鄂尔多斯盆地延长组下组合储层评价与有效开发技术策略

石　彬，陈芳萍，王　艳，罗　麟，李　康，王　涛，张小奇

(1.陕西延长石油(集团)有限责任公司研究院，陕西西安 710075；2.延长油田股份有限公司吴起采油厂，陕西延安 717600)



鄂尔多斯盆地延长组下组合储层评价与有效开发技术策略

石彬1，陈芳萍1，王艳1，罗麟1，李康1，王涛1，张小奇2

(1.陕西延长石油(集团)有限责任公司研究院，陕西西安 710075；2.延长油田股份有限公司吴起采油厂，陕西延安 717600)

摘要：鄂尔多斯盆地延长组下组合资源潜力巨大，但储层致密，导致开发效果差，储量难动用。针对此问题，以吴仓堡地区长9储层为切入点，通过大量分析化验数据，应用五元综合分类系数法对下组合储层进行了分类评价，并结合开发数据对有效开发方式进行了分析。结果表明，吴仓堡地区长9储层综合评价系数为3.01，属于低渗透Ⅲ类储层，其他各区块下组合储层均为Ⅲ类或Ⅳ类储层，以Ⅳ类储层为主，应用常规技术难以取得突破，动用难度大。各类开发技术的应用效果对比表明，注水可以有效改善下组合储层的开发效果，且注水时机越早效果越好；水平井开发下组合不但产量高，而且稳产能力优于常规井；应用缝网压裂的开发井其产量约为常规压裂井的2倍；表明“注水+水平井+缝网压裂”的开发技术模式适用于高效开发下组合难动用储量，应大规模推广应用。

关键词：鄂尔多斯盆地；下组合；储层评价；难动用储量；高效开发

鄂尔多斯盆地延长组下组合(长7—长10油层组)资源量大[1-3]，是延长油田的接替资源，但其储层致密，孔隙度和渗透率均较长4+5—长6储层更低[4]。油田开发中产量低、递减快等问题在下组合油藏开发中更加突出，大量油井投产1年后稳定产量在0.5t/d以下，经济效益极差[5]。本文以吴仓堡地区长9储层为切入点，应用“五元综合分类系数”法开展储层评价[6-12]，分析不同技术条件下下组合开发效果，进一步探讨该类难动用资源高效开发的技术模式，为同类油藏的开发提供借鉴。

1 吴仓堡长9储层特征

吴仓堡地区位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡中段，构造整体表现为西倾单斜，坡度不足1°，平均坡降为6～8m/km。区内长7、长8、长9、长10油藏均有不同程度发育，以长9油藏分布最为广泛。利用区内长9油层组大量岩心分析数据，根据低渗透油藏储层分级评价标准(表1)，对长9油层组进行储层评价，以指导下一步开发工作。

表1　低渗透油藏储层分级评价表(据杨正明等)

1.1 物性特征

本研究共取了16口井、约220块长9储层样品，取样深度集中在2000～2300m之间，岩性均为浅灰色细砂岩，油气显示均为油迹及以上。数据显示，样品渗透率主要分布在0.01～1mD之间，平均为0.57mD；孔隙度主要分布在5%～15%之间，平均为9.37%(图1)，属特低孔—特低渗储层。

1.2 微观孔隙结构特征

对区内4口井的7块样品进行了恒速压汞测试，实验采用美国Coretest公司制造的ASPE-730恒速压汞仪，进汞压力为0～1000psi(约为7MPa)，进汞速度为0.000001mL/s，汞与岩心接触角为140°，界面张力为485mN/m。

从不同渗透率K样品喉道类型分布情况来看，随着渗透率增加，微喉道和微细喉道的比例逐渐减少，细喉道和中喉道的比例逐渐增加，大尺寸喉道对渗透率的贡献更大。喉道区间分布统计结果显示(表2)，渗透率小于0.1mD的储层中几乎全为微喉道，很难注水开发；渗透率为0.1～1mD的储层具有较大比例的微细—细喉道，有一定开发潜力，可作为注水的攻关目标；渗透率大于1mD的储层具有较大比例的细—中喉道，注水开发难度不大。本区长9储层平均渗透率为0.57mD，注水开发潜力较大。

表2　喉道区间分布统计表

注：r—喉道半径。

岩样的渗流能力主要受喉道半径的制约(表3)，喉道半径大时渗透率较高。从喉道参数与渗透率关系图可以看出(图2)，平均喉道半径、最大喉道半径、主流喉道半径、平均孔喉比及分选系数与渗透率均呈良好的对数关系。渗透率越小，储层最大喉道半径和平均喉道半径越小，平均孔喉比越大。当渗透率小于0.6mD时，喉道半径急剧减小，平均孔喉比急剧增大，储层开发难度大幅增加。当渗透率大于0.6mD时，平均喉道半径可达1μm以上(细喉道级别)，最大喉道半径达2μm以上(中喉道级别)，开发难度适中。此外，储层渗透率越小，喉道分选系数越小，渗透率大于0.6mD时，喉道分选系数明显增大。

