雷家地區沙四段致密油儲層改造因素分析

劉世瑞，李 楊，張子明

(1.東北石油大學，黑龍江 大慶 163318；2. 中國石油遼河油田分公司，遼寧 盤錦 124010)

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雷家地區沙四段致密油儲層改造因素分析

劉世瑞1，李 楊2，張子明2

(1.東北石油大學，黑龍江 大慶 163318；2. 中國石油遼河油田分公司，遼寧 盤錦 124010)

針對渤海灣盆地遼河坳陷雷家地區沙四段致密油儲層勘探程度較低、開發難度較大的問題，綜合利用測錄井及巖心實驗等資料，對雷家沙四段的儲層特征進行了研究和室內評價。將該地區巖石劃分為3類16種巖性，確定微裂縫發育、孔滲能力好的泥晶云巖為優勢巖性。從工程上分析了儲層敏感性、天然裂縫發育程度、脆性、地應力差等壓裂改造影響因素，并通過多井次的壓裂工藝嘗試和探索，確定了“大排量、大液量”的復合體積壓裂工藝為該地區的有效儲層改造方案。

致密油；儲層特征；儲層改造；雷家地區；遼河坳陷

0 引 言

繼頁巖氣革命之后，美國在致密油勘探開發領域又取得新的巨大成功，其中以北美Bakken和Eagle Ford致密油[1]為典型開發模式，掀起全球非常規油氣資源勘探新熱點。中國近些年開始開展致密油勘探工作并取得一定成果，陸續發現了鄂爾多斯盆地延長組長6—長7段、準噶爾盆地蘆草溝組、四川盆地中—下侏羅統、渤海灣盆地沙四段等豐富的致密油資源。賈承造[2]等給出了中國致密油的涵義以及評價標準。雷家地區沙四段儲層符合致密油的一般規律，但由于其成藏條件及儲層特征多樣性和復雜性[3]，開發難度十分大。因此，需要對該區塊進行針對性的儲層綜合評價，為下步儲層改造工藝選擇提供依據。基于測錄井資料、相關室內巖心實驗以及區塊單井儲層改造效果，總結了渤海灣盆地遼河坳陷西部凹陷雷家地區沙四段致密儲層巖石類型、微觀孔隙結構、物性、含油性、流體性質等儲層特征，分析了影響該地區儲層改造效果的關鍵因素，建立了該地區地應力大小及方向、儲層脆性指數等參數評價方法。

1 儲層特征

渤海灣盆地遼河坳陷西部凹陷雷家地區[4]沙四段以濱淺湖—半深胡亞相沉積為主，形成一套湖相碳酸鹽巖和泥巖的沉積組合，發育了杜家臺和高升2個油層組，其中杜家臺油組劃分為3段。

1.1 巖性分類

根據雷家地區沙四段166塊X衍射巖石礦物全巖分析統計結果，杜家臺組和高升組主要由黏土礦物、石英、長石、方沸石、白云石、方解石等礦物組成，其中石英、長石為粒徑小于0.01 mm的泥級細碎屑，含量為8%～45%。根據組成礦物含量的不同將雷家地區沙四段儲層劃分為16種巖性。

1.2 物性評價

通過對巖心觀察、鑄體、薄片、錄井等資料分析表明，雷家地區沙四段儲集巖的孔隙類型主要為孔隙—裂縫型。儲集空間類型主要為晶間孔、有機孔、溶孔、成巖構造縫、收縮縫。

經過多組樣品分析，泥晶云巖類儲集空間以微米孔為主，次為小孔和納米孔，其中微米孔孔喉半徑主要為1.000～25.000 μm，納米孔孔喉半徑為0.020～0.150 μm。同時在泥晶云巖、含泥云巖等巖性中發育少量成巖構造縫、溶蝕縫，能大大提高儲層的滲流能力。含云巖或含方沸石泥巖、頁巖以微孔和納米孔為主，孔隙直徑主要為0.005～0.145 μm，裂縫多以層理縫、收縮縫為主。因此，根據儲集空間類型以及巖心壓汞曲線將泥晶云巖儲集空間分為3類。

Ⅰ類為微裂縫+破碎粒間孔+溶孔型(細喉不均勻型)，平均孔隙度為13.2%，平均滲透率為61.500×10-3μm2，平均孔喉半徑為5.273 μm。Ⅱ類為溶孔+微孔型(微細喉不均勻型)，平均孔隙度為8.2%，平均滲透率為0.430×10-3μm2，平均孔喉半徑為0.290 μm；Ⅲ類為微孔型(微細喉道較均勻形)，平均孔隙度為5.3%，平均滲透率為0.205×10-3μm2，平均孔喉半徑為0.176 μm。由此可知，雷家地區沙四段以微裂縫發育、孔滲能力好的云巖類為優勢巖性。

