渤海BZ油田低渗储层质量主控因素及开发实践*

胡 勇 周军良 汪全林 耿红柳 赵军寿

(中海石油(中国)有限公司天津分公司 天津 300459)

随着油气勘探开发的不断深入，低渗油气资源已成为国内各油区增储上产的重要目标。近年来陆上油田对低渗油气藏的研究日渐成熟，增储上产效果明显[1-2]，但受作业成本、施工难度、资料等诸多条件限制，海上低渗油气藏的高效开发仍处于探索阶段[3-4]。渤海油田已有多个低渗油田相继投入开发，但动用程度和采收率均较低，各开发井产能差异大，制约了后续油田的勘探与开发。作为渤海最大的已开发低渗油田，BZ油田开发已有十余年，但仍有近2 000×104t的储量待有效动用，生产区钻井证实各层位及各区块低渗储层物性及产能均存在较大差异，部分区块开发井低产低效的控制因素尚不明确，严重制约了油田已开发区块的高效开发和未开发区块的有效动用。以往从沉积特征、储层预测、物性特征及影响因素、储层分类评价等方面开展了相关研究工作[4-10]，但均未从储层质量及产能差异主控因素方面开展系统研究，而这是明确开发井低产低效原因，指导后期低效井治理、开发井注水优化、难动用储量挖潜、调整井实施等一系列重要工作的基础。笔者依据渤海BZ油田岩心、薄片、物性、粒度、试产数据等，以地质学、统计学分析为手段，在系统分析低渗储层质量差异主控因素的基础上，将各类试产数据耦合分析，探讨不同层位和区块产能差异的主控因素，以期指导该区低渗储量的高效动用及后期生产措施的有效制定。

1 地质概况

BZ油田位于渤海南部海域，东与渤南低凸起相接，南北分别与黄河口凹陷、渤中凹陷两大生油凹陷相邻，西侧为埕北低凸起(图1)。油田区域内断层发育，整体为受边界断层控制的断裂背斜构造，内部被次一级断层分割成不同的断块。钻井揭示，该油田沙河街组发育低渗油藏，其中沙河街组二段(沙二段)为辫状河三角洲前缘沉积，沙河街组三段(沙三段)为扇三角洲前缘沉积(图1)。始新世沙河街组沉积期受燕山运动、华北运动和喜山运动等构造活动的影响[11-12]，沙二段埋深在3 200～3 400 m，沙三段埋深在3 300～3 900 m，各层位构造断裂相对发育;而渐新世以来的油气充注以及黏土矿物转化，使得沙河街组发育异常高压[13-14]，地层压力系数在1.3～1.6。因此，受沉积、成岩、构造活动及成藏等共同作用影响，沙河街组储层物性整体表现为低孔、低渗—特低渗的特征,发育异常高压，油藏采用早期利用天然能量衰竭开发、后期人工注水的开发方式。近年来衰竭开发及个别井组试注水取得一定效果，但也出现了部分低产低效井，现存低产低效井的治理、注水规模的扩大、难动用储量的有效动用等迫切需要系统开展储层质量及产能差异主控因素方面的研究工作。

图1 渤海BZ油田区域地理位置及地层综合柱状图Fig.1 Regional location and stratigraphic comprehensive histogram of BZ oilfield in Bohai sea

2 低渗储层特征

储层质量是指其储集与渗滤流体的能力[15]，岩石组分、孔隙结构、岩石物理参数、裂缝等特征是低渗储层质量的重要体现[16-20]。岩石薄片、扫描电镜、压汞、常规物性等分析数据表明，渤海BZ油田沙河街组储层为岩屑长石砂岩(表1)，碎屑颗粒间多呈点—线接触(图2a、b)；填隙物以碳酸盐和杂基为主(图2c、d)，杂基主要为黏土矿物；储集空间以混合孔隙为主(表1)，次生孔隙次之(图2b、e)；孔隙结构以细孔喉为特征，喉道半径、孔喉半径均值相差不大(表1)；储层岩石薄片及岩心中均可见裂缝发育(图2f、g)，裂缝规模小，但多数未被充填，为有效裂缝。综合分析认为，渤海BZ油田沙河街组储层物性整体以低孔、低渗—特低渗为特征，沙二段储层质量明显优于沙三段储层(表1)。

表1 渤海BZ油田沙河街组岩石组分、孔喉及物性参数统计Table 1 Composition of pore, throat and physical parameter statistics in Shahejie Formation of BZ oilfield, Bohai sea

