特低-超低渗透油藏注水开发影响因素分析及储层吸水能力评价

张文旗, 穆朗枫, 邓西里, 李锦, 吕洲, 顾斐, 张洋

(1.中国石油勘探开发研究院, 北京 100083; 2.密苏里科技大学,罗拉,密苏里州, 美国 65401;3.中国石油大学石油工程学院, 北京 102249)

0 引 言

常规中高渗透油藏注水开发的矛盾往往体现在纵向平面吸水差异、注水见效时间差异以及方向差异。随着地质认识的进步以及工艺技术的发展,低渗透油田通过超前注水、井网优化和开发压裂等技术建立起了有效的压力驱替系统,实现了有效开发[1-2]。但是,特低-超低渗透储层孔喉更细、非均质性更强,再加上人工压裂缝、动态裂缝等因素的影响,注水开发过程中矛盾更为突出,甚至会出现大批注水井注水注不进的情况。因此,需要在常规储层评价的基础上,建立一种以注水井注入能力和采油井见效情况为标准的储层评价方法,为特低-超低渗透油藏选择合适开发方式、实现高效开发提供地质依据。

图1 海塔盆地中部断陷带油田分布及地层系统

海拉尔塔木察格盆地(简称海塔盆地)已投入开发的特低-超低渗透油藏整体表现为注水开发效果差、水驱动用程度低、低产井比例高,常规注水开发遇到挑战。本文通过油藏注水开发效果评价,分析影响油藏注水补充地层能量因素,对特低渗透油藏注水补充地层能量的适应性进行分析。

1 吸水能力影响因素分析

海塔盆地位于中国东北中蒙交界处,总面积79.6×104km2。海塔盆地整体为“三凹两隆”的构造格局,目前发现的油藏主要位于中部断陷带,由北至南分别为乌尔逊凹陷的苏仁诺尔、乌东斜坡、及巴彦塔拉油田,贝尔凹陷的贝中油田、霍多莫尔油田、苏德尔特油田和呼和诺仁油田、南贝尔凹陷的东次凹北洼槽和南洼槽油田、塔南凹陷西次凹、中次凹和东次凹油田。发育的白垩系地层有铜钵庙组、南屯组、大磨拐河组、伊敏组,主要含油目的层位于下白垩统南屯组(见图1)[3-4]。

1.1 储层岩石学及物性特征

沉积储层属于扇三角洲前缘亚相,地层沉积阶段由于受火山作用影响,火山碎屑物含量高。根据火山碎屑物含量,可划分为砂(砾)岩、凝灰质砂(砾)岩、沉凝灰岩、凝灰岩等多种岩性,其中凝灰质砂(砾)岩、砂(砾)岩是含油储层发育的主要岩性。孔隙度值集中分布在5%～20%,平均值为11.2%,渗透率值集中分布在(0.1～10)×10-3μm2,储层属于低孔隙度、特低-超低渗透储层。

1.2 水敏矿物特征

黏土矿物是造成储层敏感性的主要因素[5-6]。由于海塔盆地含油层系较多、深度跨度较大,储层受成岩作用影响,水敏矿物在纵向上具有规律性。根据Stokes实验沉降原理,利用沉降法抽提砂岩中粒径小于4 μm的黏土矿物,通过X-射线衍射分析得知,油藏埋深1 300 m以上水敏矿物以蒙脱石为主,以呼和诺仁贝301南二段油藏为例,黏土矿物为蒙脱石、伊利石、高岭石,相对含量分别占比18%、35.5%、27.7%;埋深1 300～1 700 m水敏矿物蒙脱石和伊蒙混层兼有,以苏德尔特兴安岭油藏为例,黏土矿物为伊利石(23.9%)、高岭石(38.5%)、绿泥石(12.6%)、蒙脱石(13.1%)、伊蒙混层(5.4%);埋深1 700 m以下水敏矿物以伊蒙混层为主,以乌东南一段油藏为例,黏土矿物主要为伊利石(73%)和伊蒙混层(13.2%)。