1.3 含油性評價

以巖心、巖屑和井壁取心為分析對象，結合巖石地化錄井技術、錄井核磁和測井核磁等評價手段，確定雷家地區杜家臺組和高升組總含烴量、可動流體、含油飽和度的范圍。杜家臺組為自生自儲型儲層，儲層總含烴量為14.818～50.340 mg/g，高于高升組(1.983～29.331 mg/g)，含油飽和度高。利用核磁法[5-6]對不同巖性巖石進行含油飽和度測定，含泥泥晶云巖含油飽和度平均為81.15%，碳酸鹽質頁巖含油飽和度平均為46.30%，含云泥(頁)巖含油飽和度為29.95%。

1.4 流體性質

遼河雷家沙四段儲層原油密度為0.89 g/cm3，50 ℃原油黏度為12.78～86.7 mPa·s，含蠟量為5.54%～16.71%，膠質瀝青質含量為21.38%～39.90%，凝固點為24～38 ℃。油品接近于普通稠油，且凝固點高、原油流動性差，對后期儲層改造以及壓裂液性能要求高。

2 儲層改造影響因素分析

非常規致密儲層難以獲得自然產能，必須通過儲層改造的方式才能獲得高產。針對遼河雷家地區沙四段的儲層特性，從工程角度提出以下幾點影響儲層改造的主要因素。

2.1 黏土含量及儲層流體物性

遼河雷家沙四段黏土含量為9.2%～38.6%，平均約為22.3%，其中主要以伊蒙混層為主，含量約為54.1%～69.4%，并含有少量的綠泥石，約為0.5%～1.3%，伊蒙混層比為26%～39%。

通過對儲層巖石進行五敏實驗(圖1，η表征實驗前后滲透率的變化率)。實驗表明，雷家沙四段儲層為強堿敏、中等偏弱水敏。絮凝法鹽敏實驗表明，當儲層流體礦化度降低到2 000～3 000 mg/L時，由于黏土礦物水化膨脹而導致滲透率大幅度降低。因此，在壓裂酸化改造使用的壓裂液配方中，應當優選防膨劑，合理調整壓裂液pH值、礦化度以及與地層水的配伍性。

圖1 雷86井沙四段巖心五敏實驗

2.2 天然裂縫發育程度

對比雷家多口井的巖心裂縫發育情況可知，靠近斷裂附近的雷84、雷88井構造縫和層理縫都較發育，裂縫密度為2.2～2.4 條/m。其中裂縫多以全充填和半充填為主，充填物主要為方解石，其次為方沸石和白云石。

根據薄片觀察統計，該地區微裂縫普遍發育，但規模較小，裂縫開度主要為10～40 μm，與基質孔喉處于同一數量級，能夠有效改善儲層的孔隙結構及儲滲性能。不同巖性其裂縫發育程度也不同，對于碳酸鹽含量較高、脆性較強的巖性(如白云巖、泥質白云巖)，更易發育構造縫；而泥質含量高、互層狀巖性(如泥頁巖)層理縫相對更發育。

2.3 地應力及各向異性

根據鉆井井壁應力垮塌橢圓井眼長短軸方向、FMI實測裂縫方向以及壓裂裂縫監測綜合確定，杜家臺油層最大水平主應力方向為北西—南東向。雷家沙四段縱向上巖性變化大，反映出地應力隨著巖性發生變化的特征。例如高升組以云質頁巖為主，最小主應力梯度大，平均值為58.8 MPa，最大和最小主應力差高于6.6 MPa；而杜家臺組碳酸鹽含量高，整體地應力梯度小，最小主應力平均為52.0 MPa，應力差小于5.0 MPa。根據北美頁巖氣改造經驗，應力差值小有利于近井地帶形成復雜的網狀裂縫，而最小主應力對人工裂縫的開啟起主導作用。因此，應當考慮根據不同的地應力特點分類優化施工工藝。

2.4 脆性

研究表明，不同巖性的儲層其脆性差異較大，含泥泥晶云巖和泥晶云巖脆性較好，泥巖和含碳酸鹽頁巖脆性相對較差。因此，建立起2種基于測井資料和室內實驗的脆性評價方法。第1種為巖石力學參數法，參考北美Bakken組致密油提出的楊氏模量和泊松比歸一法的脆性評價方法[7-8]。利用聲波測井和巖石力學實驗相印證的方式，統計出該地區楊氏模量為9～58 GPa、泊松比為0.19～0.42，楊氏模量越大、泊松比越小，儲層的脆性越好。第2種方法為巖石礦物組分法[9]，利用ECS測井和X衍射全巖分析相校核的方式，確定儲層巖石各脆性礦物所占比值高低。對比可得，雷家地區杜三段和高升段脆性較好，脆性指數為40%～60%，結合天然裂縫發育情況，確定雷家杜三段工程品質最佳，適合采用體積壓裂工藝建立復雜縫網[10-14]。

