克拉瑪依油田九5區石炭系火山巖儲層分類及開發實踐

徐金華，宿云國，文發旺，任 標

(中國石油新疆油田分公司，新疆克拉瑪依 834000)

克拉瑪依油田九5區石炭系火山巖儲層分類及開發實踐

徐金華，宿云國，文發旺，任 標

(中國石油新疆油田分公司，新疆克拉瑪依 834000)

克拉瑪依油田九5區石炭系油藏是準噶爾盆地克-百斷裂帶上盤石炭系油藏的一部分，屬裂縫性火山巖油藏，為低孔低滲雙重介質塊狀油藏。通過油藏微觀研究和單井產量分析，認為石炭系儲層主要表現為I類裂縫型(IF)、I類裂縫-基質型(IFM)、II類裂縫-基質型(IIFM)、II類基質型(IIM)、III類基質型(IIIM)共3大類5小類，各類型儲層靜態和動態特征明顯。平面上，石炭系儲層從火山口向外依次發育I類、II類、III類儲層；剖面上，I類儲層主要分布于石炭系中上部，II類儲層在石炭系全層段均有分布，III類儲層主要分布于石炭系下部。根據不同類型儲層特點及其分布規律，制定了針對性的增產措施，并取得了較好的開發效果，預測油藏最終采收率可達16.7%。

克拉瑪依油田；九5區；石炭系；火山巖油藏；儲層分類；開發實踐

克拉瑪依油田九5區石炭系屬裂縫性火山巖油藏，為低孔低滲雙重介質塊狀油藏，由于裂縫性火山巖油藏獨特的地質特征，油藏原油采收率一般不高(7%～13%)[1]。該區石炭系油藏發現于1987年，2001年才開始有效動用，到2007年對油藏進行了整體部署開發，通過分批分年實施，目前200 m正方形井網井距已基本完成整體動用開發。通過綜合研究并結合實際開發經驗[2-3]，分析油藏儲層類型，針對不同類型儲層生產井存在的問題和現象實施分類分治，取得了較好的開發效果。

1 基本情況

克拉瑪依油田九5區石炭系油藏位于準噶爾盆地西北緣沖斷帶的白堿灘南斷裂上盤，石炭系頂面基本呈現南東低、北西高的格局，頂部侵蝕面坡度3°～10°，沿構造下傾方向古地貌坡度逐漸變陡，埋深也逐漸加深。地層頂部埋深228.5～650 m，地層厚度大于500 m。

石炭系地面原油密度平均為0.88 g/cm3，50 ℃地面原油黏度一般為20～30 mPa·s。油藏中部海拔深度-320 m(深度590 m)，油藏中部壓力7.16 MPa，飽和壓力5.42 MPa，壓力系數1.21，油藏中部溫度26 ℃，地溫梯度2.13 ℃/100 m。油藏類型為不規則裂縫性雙重介質油藏。石炭系含油飽和度取決于巖性、裂縫、微裂縫發育程度的有機配合，受儲集層非均質性控制。斷裂發育的爆發相、溢流相火山巖分布區是油氣富集高產的主要區域[2]。

2 儲層特征及分類

在火山噴發和沖積扇的共同作用下，九5區石炭系形成了一套巨厚的火山巖-沉積巖。石炭系巖石類型主要有火山熔巖類、火山碎屑巖類和沉積巖類，巖性以火山角礫巖、熔巖和沉凝灰巖為主，沉凝灰巖微相為本區優勢巖相。石炭系主要儲集空間類型為粒內溶孔、粒?？缀桶氤涮羁p等[3-4]，儲層孔隙發育程度低，面孔率平均0.18%，毛管壓力曲線表現為細孔喉，分選差。儲層孔隙度平均為3.84%，滲透率平均為0.09×10-3μm2，屬于特低孔、特低滲儲集層。其中基質孔隙度平均為3.13%，滲透率平均為0.058×10-3μm2。儲層基質非均質性嚴重，屬強-極強非均質性。

裂縫既是儲集空間，更是高效的滲流通道，是火山巖油氣藏高產的主導因素，因此，裂縫表征預測是石炭系火山巖儲層研究的重點[2，5-7]。本區以中低角度裂縫為主，傾角20°～60°的裂縫占總裂縫條數的60.6%。裂縫類型有斜交縫、網狀縫、充填或半充填縫及柱狀節理縫，主要以網狀縫和斜交縫為主，網狀縫最為發育，而直劈縫、節理縫不發育。熔巖類和火山角礫巖裂縫發育程度較好，凝灰巖裂縫發育程度稍差一些，沉積巖發育程度較差。裂縫孔隙度平均為0.25%，裂縫滲透率平均為4.551×10-3μm2。裂縫主要走向為北東向和北西向，發育情況受構造應力影響，其走向基本平行或垂直于相鄰斷層方向。