表3　长9储层恒速压汞测试结果表

1.3黏土矿物特征

长9储层样品X射线衍射黏土矿物成分分析结果显示(表4)，储层平均黏土矿物含量为14.2%，主要为伊/蒙混层和绿泥石，含少量伊利石。伊/蒙混层为水敏矿物，注水及酸化改造时应严格控制水质防止沉淀物对渗流通道的堵塞。

表4　黏土矿物成分分析表

1.4 高压物性特征

高压物性测试资料显示，长9油层原始地层压力为18.1MPa，饱和压力为9.39MPa，压力系数为0.8，地层温度为72.8℃，地温梯度为3.2℃/100m，地层原油体积系数为1.215，地层原油密度为0.753g/cm3，气油比为74.7m3/t，地层原油黏度为1.93mPa·s。

1.5 流体可动性特征

运用核磁共振技术结合离心法可准确计算可动流体百分数，从而快速有效评价储层。本次核磁共振T2测试是在低磁场核磁共振岩心分析仪上进行的，共振频率为2MHz，回波时间为0.3ms，恢复时间为6000ms，回波数为1024，信噪比控制在30∶1以上，T2谱拟合点数为100。

从23个样品测试结果来看，核磁图谱以单峰和双峰形态为主，表明储层中存在两种或更多的孔隙结构类型。当渗透率小于0.1mD时，核磁图谱只以单峰形式出现，流体主要为束缚流体，平均可动流体百分数仅为23.68%，开发潜力较小；渗透率增大时，波峰区间变大并有形成双峰曲线的趋势(图3a)。当渗透率大于0.1mD时，核磁图谱主要以双峰形式出现，图谱右峰逐渐升高，可动流体随渗透率增加而增多，渗透率达到一定程度后，右峰高于左峰，表明储层具有较大开发潜力(图3b)。

分析可知，可动流体百分数随渗透率的增加而增加，随孔隙度增大，可动流体百分数也呈现上升的趋势，吴仓堡地区长9储层平均可动流体百分数为47.7%。

1.6 渗流特征

储层渗流特征测试结果显示，压力梯度在低流速段急剧下降，表明该段发生了非线性渗流，而渗透率越低，真实启动压力梯度和拟启动压力梯度越高。本区真实启动压力梯度为0.0111～0.0839MPa/m，拟启动压力梯度为0.1095～0.5858MPa/m，平均启动压力梯度为0.147MPa/m，根据表1低渗透油藏储层分级评价标准，属Ⅱ类储层。

2 储层综合评价

运用恒速压汞、核磁共振、非线性渗流测试、X射线衍射黏土测试技术等实验手段，可对储层微观结构、流体动用规律、油水渗流特征等进行分析。测试结果中的主流喉道半径、黏土矿物含量、可动流体百分数、启动压力梯度及原油黏度等5个参数为储层评价主要影响因素，对各参数进行归一化处理，用“五元综合分类系数”法对储层进行综合评价。

2.1 评价方法

前人研究成果显示：平均喉道半径和可动流体百分数与开发效果成正相关关系，即平均喉道半径越大或可动流体百分数越高，开发效果越好；启动压力梯度、原油黏度和黏土矿物含量与开发效果成负相关关系，即启动压力梯度越高、原油黏度越高或黏土矿物含量越高，开发效果越差。通过5个参数归一化处理得到“五元综合分类系数”Feci，公式为：

式中so——可动流体百分数，%；

sostad——五类参数标准可动流体百分数，%；

rm——平均喉道半径，μm；

rmstad——五类参数标准平均喉道半径，μm；

λ——启动压力梯度，MPa/m；

λstad——五类参数标准启动压力梯度，MPa/m；

m——黏土矿物含量，%；

mstad——五类参数标准黏土矿物含量，%；

μ——原油黏度，mPa·s；

μstad——五类参数标准原油黏度，mPa·s。

为增强该方法的适用性，选取五类参数作为标准值来进行计算。

2.2 评价结果

储层综合分类标准为：Ⅰ类(Feci>8)、Ⅱ类(5

评价结果显示，吴仓堡长9储层喉道半径小、黏土矿物含量高、可动流体少、启动压力梯度高、原油性质好，其综合分类系数为3.01，属低渗透Ⅲ类储层，该类储层的开发具有一定难度。

2.3 推广应用

将该分类方法推广应用至盆地其他地区下组合储层，发现下组合储层普遍属于Ⅲ类或Ⅳ类储层，以Ⅳ类储层为主(表5)。说明下组合具有较大的开发难度，常规技术难以取得重大突破。