(a)云母弯曲变形，BZ-3井，3 642.3 m；(b)颗粒紧密呈点—线接触，B4井，3 737.2 m；(c)粒表及粒间伊利石，BZ-5井，3 343.4 m；(d)方解石充填粒间，B4井，3 356.4 m；(e)粒内及粒间溶孔，B4井，3 436.30 m；(f)细砂岩中穿粒缝切穿碎屑颗粒，BZ-2井，3 424.1 m；(g)细砂岩中高角度与低角度裂缝被碳酸盐矿物充填，BZ-5井，3 683.1 m；(h)粗砂岩被钙质胶结，BZ-1井，3 592.7 m。

图2渤海BZ油田低渗储层特征
Fig.2LowpermeabilityreservoircharacteristicsofBZoilfieldinBohaisea

3 低渗储层质量主控因素

低渗储层的质量往往由先天原始沉积条件和后天改造条件共同控制，其中原始沉积条件包括储层沉积相带和砂岩成分、结构等，后天改造条件包括压实、胶结、溶解等成岩作用以及构造活动形成的裂缝，它们控制着垂向上不同层位、平面上不同区块储层的质量差异[21-24]。

3.1 原始沉积条件对储层质量的控制

沙二段和沙三段分别发育受西南方向物源控制的辫状河三角洲和扇三角洲前缘沉积，从粒度分析的统计结果来看，由西南向东北方向沙二段和沙三段储层的碎屑颗粒粒径变细，受洼地古地貌及重力流沉积影响[5-10]，东北区域分选变差的趋势明显(图3)。储层的粒径和分选往往控制着储层的原始物性，研究区沙二段和沙三段储层粒径和分选与孔隙度、渗透率具有较好的正相关性[5,13]。因此，在原始沉积条件控制下，沙二段和沙三段储层的物性整体表现为由西南向东北变差的特征。根据湿砂在地表条件下的分选系数与孔隙度的关系，计算沙二段、沙三段原始孔隙度平均为35.1%和32.3%。

图3 渤海BZ油田沙河街组储层沿物源方向粒径和标准偏差特征Fig.3 Characteristics of grain size and standard deviation of Shahejie Formation reservoir in BZ oilfield,Bohai sea

此外，从沉积角度看，扇三角州前缘储层的互层特征较辫状河三角洲前缘更为明显。因此，根据区域沉积条件，在不考虑储层后天改造的前提下，研究区沙二段储层物性要好于沙三段储层，但受粒度和分选的变化，整体上物性均表现为由西南向东北变差的趋势。

3.2 后天成岩改造对储层质量的控制

对储层物性的后天成岩改造作用主要包括压实、胶结及溶解作用，其中压实和胶结作用为不利因素，溶解作用为有利因素。

1) 压实作用。

研究区沙河街组储层目前埋藏3 200～3 900 m，埋藏较深。从镜下薄片看，储层碎屑颗粒可见明显的弯曲变形，颗粒间以点—线接触为主(图2a、b);并且从孔隙度和渗透率与埋深的变化关系来看(图4)，随着埋深的增加，储层孔隙度和渗透率下降明显，说明沙河街组储层遭受的压实作用较强。虽然在埋藏过程中受构造活动影响，沙河街组发生了不同程度抬升，但抬升后储层段均埋藏至一定深度，并且从东营组持续性埋藏至现今深度[11-13]。此外，油气充注及黏土矿物转化成因的异常高压于馆陶组沉积末期开始形成，该阶段沙河街组储层已埋藏至3 000 m深度[13-14]，这也是异常高压对压实作用抑制较弱的主要原因。因此，在相同原始沉积条件下，纵向上沙河街组储层整体表现为随着埋藏变深，储层质量变差的特征。

图4 渤海BZ油田孔隙度、渗透率、碳酸盐胶结物、黏土矿物含量、地层压力与埋深的关系Fig.4 Relation between depth and porosity,permeability,carbonate cementation,clay mineral and formation pressure in BZ oilfield,Bohai sea

