石港—唐港构造带“三低”单元孔渗特征及有效动用对策

王金华 陈军

摘 要：石港-唐港构造带渗透率低、储量丰度低、自然产能低，因油藏地质认识不足等因素，已发现储量动用难、动用差。通过对目标区块孔渗特征研究，应用油水两相驱替物理模拟和特低渗透油藏非线性渗流数值模拟等技术，确定了注水或注气的可行性与注水开发补充地层能量的技术政策。研究表明：微观孔隙结构是决定和影响“三低”储量动用难度和开发效果的根本因素；目标区域“三低”单元可实施注水或注气开发，结合压裂改造，可实现储量的有效动用。

关键词：三低；孔渗特征；驱替物理模拟；微观孔隙结构；有效动用

0 引言

“三低”（渗透率低、储量丰度低、自然产能低）油藏广泛分布于我国各个油区，在石油资源日益匮乏的当下，以前不被重视的、开发难度大效益差的“三低”低品质油气资源已逐步成为油气勘探开发的热点。因此，实现“三低”油气资源的有效动用与效益开采，将对维护我国石油安全，满足国民经济发展需求起到重要作用。

石港-唐港构造带属于典型的“三低”油气单元，域内构造破碎，单元多、面积小。开发中自然产能低且须压裂投产，受单元储量、几何形态、人工压裂缝等诸多因素影响，注水井位选取较困难，且水驱方向性明显，难以形成完善的注采网关系，储量难以有效动用。

1 油藏概况

石港-唐港构造带位于苏北盆地金湖凹陷，现有13个含油断块，共探明含油面积10.25km2，探明地质储量586×104t；油层薄，且多为砂泥互层，单砂层厚度为1～3m；孔隙度为12.1～14.5%，渗透率为1.9～17.5×10-3μm2；单元储量丰度在40×104t/km2左右；目前探明储量动用率仅32.87%，总体采出程度仅10%。

2 存在的主要问题

（1）目标区块单元多，差异明显，物性复杂，储层微观孔隙结构特征难以准确描述。

（2）砂体规模小，井网选取和井排距优化难度大，难以建立有效压力驱替系统，能量有效补充需要系统研究。

3 目标单元孔渗特征研究

在目标区内的唐5、桥6、桥7块选取6块不同渗透率级别的岩心进行恒速压汞测试，并与苏北盆地其他含油区块的42块不同渗透率级别的岩心孔道半径与喉道半径分布曲线进行对比。可见，不同渗透率岩心的孔道半径分布范围接近，主要集中在100～250μm之间；喉道半径分布范围差异明显，渗透率小于0.5mD，岩样主要为小于1μm的喉道气主导作用，开发难度很大；渗透率在0.5～2mD，岩样中大于1μm的喉道相对较多，开发难度相对较小，可以进行能量补充。说明喉道分布是决定储层渗流性质的主要因素。

4 注水与注气可行性研究

4.1 不同压力梯度场测试

利用平板大模型物理模拟实验，测试不同条件下的压力场和流速，依据压力场得到了压力梯度场。根据不同压力梯度测试结果可知，随着注采压差的提高，整个模型压力梯度数值明显增大，不流动区域逐渐减小，拟线性渗流区域逐渐增加直到整个区域都达到拟线性渗流状态。

4.2 注水与注气实验结果分析

模拟注采压差为15MPa时，进行注水与注气实验（结果见表1），随着注入水或者注入气（CO2）的PV逐渐增加，采出程度也逐渐增大。可见，对于目标区块“三低”储层，可以进行注水或注气开发，且注气（CO2）的采出程度高于水驱。

5 井网优化研究

5.1极限井距的计算

以目标区内具有代表性的桥6断块为例，根据注水启动压力梯度测试结果计算该断块的极限排距。注采压差为10MPa时，极限排距为81.87m；注采压差为15MPa时，极限排距为122.81m，注采压差为20MPa时，极限排距为163.74m。

5.2桥6断块井排距优化

桥6断块位于石港-唐港构造带中部桥河口地区东南部，含油面积1.32km2，探明地质储量41×104t。结合前面的实验研究结果，利用特低渗透油藏数值模拟软件，对桥6断块四个不同的不规则部署井网进行模拟优化。

方案一：注采井数比3：5，共8口井；方案二：注采井数比4：7，共11口井；方案三：注采井数比3：7，共10口井；方案四：注采井数比3：6，共9口井。四套方案均预测15年开发指标。

考虑到目标单元自然产能低且须压裂投产，开发效果受压裂缝影响较大，因此就不同方案分别对压裂后半缝长度为50m、100m、150m、200m进行数值模拟，分析认为裂缝半长越大，最终采出程度越高。在裂缝半长小于50m时，采出程度增加明显；在裂缝半长大于50m时，采出程度增加较缓。对比分析，方案二开发效果最好，见表2。

6 结论

通过对石港-唐港构造带“三低”单元储层微观孔渗特征的研究，得到以下结论。

（1）微观孔隙结构是决定和影响“三低”储量动用难度和开发效果的根本因素。

（2）目标区域“三低”单元可实施注水或注气开发，结合压裂改造，可实现储量的有效动用。

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