延長油田低滲致密儲層分類研究

田 坤，謝銳杰，王果壽，秦 剛，田東恩

（長江大學地球物理與石油資源學院，湖北武漢430100）

位于鄂爾多斯盆地中東部的延長油田，年產原油連續11年穩產在1000×104t以上，目前已探明并投入開發的延長組低滲及致密油石油地質儲量超過20×108t，其中8.5×108t儲量因儲層類型多樣、物性差、注水困難等原因仍然無法開發或靠天然能量開發，單井產量低、采收率低，經濟效益差，且目前以致密油為主的延長組長6-長10段仍然是延長油田勘探開發的主要層位，這些問題制約了勘探成功率和開發效益的提高。關于國內低滲致密儲層研究，國家能源局、國土資源部等機構和羅蟄潭、趙靖舟、賈承造、李道品、張鐘宏、賈培鋒等專家學者在不同時期對低滲、特低滲、超低滲或致密儲層有了不同的分類評價方法[1-8]，但應用靜態和動態指標相結合開展特低滲致密儲層綜合評價分類研究未見論述，針對延長油田特低滲致密儲層的綜合評價分類研究未見論述。

1 低滲致密儲層靜態特征

1.1 巖性物性特征

延長油田延長組儲層均為長石砂巖或巖屑長石砂巖，其中長8-10段砂巖碎屑占總比為67%～95%，平均73.2%，碎屑成分以長石為主，占42.8%，其次為石英占26%，見千枚巖、噴發巖、云母等，填隙物平均含量26.8%，方解石、鐵白云石、水云母、綠泥石含量均大于2.5%，見鐵方解石、菱鐵礦等。長6砂巖碎屑占總比例為82%～91%，平均87.2%，碎屑成分以長石為主，占65.3%，其次為石英占25.4%，見變質巖屑、云母、噴發巖等，填隙物平均12.8%，以綠泥石、水云母為主，見鐵方解石、黃鐵礦等。長2為長石砂巖或巖屑長石砂巖，碎屑含量在76%～97%之間，長石含量55.5%，石英含量23.4%，填隙物含量9.1%，以綠泥石和方解石為主，含量均在3.6%以上，見石英加大、濁沸石、菱鐵礦等[9]。從長10段向上至長2段，儲層填隙物含量逐漸減少，儲層孔隙度由1.4%逐漸上升到16.7%，滲透率由0.03×10-3μm2上升到11.86×10-3μm2。

1.2 啟動壓力梯度及孔喉中值半徑

應用延長油田56塊密閉取芯樣品，對長2、長6、長8-10低滲致密儲層進行壓汞分析：隨著滲透率的降低啟動壓力梯度逐漸增高，隨著滲透率的降低孔喉中值半徑逐漸變小，并且有明顯的突變關系（圖1）。

滲透率大于等于4.6×10-3μm2時啟動壓力梯度小于0.01MPa/m，孔候中值半徑處于5.96～32.82μm之間，平均19.63μm；滲透率在0.51×10-3μm2（含）～4.6×10-3μm2時啟動壓力梯度處于0.01～1.59MPa/m之間，平均0.57MPa/m，孔候中值半徑處于0.11～9.95μm之間，平均0.71μm；滲透率在0.1×10-3μm2（含）～0.51×10-3μm2時啟動壓力梯度處于0.31～6.37MPa/m之間，平均1.65MPa/m，孔候中值半徑處于0.08～2.51μm之間，平均0.32μm；滲透率小于0.1×10-3μm2時啟動壓力梯度突然上升為4.5～17.5MPa/m，平均8.01MPa/m，孔候中值半徑快速降到0.2μm之下[10]。

圖1 低滲致密儲層滲透率與啟動壓力梯度和孔喉中值半徑的關系

1.3 壓力敏感性

應用延長油田31塊密閉取芯樣品，在覆壓10MPa和20MPa下對長2、長6、長8-10低滲致密儲層開展覆壓滲透率、孔隙度損失實驗研究：滲透率、孔隙度平均損失率呈現明顯的臺階式變化（圖2）。

圖2 覆壓對低滲致密儲層滲透率孔隙度的影響

在覆壓10MPa下，當滲透率大于等于2.25MPa時，滲透率損失幅度14.01%，滲透率損失程度低，當滲透率在2.25MPa～0.5MPa（含）區間時，滲透率損失程度52.41%，當滲透率在0.5MPa～0.18MPa（含）區間時，滲透率損失程度43.51%，當滲透率小于0.18MPa時滲透率損失程度69.33%。當孔隙度大于14.5%時，孔隙度損失幅度7.18%，孔隙度損失程度低，當孔隙度在14.5%～8.0%（含）區間時，孔隙度損失程度9.94%，當孔隙度小于8.0%時孔隙度損失程度20.36%；同樣覆壓條件下滲透率損失程度是孔隙度的2～5倍；覆壓20MPa下滲透率和孔隙度損失具有相似的規律。當滲透率在2.25×10-3μm2（含）～0.18×10-3μm2和孔隙度在14.5%～8.0%（含）區間時，滲透率和孔隙度損失率上下波動，這主要原因是長6儲層廣泛發育天然微裂縫所致，由于儲層多樣性和天然裂縫的影響，低滲致密儲層滲透率和孔隙度間相關系數只有0.31。