2 注水井储层吸水能力分类

储层吸水能力是指在注水井井底压力小于储层破裂压力的条件下注水井能注入水量的大小。储层吸水能力差别很大,不同油藏、同一油藏不同储层、同一储层不同部位之间都会有明显差别。单一储层其吸水能力的大小与储层性质、原油物性、流度比、油水井距离、注水压差等有关。在油田注水开发过程中,储层吸水能力处于不断变化中,有的变化属于正常范围,有的变化可能由于水质恶化、储层被堵塞、或者注水井井底被污染等原因所引起[7-8]。

图2 3种类型注水井典型生产曲线

吸水指数是描述注水井储层吸水能力的重要参数,是指单位有效厚度单位压差下的吸水量

(1)

式中,I为注水井吸水指数,m3/(d·MPa·m);qw为日吸水量,m3/d;H为射孔有效厚度,m;pwf为目的层井底流动压力,MPa;pws为目的层地层压力,MPa。

在实际工作中,不可能经常关井测注水井地层压力,为了及时掌握注水井吸水能力变化,采用视吸水指数分析注水井动态。所谓视吸水指数是注水井单位有效厚度日注水量与井口压力的比值。

研究区主要采用菱形反九点井网,油水井数比为1∶3,根据注水井注水压力、注入量等实际生产数据,综合油井产液及见效情况,对注水井进行分类(见图2):Ⅰ类储层注水压力较低,吸水能力最好,在砂体连通条件下采油井见效明显,视吸水指数通常大于0.1;Ⅱ类储层一般注水压力较高,初期吸水能力能达到水井的配注水平,但随着注入时间的增长水井吸水能力逐渐降低,在砂体连通条件下采油井见效不明显,往往表现为延缓递减的作用,视吸水指数一般介于0.05与0.1之间;Ⅲ类储层即使注水压力达到储层破裂压力,吸水能力依然不好,随着注入时间的增长储层甚至不再吸水,视吸水指数基本都小于0.05。

以海塔盆地某典型特低-超低渗透油藏为例,储层为中等偏强水敏, 按照分类标准对该油藏52口注水进行分类(见表1),Ⅰ类水井12口,Ⅱ类水井11口, Ⅲ类水井29口。Ⅰ类水井平均射开有效厚度12.5 m, 注入压力较低(13.2 MPa), 日注入量22 m3,平均视吸水指数0.13。Ⅱ类井注入压力较高(18.7 MPa),已经接近管线压力(22.4 MPa),投注初期能完成配注,但注水一段时间后注入量开始下降,平均视吸水指数0.06。Ⅲ类水井压裂后投注,但注水压力依然很高(18.9 MPa),实际注入量与配注相差较大,注入量随时间递减快,平均视吸水指数0.01。

表1 某典型特低-超低渗透油藏各类注水井生产参数表

3 储层吸水能力测井评价

3.1 储层吸水能力影响因素分析

影响储层吸水能力的主要因素为储层物性和储层敏感性。其中储层敏感性包括水敏、速敏、酸敏、碱敏、盐敏。不同油藏储层敏感性不尽相同。储层敏感性实验结果显示,贝中南一段和苏仁诺尔南二段油藏由于储层黏土矿物整体含量低表现为弱水敏,其他各油田储层敏感性总体表现为中强水敏、中弱酸敏、中弱碱敏、中弱速敏。

3.2 评价参数的选取

根据注水井的分类结果,分别读取不同类注水井射开有效厚度自然伽马、电阻率、密度、中子、声波等测井曲线值,分析视吸水指数与各测井曲线的关系。视吸水指数与自然伽马及三孔隙度曲线具有较好的相关性(见图3)。自然伽马与储层岩性具有相关性,在沉积岩储层中自然伽马高低可反映储层泥质含量的高低。三孔隙度曲线(声波测井、中子测井、密度测井)在沉积岩储层中可反映储层物性的好坏。

从视吸水指数与自然伽马、密度测井曲线的关系可以看出,随着储层泥质含量、密度的增大,视吸水指数呈指数递减。储层的吸水能力受储层物性决定,储层的孔隙度、渗透率越高,储层的吸水能力越强。泥质含量是影响储层吸水能力的关键因素,体现为2方面:①储层中的泥质会降低储层的有效孔隙度和渗透率,泥质含量越高储层的有效孔隙度渗透率越低;②储层的泥质含量越高,蒙脱石等水敏矿物含量越高,水敏程度越大。