前人根據儲集空間類型及其成因機理對火山巖儲層分類多種多樣[8-12]，這些分類以油藏靜態研究為基礎，缺少與實際生產動態的結合應用。本次研究綜合靜態和動態數據，將九5區石炭系火山巖儲層分為I類(裂縫型IF、裂縫-基質型IFM)、II類(裂縫-基質型IIFM、基質型IIM)、III類(基質型IIIM)，共3大類5小類，各類型儲層靜態和動態特征明顯(圖1、表1)，與實際生產對應性較好。I類儲層高孔、高飽、高儲能、高產能(大于5 t/d)，II類次之，III類最低。

圖1 石炭系火山巖儲層典型毛管壓力曲線

表1 石炭系儲層綜合分類

儲層分類地質特征孔隙度/%砂巖 熔巖 灰巖壓汞進汞飽和度/%儲能強度指數(綜合評價參數·裂縫系數)主要儲集空間亞類動態特征產量遞減類型產量曲線特征I類≥10 ≥7 ≥750≥0．43裂縫基質IFIFM指數指數初期高產、遞減率較大，后期低產初期高產、遞減率較大，后期遞減降低、中低產II類7～10 3～7 3～720～500．21～0．43裂縫基質IIFMIIM指數-初期中高產，遞減大，后期低產初期中高產，后期維持中產水平III類<7 <3 <3<20<0．21微孔隙裂縫IIIM-中低產

I類儲層孔隙發育,加上裂縫溝通,儲滲能力大，J函數分析結果表明非飽和孔隙體積小于50.0%，孔隙度大于7%(砂巖10%)，儲能強度指數大于等于0.43，為本區最好的儲層，發育在凝灰巖、熔巖及砂礫巖等巖相巖石類型中。

II類儲層J函數分析結果表明非飽和孔隙體積50%～80%，孔隙度3%～7%(砂巖7%～10%)，儲能強度指數0.21～0.43，為本區較好的儲層，凝灰巖、熔巖及砂礫巖等巖相巖石類型中均有發育。

III類儲層以微孔縫組合為主，非飽和孔隙體積大于80%，孔隙度小于3%(砂巖7%)，儲能強度指數小于0.21，為本區較差的儲層，凝灰巖、熔巖及砂礫巖等巖相巖石類型中均有發育。

裂縫型儲層：裂縫直接連通，并且沿裂縫有溶蝕現象，通過復壓測試證明裂縫效果好，基質孔隙極少，這類裂縫主要以網狀裂縫型為主，生產動態上主要表現為初期產量高，最高可達日產油30 t以上，自噴期短，遞減快，產量遞減屬于指數遞減類型，月遞減率達5%以上，后期低產或不出(IF型)(圖2)。壓恢曲線上表現為兩段式。

裂縫-基質型儲層：裂縫間接連通基質孔隙，且沿裂縫有溶蝕現象，構成裂縫-基質型雙重介質儲層，生產動態上前期表現為裂縫型特征，產量較高，遞減較大，后期表現為孔隙型生產特征，產量高低和穩產時間長短取決于裂縫與基質孔隙的發育程度，包括IFM、IIFM兩類(圖3)。裂縫與基質孔隙發育好，油井能夠高產穩產10年以上。

基質型儲層：孔隙較為發育，裂縫發育較少或連通性較差，生產動態上表現為產量長期較為穩定，產量高低取決于儲層孔隙發育程度，包括IIM、IIIM兩類(圖4)。

圖2 石炭系裂縫型儲層典型生產井產油曲線

圖3 石炭系裂縫-基質型儲層典型生產井產油曲線

圖4 石炭系基質型儲層典型生產井產油曲線

3 儲層分布規律及分類儲層開發實踐

根據火山巖儲層特征及分類結果，分析了九5區石炭系不同類型儲層分布，并針對不同類型儲層特點進行了分類開發實踐。

3.1 儲層分布規律

3.1.1 儲層在平面上的分布

九5區石炭系為一套巨厚的火山巖-沉積巖建造，94422井區附近發育有一個火山口。平面上，石炭系儲層從火山口向外依次發育I類、II類、III類儲層(圖5)。IF類儲層僅發育于火山口附近的94422井區，IFM類儲層分布最廣泛，IIFM類、IIM類儲層主要發育在距離火山口1～2 km的范圍，部分范圍較小，III類儲層主要分布于遠離火山口的區域。

圖5 石炭系儲層平面分布

3.1.2 儲層在剖面上的分布

石炭系儲層縱向上受風化殼控制，儲層發育在距離風化殼不整合面300 m范圍內。石炭系儲層在剖面分布上規律性較差，三大類儲層在石炭系自上至下地層中均有分布，反映出石炭系塊狀油藏的特征。總體上看，I類儲層主要分布于石炭系中上部，III類儲層主要分布于石炭系下部(圖6)。