2 低滲致密儲層動態特征

2.1 可動流體飽和度

應用延長油田61塊密閉取芯樣品，對長2、長6、長8-10低滲致密儲層實驗研究，滲透率與可動流體飽和度間有明顯的四段式關系（圖3）。

圖3 低滲致密儲層滲透率與孔隙可動流體飽和度的關系

滲透率大于等于2.1×10-3μm2的低滲儲層可動流體飽和度隨著滲透率的降低而降低，這部分儲層以長2段為主，平均可動流體飽和度35.20%；滲透率在（2.1～0.25）×10-3μm2（含）時儲層平均可動流體飽和度值達38.47%，且上下有50%的振幅，這部分儲層以長6為主，分析原因是部分樣品有天然微裂縫所致；滲透率在（0.25～0.07）×10-3μm2（含）間時儲層可動流體飽和度值較小，平均可動流體飽和度32.02%，這部分儲層以長8長10儲層為主；滲透率小于0.07mD時儲層可動流體飽和度值小，平均值為30.01%。

2.2 水驅效率

應用延長油田50塊密閉取芯樣品，對長2、長6、長8-10低滲致密儲層做水驅實驗研究，滲透率與水驅效率間有明顯的三段式關系（圖4）。

低滲致密儲層隨著滲透率降低，無水期驅油效率逐漸降低，滲透率大于等于1×10-3μm2時平均無水期驅油效率為32.73%，滲透率在1.0×10-3μm2～0.2×10-3μm2（含）時，其平均無水期水驅效率為28.49%，致密儲層滲透率小于0.2×10-3μm2時，其平均無水期水驅效率為21.63%。低滲致密儲層無水期水驅效率和最終水驅效率間沒有明顯的規律性變化關系，無水期水驅效率平均值29.06%，占其最終水驅效率的54.70%。與中高滲儲層水驅效率對比，低滲致密儲層最終水驅效率平均值較本區延安組中高滲儲層最終水驅效率平均值低8.79%，比大慶油田高滲儲層最終水驅效率平均值低20%。

圖4 低滲致密儲層滲透率與水驅效率的關系

3 延長油田低滲致密儲層分類

3.1 低滲致密儲層分類

依據低滲致密儲層的靜態和動態特征對其進行分類，共分為4類儲層和非儲層，見表1。

3.2 低滲致密儲層分類評價應用

表1 延長油田低滲致密儲層分類評價標準

延長組4類儲層脆性指數在69%～90.7%之間，可壓性較好，其中長6儲層的可壓性好于長2儲層，長2儲層的可壓性好于長7-長10儲層；四類儲層無水期水驅效率平均值29.06%，最終水驅效率53.15%，無水期采出程度超過最終采收率一半。

一類儲層以長2三角洲平原分流河道細砂巖沉積為主，本類砂巖填隙物比例小，啟動壓力梯度低，地層能量下降后滲透率損失率低，注水開發不用考慮啟動壓力梯度對井網的影響，注入水懸浮物粒徑小于5μm對注水開發影響不大。二類儲層以長6三角洲前緣、三角洲平原分流河道和長2決口扇沉積為主，本類儲層夾層和裂縫發育，啟動壓力梯度變化較大，地層能量下降后滲透率損失較大，超前注水開發可防止滲透率損失；在分流河道側翼靠近分流間灣和決口扇扇端物性變差的區域啟動壓力梯度0.5MPa/m，1000m井深，注采井距50m需要注水井口壓力15MPa才能建立起有效的驅動系統，此類儲層平均喉道中值半徑0.71μm，懸浮物粒徑小于0.5μm才能有效注水。三類儲層以下組合長7-長10段前三角洲、三角洲前緣、三角洲平原致密粉砂巖沉積為主，見重力流形成的濁積巖和崩塌巖，本類儲層平均喉道中值半徑小于0.32μm，平均啟動壓力梯度大于1.5MPa/m，1000m井深，注采井距50m需要注水井口壓力大于65MPa才能建立起有效的驅動系統，可見此類儲層常規注采井網注水開發不可行；四類儲層常規壓裂垂直人工裂縫方向有效泄油半徑僅有5.3m，所以此類儲層只能采取水平井分段體積壓裂天然能量開發，最終采收率6.4%。

4 結論

（1）以特低滲致密儲層滲透率為主線，開展其巖性物性、啟動壓力梯度、覆壓敏感性、孔喉中值半徑等靜態和可動流體飽和度、水驅油效率等動態指標研究，進而把延長油田特低滲致密儲層劃分為四類和非儲層，符合延長油田異常低壓中淺層油藏實際。

（2）建立了延長油田中淺層油藏低滲致密儲層分類新方法。

（3）延長油田致密油儲層滲透率小于0.1×10-3μm2，啟動壓力梯度高于1.5MPa/m，無法實現有效注水開發，水平井分段體積壓裂天然能量開發是實現此類油藏有效開發的科學手段，最終采收率能得到6.4%。

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