图3 视吸水指数与自然伽马—密度交会图

3.3 储层吸水能力测井评价

根据视吸水指数与各测井曲线的关系分析结果建立密度与自然伽马储层分类图版,按照储层吸水能力将储层分为3类(见图4)。各类储层下限参数见表2。Ⅰ类储层:储层吸水能力较强;Ⅱ类储层:储层吸水能力一般;Ⅲ类储层,储层吸水能力差。Ⅱ类储层的下限为注水开发储层吸水能力下限。

表2 某典型特低-超低渗透油藏各类储层下限参数表

*非法定计量单位,1mD=9.87×10-4μm2,下同

图4 不同类储层密度—自然伽马交会图

4 储层分类及注水补充地层能量适应性分析

通过储层吸水能力测井评价,确定了海塔盆地各油藏注水开发储层吸水能力物性下限。不同油藏物性下限差异较大,主要原因是由于不同油藏储层敏感性差异较大决定的。储层敏感性中储层水敏性是影响储层吸水能力的最主要因素。因此,引入水敏指数与储层渗透率相结合对特低-超低渗透油藏注水补充地层能量适应性进行综合分析。水敏指数是根据淡水渗透率与饱和盐水渗透率之间的降低幅度来评价储层水敏程度。

4.1 特低-超低渗透储层分类

通过建立水敏指数与不同类储层渗透下限关系可知(见图5),水敏指数越高,注水开发储层渗透率下限越高,储层水敏指数与储层渗透率界限呈指数关系;根据水敏指数及1类、2类、3类储层的渗透率分界线,可将该图划分为3个区域,即:Ⅰ类储层区、Ⅱ类储层区、Ⅲ类储层区。Ⅰ类储层较适合注水开发,水敏矿物基本不会影响注水开发的效果。Ⅱ类储层依然可以采用注水开发的方式,但由于储层物性比一类储层要差,更容易受水敏矿物的影响,因此需要根据油田实际情况通过调整注水方式、井网加密、提高水质等方式,改善注水效果。Ⅲ类储层不适合注水开发,需要探索新的地层能量补充方式,如蓄能压裂-单井吞吐、注气开发等。

图5 3种类型储层水敏指数与渗透率下限关系图

4.2 注水补充地层能量适应性分析实例分析

结合海塔盆地各油田水敏指数、渗透率情况以及实际的开发效果,对特低-超低渗透储层分类结果进行分析验证(见图5)。苏德尔特贝16兴安岭油藏、乌东斜坡带乌130-100北部区块、塔南塔19-34区块以及贝中希55-51甜点区块动用的储层属于Ⅰ类储层,目前井网较适合、水驱效果较好,该类储层以“甜点”的形式分布于Ⅱ、Ⅲ类储层中,分布面积较小,在海塔盆地已动用储量中约占比20%。苏德尔特贝14兴安岭油藏、乌东斜坡带乌130-100南部区块、塔南塔19-19区块以及贝中希55-51非甜点区块动用的储层属于Ⅱ类储层,在目前井网形式和开发方式下水驱效果一般,部分区块通过调整注水方式、井网加密、提高水质等改善了注水效果,该类储层在海塔盆地已动用储量中约占比20%。苏德尔特贝28断块、乌尔逊乌33断块、贝中希49-61等区块动用的储层属于Ⅲ类储层,初期产量低、产量下降快,目前注水开发方式没有起到补充地层能量的作用,属于天然能量开发,该类储层在海塔盆地已动用储量中约占比近60%,未动用的大部分储量也属于该类储层。

5 结 论

(1) 海塔盆地特低-超低渗透油藏影响储层吸水能力的主要因素是储层物性及水敏性。

(2) 不同油田储层注水开发渗透率下限不同是由储层水敏性差异导致的,水敏指数越高,注水开发储层渗透率下限越高,储层水敏指数与储层渗透率界限成指数关系。

(3) 根据水敏指数与不同类储层渗透下限关系,可将储层划分为3类,Ⅰ、Ⅱ类储层较适合注水开发,Ⅲ类储层需要探索新的地层能量补充方式,如蓄能压裂单井吞吐、注气开发。该分类方案为海塔盆地特低-超低渗透油藏开发方式的选择提供地质基础。

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