3.2 分類儲層開發實踐

3.2.1 I類儲層

I類儲層在全區分布廣泛，生產效果較好，同時由于石炭系油井采用衰竭式開采方式，油井生產初期天然能量充足，油井產能較高，在沒有能量補充的情況下，油井由于能量不足產量迅速下降[1]。石炭系油藏原始地層壓力7.16MPa，目前地層壓力4.305 MPa，油藏壓力保持程度為60%，后期補充地層能量是保證和提高開發效果的關鍵。因此，針對性實施了補充地層能量和恢復地層能量等措施。

圖6 石炭系儲層剖面分布

(1)補充能量。熱采開發能夠有效補充地層能量，提高油藏供液能力，并且可以解決油稠結蠟問題。根據石炭系的油藏地質特點、原油性質及試油試采情況，對比了常規冷采和蒸汽吞吐兩種開采方式。針對含蠟高、黏度高、裂縫-基質型(FM)或基質型(M)儲層的油井采用蒸汽吞吐開采方式效果較好。典型井95272井，注汽前已不出油，注汽后動液面略有升高(后受高產液影響降低，總體供液能力提高)，產油水平4 t/d并長期保持穩定，地層能量一定程度上得到補充。此外通過95951井采用氮氣輔助蒸汽吞吐的開采方式發現，注氮氣輔助蒸汽吞吐可以取得較吞吐開發更好的效果，油汽比提高了0.3，回采水率提高一倍以上。

另外開展了微生物復合空氣泡沫驅油實驗，為提高原油采收率探索新的開采技術。

(2)恢復能量。通過改變工作制度，恢復地層能量，有效保證油井正常生產。分析總結出了I類儲層生產井間抽開發的合理周期，通過壓恢曲線確定間開時間。以952069井為例，壓恢曲線顯示關井3天壓力恢復80%，關井10天后壓力基本恢復。利用關井恢復液面的程度，制定合理的間開制度。952060井通過循環開關井測試液面變化，了解油層供液情況，確定其間開周期為停3天、抽4天的間抽制度。區塊間抽實施總井數39口，有效恢復了地層能量和油井產能，緩解了油藏供液不足矛盾。

3.2.2 II類儲層

II類儲層與I類儲層類似，同樣存在地層能量不足導致供液不足等問題，還有結蠟嚴重、部分井油稠等生產矛盾現象，為此實施了微生物、熱洗、螺桿泵等增油技術，日產油大幅提高。

3.2.3 III類儲層

III類儲層由于裂縫發育程度差，壓裂投產后生產能力不足。為了提高油井產能，主要采取了補層(新層)壓裂和(原層)重復壓裂兩種措施。從不同的壓裂效果來看，原層效果差，層內補層壓裂效果明顯。對原層采出程度低、裂縫閉合或近井污染等導致的產量異常井，重復壓裂能有效提高開發效果。這主要是由于油井初次壓裂后降壓開采導致裂縫閉合、油層滲透率下降，而通過對這部分采出程度較低的原層位進行二次壓裂，可以提高油層滲透率，重新獲得較高產能[5]。

3.3 開發實踐分析

通過對石炭系火山巖油藏儲層精細分類研究和開發實踐，在開發初期優先開發在現有技術下開發效果比較好的I類儲層，同時對其它不同類型儲層實施了多種增油措施，提高了油藏的開發效果，表現在：①單井累積產油高，最高達24 444 t，生產時間超過3年以上正常生產井平均單井累積產油9 093 t；②通過有序開發油藏產量穩定，連續6年區塊年產油保持在6×104t以上，采油速度保持在1.2%左右；③保持了較低的遞減率，2005年投產裂縫型(F)儲層，年遞減率為47.8%，其余歷年投產裂縫-基質型(FM)儲層，年遞減率21.4%～32%；④達到了較高的油藏采收率，目前區塊采出程度已達9.52%，通過綜合評價預測采收率達16.7%。

4 結論

(1)九5區石炭系火山巖儲層分為3大類5小類，儲層分類特征明顯，能夠有效指導現場生產管理，具有較高的生產實際符合性。

(2)根據儲層分類結果，通過分類分治制定措施，不同類型儲層生產井取得了較好的生產效果。

(3)九5區石炭系油藏分類管理提高了開發效果，自然遞減率保持在20%～50%，預測油藏最終采收率可達16.7%，達到了火山巖油藏較高的開發水平。

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編輯：吳官生

1673-8217(2015)03-0064-05

2015-01-14

徐金華，工程師,1983年生，2007年畢業于中國石油大學(華東)石油工程專業，現從事稠油開發研究工作。

TE112.222

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