2) 胶结作用。

研究区沙二段和沙三段储层胶结物均以碳酸盐和黏土矿物为主(图2c、d，表1)。从图4可以看出，随着深度的增加，研究区碳酸盐胶结物和黏土矿物中伊利石的含量均呈升高的趋势，尤其是黏土矿物中伊利石的含量在3 500 m附近上升至90%以上。这主要是因为研究区沙河街组地层水为NaHCO3型，随着地层压力的升高，黏土矿物转化加剧，大量伊利石呈丝状发育在碎屑颗粒表面或呈搭桥状发育于颗粒间，且黏土矿物转化释放的大量Ca2+、Mg2+等离子[25]与富含HCO3-的地层水相结合，有利于碳酸盐胶结物的形成。研究表明，研究区沙河街组储层碳酸盐胶结物、黏土矿物含量与储层渗透率整体呈负相关性(图5)，因此，随着埋深的增加，纵向上储层的胶结作用增强，储层质量降低，而平面上构造相对较高部位胶结作用相对较弱，储层质量相对较好。

图5 渤海BZ油田沙河街组胶结物含量与渗透率的关系Fig.5 Relationship between cement content and permeability of the Shahejie Formation in BZ oilfield, Bohai sea

3) 溶解作用。

油气充注带来的有机酸为碎屑颗粒及胶结物的溶解提供了有利条件。研究区异常高压的发育与油气充注有关[13-14]，沙河街组纵向上并不发育明显的次生孔隙发育带，并且统计表明由于溶解作用增加的孔隙度在沙二段和沙三段平均分别为5.0%和2.5%(图4)。分析认为，随着油气的充注，异常高压逐渐发育，而异常高压系统下地层的封闭性强，成岩流体难以和新生物质交流，导致大规模的溶解作用难以发生[26]；此外，异常高压的发育也使得晚期碳酸盐的胶结作用增强，大量早期形成的溶蚀孔隙被碳酸盐胶结物充填。因此，溶解作用对沙河街组储层质量的改善作用较弱。

3.3 后天构造活动对储层质量的控制

岩心及镜下观察结果表明，研究区天然裂缝发育(图2f、g)。断层走向基本控制了裂缝走向，而断裂规模、褶皱发育位置、岩石力学条件等综合控制了裂缝的发育程度[23，27]。在断裂方面，研究区沙河街组埋藏阶段区域主应力方向以北东向为主[28]，天然裂缝主要呈北东向展布(图6a)，整体上靠近断层位置裂缝相对发育(图6b)；在褶皱方面，受挤压作用影响，褶皱的轴部裂缝往往较发育，因此研究区背斜核部的裂缝发育密度相对较高(图6b)；在岩石力学性质方面，岩石颗粒越细，压实程度越高，脆性指数越高，且岩层越薄，相同力学条件下更易破裂，研究区东北远离物源，粒度相对较细，砂泥岩薄互层特征明显，因此裂缝发育程度相对较高。从裂缝的有效性来看，新近纪研究区断层受喜山运动影响开启[11-12]，并为浅层提供油气来源[29-30]，由于进入中成岩阶段，富含HCO3-的NaHCO3地层水与黏土矿物转化带来的Ca2+和Mg2+等离子结合，碳酸盐沉淀胶结使得断层封闭，也使得研究区各断块具有不同流体系统。一般而言，试井渗透率值往往较测井渗透率值低，但当裂缝发育时，试井渗透率值往往大于测井得到的渗透率[31-34]。统计研究区试井渗透率值大于测井渗透率值的井点发现，前者是后者渗透率值的2～11倍，说明有效裂缝发育时储层渗透率有较为明显改善。由于平面及纵向上断层附近储层及裂缝的胶结程度往往较高(图2g、h)，而背斜的核部裂缝相对发育，考虑裂缝对渗透率的贡献，认为背斜核部的储层质量相对较高。

图6 渤海BZ油田天然裂缝走向及发育特征Fig.6 Natural fracture trend and development characteristics of BZ oilfield in Bohai sea

4 产能控制因素及开发实践

4.1 产能控制因素

开发井的油气产能往往与油藏压力、流体性质、储层厚度、储层质量等密切相关。研究区沙二段、沙三段油藏压力系数平均分别为1.4和1.5，流体性质均为轻质油，油水流度比值为1，油藏特征整体相似，13口常规开发单采井的油层厚度为9.6～58.6 m,埋藏中深3 266.6～3 552.0 m，初期正常自喷日产油16～170 m3，比采油指数0.2～1.2 m3/(d·MPa·m)，生产厚度与日产油的线性相关性仅为0.13，比采油指数表现为纵向上随埋藏深度增加而降低，相近埋藏深度平面上差异明显(图7)，说明储层质量是控制产能差异的关键因素。