3 雷家致密油儲層改造方案優選

北美Bakken地區致密油儲層改造主要采用低黏滑溜水為主的體積壓裂技術，其特點為“大排量、大液量、低砂比、小粒徑”，同時結合水平井分段壓裂工藝，獲得了較高的水平井單井產量。通過對比雷家地區與Bakken地區的儲層特征，發現二者具有一定的相似性，可以借鑒Bakken致密油儲層體積壓裂思路。但由于二者在地層敏感性、天然裂縫發育程度、地應力、脆性等因素存在一定差異，因此，需要對該區塊開展工藝研究與試驗，探索出適合該區塊的儲層改造方案。

3.1 不同儲層改造方案對比

(1) 雷96井采用 “滑溜水+凍膠”的復合壓裂改造方式。前置液階段采用10 m3/min排量泵入低黏滑溜水，目的是在近井地帶造復雜裂縫，同時小砂比段塞加砂起到一定支撐。隨后泵入高黏凍膠拓寬主縫并向遠端延伸，后續正常加砂。雷96井共擠入350 m3滑溜水、400 m3胍膠，加入40～70目陶粒5 m3，20～40目高陶29 m3。壓裂后下泵生產初期日產液為18 m3/d，日產油為9.2 t/d，3個月后日產液降至6 m3/d，日產油為3.2 t/d，目前持續穩產，壓裂改造效果較好。

(2) 曙古173井采用純低黏滑溜水壓裂改造方式。滑溜水施工排量為12 m3/min，同時低砂比段塞加入40～70目陶粒12 m3，共擠入3 200 m3滑溜水。壓裂后悶井144 h時后平穩放噴，初期日產液為23.4 m3/d，可見油花，壓裂改造效果不理想。

(3) 雷99井采用“凍膠+滑溜水+凍膠”的復合壓裂改造方式。前期低排量泵入少量凍膠液，目的是先造一條短主縫。然后提高排量泵入低黏滑溜水使近井裂縫復雜化，隨后正常凍膠加砂。雷99井共擠入150 m3滑溜水、560 m3胍膠，加入40～70目陶粒34 m3、20～40目高密陶粒8 m3。壓裂后放噴初期日產液為19.2 m3/d、日產油為11.1 t/d，生產40 d后日產液為8.4 m3/d、日產油為6.3 t/d，壓裂改造效果較好。

(4) 高古15井采用多級暫堵轉向壓裂。壓裂施工分為三級，每級正常加砂后擠入攜帶轉向劑的原膠液，然后轉入下一級前置液階段，設計目的是通過暫堵轉向的方式使得裂縫復雜化。高古15井共擠入663 m3壓裂液、20～40目支撐劑66 m3、轉向劑800 kg。壓裂后放噴初期日產液為4.6 m3/d、日產油為2.3 t/d，半年后日產液為1 m3/d、日產油為0.7 t/d，壓裂改造效果不理想。

3.2 分析與小結

通過以上研究及工藝試驗分析，雷家地區致密油儲層具有造復雜縫網的條件，采用“大排量、大液量”體積壓裂改造效果明顯優于常規加砂壓裂。但由于儲層本身天然裂縫發育程度低使得人工裂縫的復雜程度不高，純低黏滑溜水加低砂比攜砂難以支撐起有效裂縫，故而造成壓裂后產能低下。復合壓裂加砂階段采用大小粒徑支撐劑組合，增加大粒徑支撐劑的比例提高人工裂縫的導流能力，有利于生產井持續高產穩產。因此，對于雷家地區沙四段致密油儲層，初步形成了以復合壓裂施工工藝為主的思路，施工參數上優化滑溜水與凍膠的用量比例、施工排量、中低砂比、大小粒徑支撐劑組合的設計模式。

4 結論與建議

(1) 遼河雷家地區沙四段為典型致密油儲層，其巖石類型劃分為3類16種巖性，其中泥質云巖為優勢“甜點”巖性，物性及含油性較好。

(2) 儲集空間中微孔、溶孔、構造縫、成巖縫等同時共存，局部儲層天然微裂縫發育，開度為10～40 μm，能有效改善儲層滲流能力，且為壓裂改造裂縫復雜化提供有力條件。

(3) 儲層黏土含量較高，具有強堿敏、中等偏弱水敏特征，原油黏度較高、流動性差，壓裂液優選應考慮敏感性、原油乳化和防膨性能。

(4) “滑溜水+凍膠”的復合壓裂改造方式在雷家地區取得了一定的效果，需要進一步探索更有效的施工工藝。

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編輯 朱雅楠

10.3969/j.issn.1006-6535.2016.01.013

20150929；

20151116

中國石油股份公司重大科技專項“遼河油田原油千萬噸持續穩產關鍵技術研究”課題(2012E-30)

劉世瑞(1989- )，男，2012年畢業于中國地質大學(北京)地質學專業，現為東北石油大學地球科學專業在讀碩士研究生，主要從事礦物學、巖石學、礦床學等方向研究。

TE348

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1006-6535(2016)01-0058-04