石港—唐港構造帶“三低”單元孔滲特征及有效動用對策

王金華 陳軍

摘 要：石港-唐港構造帶滲透率低、儲量豐度低、自然產能低，因油藏地質認識不足等因素，已發現儲量動用難、動用差。通過對目標區塊孔滲特征研究，應用油水兩相驅替物理模擬和特低滲透油藏非線性滲流數值模擬等技術，確定了注水或注氣的可行性與注水開發補充地層能量的技術政策。研究表明：微觀孔隙結構是決定和影響“三低”儲量動用難度和開發效果的根本因素；目標區域“三低”單元可實施注水或注氣開發，結合壓裂改造，可實現儲量的有效動用。

關鍵詞：三低；孔滲特征；驅替物理模擬；微觀孔隙結構；有效動用

0 引言

“三低”（滲透率低、儲量豐度低、自然產能低）油藏廣泛分布于我國各個油區，在石油資源日益匱乏的當下，以前不被重視的、開發難度大效益差的“三低”低品質油氣資源已逐步成為油氣勘探開發的熱點。因此，實現“三低”油氣資源的有效動用與效益開采，將對維護我國石油安全，滿足國民經濟發展需求起到重要作用。

石港-唐港構造帶屬于典型的“三低”油氣單元，域內構造破碎，單元多、面積小。開發中自然產能低且須壓裂投產，受單元儲量、幾何形態、人工壓裂縫等諸多因素影響，注水井位選取較困難，且水驅方向性明顯，難以形成完善的注采網關系，儲量難以有效動用。

1 油藏概況

石港-唐港構造帶位于蘇北盆地金湖凹陷，現有13個含油斷塊，共探明含油面積10.25km2，探明地質儲量586×104t；油層薄，且多為砂泥互層，單砂層厚度為1～3m；孔隙度為12.1～14.5%，滲透率為1.9～17.5×10-3μm2；單元儲量豐度在40×104t/km2左右；目前探明儲量動用率僅32.87%，總體采出程度僅10%。

2 存在的主要問題

（1）目標區塊單元多，差異明顯，物性復雜，儲層微觀孔隙結構特征難以準確描述。

（2）砂體規模小，井網選取和井排距優化難度大，難以建立有效壓力驅替系統，能量有效補充需要系統研究。

3 目標單元孔滲特征研究

在目標區內的唐5、橋6、橋7塊選取6塊不同滲透率級別的巖心進行恒速壓汞測試，并與蘇北盆地其他含油區塊的42塊不同滲透率級別的巖心孔道半徑與喉道半徑分布曲線進行對比。可見，不同滲透率巖心的孔道半徑分布范圍接近，主要集中在100～250μm之間；喉道半徑分布范圍差異明顯，滲透率小于0.5mD，巖樣主要為小于1μm的喉道氣主導作用，開發難度很大；滲透率在0.5～2mD，巖樣中大于1μm的喉道相對較多，開發難度相對較小，可以進行能量補充。說明喉道分布是決定儲層滲流性質的主要因素。

4 注水與注氣可行性研究

4.1 不同壓力梯度場測試

利用平板大模型物理模擬實驗，測試不同條件下的壓力場和流速，依據壓力場得到了壓力梯度場。根據不同壓力梯度測試結果可知，隨著注采壓差的提高，整個模型壓力梯度數值明顯增大，不流動區域逐漸減小，擬線性滲流區域逐漸增加直到整個區域都達到擬線性滲流狀態。

4.2 注水與注氣實驗結果分析

模擬注采壓差為15MPa時，進行注水與注氣實驗（結果見表1），隨著注入水或者注入氣（CO2）的PV逐漸增加，采出程度也逐漸增大。可見，對于目標區塊“三低”儲層，可以進行注水或注氣開發，且注氣（CO2）的采出程度高于水驅。

5 井網優化研究

5.1極限井距的計算

以目標區內具有代表性的橋6斷塊為例，根據注水啟動壓力梯度測試結果計算該斷塊的極限排距。注采壓差為10MPa時，極限排距為81.87m；注采壓差為15MPa時，極限排距為122.81m，注采壓差為20MPa時，極限排距為163.74m。

5.2橋6斷塊井排距優化

橋6斷塊位于石港-唐港構造帶中部橋河口地區東南部，含油面積1.32km2，探明地質儲量41×104t。結合前面的實驗研究結果，利用特低滲透油藏數值模擬軟件，對橋6斷塊四個不同的不規則部署井網進行模擬優化。

方案一：注采井數比3：5，共8口井；方案二：注采井數比4：7，共11口井；方案三：注采井數比3：7，共10口井；方案四：注采井數比3：6，共9口井。四套方案均預測15年開發指標。

考慮到目標單元自然產能低且須壓裂投產，開發效果受壓裂縫影響較大，因此就不同方案分別對壓裂后半縫長度為50m、100m、150m、200m進行數值模擬，分析認為裂縫半長越大，最終采出程度越高。在裂縫半長小于50m時，采出程度增加明顯；在裂縫半長大于50m時，采出程度增加較緩。對比分析，方案二開發效果最好，見表2。

6 結論

通過對石港-唐港構造帶“三低”單元儲層微觀孔滲特征的研究，得到以下結論。

（1）微觀孔隙結構是決定和影響“三低”儲量動用難度和開發效果的根本因素。

（2）目標區域“三低”單元可實施注水或注氣開發，結合壓裂改造，可實現儲量的有效動用。

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