表5　鄂尔多斯盆地不同地区下组合储层分类评价表

3 开发策略分析

结合分类评价结果，进行了下组合储层的开发试验，分析不同开发技术的开发效果，优选有效的开发技术手段。

3.1 注水开发

选择具有一定注水开发潜力的储层进行注水开发试验，本次选取吴起长9储层，在同一区块内按不同井组以滞后注水、同步注水、超前注水3种方式进行注水，分析初期日产(投产初月平均日产)、稳定期日产(指投产1年后的平均日产)。开发数据显示(表6)，超前注水产量最高，且超前注水和同步注水的降产速度明显低于滞后注水。说明注水可以有效改善下组合的开发效果，注水时机越早效果越好。

表6　吴起长9储层不同注水时机开发效果对比表

3.2 水平井

由于下组合特低渗—超低渗储层喉道半径小、孔喉比大，因此选用了可增加储层接触面积、提高储层连通性的水平井技术。对定边地区长8、吴起地区长9、下寺湾地区长7共24口水平井及其周边常规开发井数据分别进行了统计，结果显示(表7)水平井开发下组合油藏效果较好，其初期产量可达常规井的4倍，而稳定期产量可达常规井的8倍以上，降产幅度较常规井低26个百分点。可见水平井开发不但产量高，而且稳产能力突出，是突破常规开发模式，实现大幅增产的重要手段。

表7　下组合水平井与常规井开发效果对比表

3.3 缝网压裂

缝网压裂技术可提高人工裂缝的复杂程度，解决储层渗流能力差的问题。本次统计了近年来长7、长8、长9油藏开发井不同压裂方式的生产数据，分常规井和水平井分别进行对比。数据显示(表8)，不管是常规井还是水平井，缝网压裂的开发效果均较好，其产量约为常规压裂井的2倍，是改善下组合开发效果的有效手段。

表8　下组合常规压裂与缝网压裂开发效果对比表

4 结论

(1)对吴仓堡长9储层应用“五元综合分类系数”法综合评价，认为其属于低渗透Ⅲ类储层，具有一定开发难度。对多个区块的下组合进行综合评价显示，下组合储层普遍为Ⅲ—Ⅳ类储层，以Ⅳ类储层为主，应用常规技术难以取得突破，储量动用难度大。

(2)实验数据显示，下组合储层以微细—细喉道为主，注水开发具有一定潜力；但其主流喉道半径和可动流体百分数较小，启动压力梯度高，需要技术攻关来增大孔隙的连通性和流体的流动性，以提高储层渗流能力，改善开发效果。

(3)开发试验显示，注水开发、水平井和缝网压裂技术均可以有效改善下组合开发效果，“注水+水平井+缝网压裂”的开发技术模式是目前针对下组合难动用储量较为有效的开发手段，值得规模推广应用。

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Reservoir Evaluation and Effective Development Technology in Lower Yanchang Formation

Shi Bin1, Chen Fangping1, Wang Yan1, Luo Lin1, Li Kang1, Wang Tao1, Zhang Xiaoqi2

(1.Research Institute of Shaanxi Yanchang Petroleum (Group) Co., Ltd., Xi′an, Shaanxi 710075，China；2.WuqiOilProductionPlantofYanchangOilfieldCo.,Ltd.,Xi′an,Shaanxi717600,China)

Abstract:In the Ordos Basin, the resources of the lower Yanchang Formation is huge but difficult to be developed and produced, because of the tight reservoir. To solve the problem, we took the Chang 9 reservoir in Wucangbao area as beginning point, based on analyzing a large number of test data, we conducted classified evaluation on the low assemblages by applying the “five yuan synthetic classification coefficient”, and got insight into the effective development ways on the basis of development data. Results whoed that the comprehensive evaluation coefficient of Chang 9 reservoir in the area was 3.01 and the reservoir belonged to low-permeability Class III reservoir, while other assemblages of other blocks were Class III or Class IV ones, which were dominated by Class IV ones. Conventional technology is difficult to make breakthrough and hard to be used for producing. Comparison of the application of all development technologies revealed that water injection could effectively improve development effect of low assemblages. The earlier we injected water, the better the result was. Horizontal well development could not only reach high yield, but could keep more stable production compared with conventional wells. The production of the wells with fracture network fracturing doubled that of the wells with traditional fracturing. It was indicated that the development mode of “water injection+horizontal well development+fracture network fracturing” was applicable for the reserves difficult to be produced in low assemblages and deserved large-scale application.

Key words:Ordos Basin; lower assemblage; reservoir evaluation; difficult-to-produce reserves; high-efficiency development

第一作者简介：石彬(1982年生)，男，硕士，工程师，从事油气田开发研究工作。邮箱：120017117@qq.com。

中图分类号：TE323

文献标识码:A