在不考虑储层污染等因素的前提下，开发井油气产能往往与储层质量密切相关。将研究区各层位开发井初期产能与油层厚度、构造图进行叠合，可以发现开发井产能差异具有一定的规律。一方面，沙二段西南区域粒度相对较粗，分选相对较好，在埋深相差不大的情况下，油层厚度相对较厚的开发井初期产能较高；而北东区域粒度相对较细，分选变差，油层较薄，但受背斜影响，核部裂缝发育，油层厚度虽较薄，但产能往往也相对较高(图8a)。另一方面，沙三段西南区域粒度较粗，分选较好，但埋藏深度较大，储层压实和胶结作用均较强，开发井的初期产能较低；而北东区域油层厚度虽薄，粒度相对较细、分选变差，但受背斜影响，核部裂缝发育，且埋藏相对较浅，开发井的初期产能相对较高(图8b)。此外，由于断层附近储层及裂缝的胶结程度较高，除合采井外，各层位离断层较近的单采开发井产能均较低(图8)。因此，研究区开发井的产能差异主要受控于原始沉积条件、埋深及构造位置等因素，辫状河三角洲前缘的原始沉积环境、粒度粗、分选好的岩石学特征、埋藏相对较浅区域的弱压实作用、背斜核部的裂缝发育程度等多种因素耦合是影响储层质量及初期产能的有利条件。

图7 渤海BZ油田沙河街组油层比采油指数与埋藏中深关系Fig.7 Relationship between specific productivity index and depth burial of Shahejie Formation in BZ oilfield,Bohai sea

4.2 开发实践

结合储层质量控制因素及现有井网、开发井产能等，提出了一系列开发策略，主要包括：储层较厚的沉积有利区采用低效井上返补孔、低井控区增加调整井、衰竭开发区域转注开发的策略；构造有利区根据天然裂缝发育程度开发，裂缝不发育区储层厚度较薄时采用压裂开发，裂缝发育的低井控区采用增加调整井、衰竭开发区采用周期注水开发的策略；断层附近低效井建议侧钻治理。

上述开发策略先后成功指导了研究区6口井挖潜措施的制定与实施。针对位于沉积有利区、早期点射压裂开发的C25井，制定油层段补孔措施，补孔后初期产油118 m3/d。针对衰竭开发、天然裂缝不发育的沉积有利区块，指导开发井B4、A17转注、增注，注水开发后油井产量稳定并有回升，目前该井组采出程度已超过25%。针对构造有利、天然裂缝发育的衰竭开发区，指导发育薄互层的A23井(图9a)转注，尝试利用天然裂缝周期注水开发，与油井A20注采井距390 m，注水量85 m3/d，注水后油井A20产量回升，后期提液增油效果明显(图9b)。针对构造有利、天然裂缝发育的低井控区域部署A19井挖潜，A19井初期产油120 m3/d，且根据开发需要指导周边开发井A22后期转注，注采井距470 m，考虑注采对应关系及注水需要，尝试利用天然裂缝进行同步注采开发，补射5.9 m致密层(图9c)，注水量85 m3/d，注水后油井A19增油效果显著(图9d)，并要求紧密跟踪动态，如注水突破建议尝试异步注采开发。由此可见，上述开发策略的成功实践有助于后期其他低效井的治理、注水规模的扩大以及难动用储量的有效动用。

图8 渤海BZ油田沙河街组开发井产能与构造位置的关系Fig.8 Relationship between productivity and tectonic location of Shahejie Formation in BZ oilfield,Bohai sea

图9 渤海BZ油田部分井组储层对比图及注采开发曲线Fig.9 Reservoir section,injection and production curve of partial well groups in BZ oilfield,Bohai sea

5 结论

1) BZ油田沙河街组储层整体为低孔、低渗—特低渗储层，储层质量主要受控于原始沉积条件、成岩作用中的压实和胶结作用、构造活动形成的天然裂缝，其中原始沉积条件、成岩压实和胶结作用控制着纵向上不同层位开发井的产能差异；成岩压实和胶结、断裂及背斜构造控制着相同层位平面上不同位置开发井的产能差异。

2) BZ油田沙河街组储层的沉积有利区位于研究区西南区域，成岩有利区带位于构造相对较高的层位及区域，构造有利区带位于发育背斜、且位于背斜核部的区域，而断层附近受晚期碳酸盐胶结作用影响，储层质量较差。后期开发调整应考虑原始沉积条件、成岩作用及构造位置三者的耦合关系，结合储层质量分类开发，重点关注裂缝发育区的注水开发及低品位储层区的有效挖潜工艺。