致密储层渗透率与启动压力梯度和孔喉中值半径的关系

1.3 压力敏感性

应用延长油田31块密闭取芯样品，在覆压10MPa和20MPa下对长2、长6、长8-10低渗致密储层开展覆压渗透率、孔隙度损失实验研究：渗透率、孔隙度平均损失率呈现明显的台阶式变化（图2）。

图2 覆压对低渗致密储层渗透率孔隙度的影响

在覆压10MPa下，当渗透率大于等于2.25MPa时，渗透率损失幅度14.01%，渗透率损失程度低，当渗透率在2.25MPa～0.5MPa（含）区间时，渗透率损失程度52.41%，当渗透率在0.5MPa～0.18MPa（含）区间时，渗透率损失程度43.51%，当渗透率小于0.18MPa时渗透率损失程度69.33%。当孔隙度大于14.5%时，孔隙度损失幅度7.18%，孔隙度损失程度低，当孔隙度在14.5%～8.0%（含）区间时，孔隙度损失程度9.94%，当孔隙度小于8.0%时孔隙度损失程度20.36%；同样覆压条件下渗透率损失程度是孔隙度的2～5倍；覆压20MPa下渗透率和孔隙度损失具有相似的规律。当渗透率在2.25×10-3μm2（含）～0.18×10-3μm2和孔隙度在14.5%～8.0%（含）区间时，渗透率和孔隙度损失率上下波动，这主要原因是长6储层广泛发育天然微裂缝所致，由于储层多样性和天然裂缝的影响，低渗致密储层渗透率和孔隙度间相关系数只有0.31。

2 低渗致密储层动态特征

2.1 可动流体饱和度

应用延长油田61块密闭取芯样品，对长2、长6、长8-10低渗致密储层实验研究，渗透率与可动流体饱和度间有明显的四段式关系（图3）。

图3 低渗致密储层渗透率与孔隙可动流体饱和度的关系

渗透率大于等于2.1×10-3μm2的低渗储层可动流体饱和度随着渗透率的降低而降低，这部分储层以长2段为主，平均可动流体饱和度35.20%；渗透率在（2.1～0.25）×10-3μm2（含）时储层平均可动流体饱和度值达38.47%，且上下有50%的振幅，这部分储层以长6为主，分析原因是部分样品有天然微裂缝所致；渗透率在（0.25～0.07）×10-3μm2（含）间时储层可动流体饱和度值较小，平均可动流体饱和度32.02%，这部分储层以长8长10储层为主；渗透率小于0.07mD时储层可动流体饱和度值小，平均值为30.01%。

2.2 水驱效率

应用延长油田50块密闭取芯样品，对长2、长6、长8-10低渗致密储层做水驱实验研究，渗透率与水驱效率间有明显的三段式关系（图4）。

低渗致密储层随着渗透率降低，无水期驱油效率逐渐降低，渗透率大于等于1×10-3μm2时平均无水期驱油效率为32.73%，渗透率在1.0×10-3μm2～0.2×10-3μm2（含）时，其平均无水期水驱效率为28.49%，致密储层渗透率小于0.2×10-3μm2时，其平均无水期水驱效率为21.63%。低渗致密储层无水期水驱效率和最终水驱效率间没有明显的规律性变化关系，无水期水驱效率平均值29.06%，占其最终水驱效率的54.70%。与中高渗储层水驱效率对比，低渗致密储层最终水驱效率平均值较本区延安组中高渗储层最终水驱效率平均值低8.79%，比大庆油田高渗储层最终水驱效率平均值低20%。

图4 低渗致密储层渗透率与水驱效率的关系

3 延长油田低渗致密储层分类

3.1 低渗致密储层分类

依据低渗致密储层的静态和动态特征对其进行分类，共分为4类储层和非储层，见表1。

3.2 低渗致密储层分类评价应用

表1 延长油田低渗致密储层分类评价标准

延长组4类储层脆性指数在69%～90.7%之间，可压性较好，其中长6储层的可压性好于长2储层，长2储层的可压性好于长7-长10储层；四类储层无水期水驱效率平均值29.06%，最终水驱效率53.15%，无水期采出程度超过最终采收率一半。

一类储层以长2三角洲平原分流河道细砂岩沉积为主，本类砂岩填隙物比例小，启动压力梯度低，地层能量下降后渗透率损失率低，注水开发不用考虑启动压力梯度对井网的影响，注入水悬浮物粒径小于5μm对注水开发影响不大。二类储层以长6三角洲前缘、三角洲平原分流河道和长2决口扇沉积为主，本类储层夹层和裂缝发育，启动压力梯度变化较大，地层能量下降后渗透率损失较大，超前注水开发可防止渗透率损失；在分流河道侧翼靠近分流间湾和决口扇扇端物性变差的区域启动压力梯度0.5MPa/m，1000m井深，注采井距50m需要注水井口压力15MPa才能建立起有效的驱动系统，此类储层平均喉道中值半径0.71μm，悬浮物粒径小于0.5μm才能有效注水。三类储层以下组合长7-长10段前三角洲、三角洲前缘、三角洲平原致密粉砂岩沉积为主，见重力流形成的浊积岩和崩塌岩，本类储层平均喉道中值半径小于0.32μm，平均启动压力梯度大于1.5MPa/m，1000m井深，注采井距50m需要注水井口压力大于65MPa才能建立起有效的驱动系统，可见此类储层常规注采井网注水开发不可行；四类储层常规压裂垂直人工裂缝方向有效泄油半径仅有5.3m，所以此类储层只能采取水平井分段体积压裂天然能量开发，最终采收率6.4%。