影响PL油田产吸能力的因素探讨

赵靖康，靳心伟，姜立富，安玉华，李媛婷

(中海石油(中国)有限公司天津分公司渤海石油研究院，天津 300452)

1　油藏地质概况

PL油田为一个被断层复杂化的断裂背斜，两条东西向断层将油田自北向南分为北块、中块和南块(见图1)。各块内发育多条小断层，油藏为受岩性影响的构造层状油藏，系正常温度压力系统。

PL油田主力含油层段为馆陶组,自上而下分为L50～L120 8个油组，储层物性较好，孔隙度20%～31% ,渗透率(70～3 500)×10-3μm2，具有纵向上从上到下依次变差的特点。地下原油粘度分布范围较广，纵向上除L50油组原油粘度大(274～496 mPa·s)，流体性质差，其他油组原油粘度较小(19～56 mPa·s)，流体性质随深度增加变好，油水界面附近变差。

PL油田于2010年1月投产，油井初期平均比采油指数为0.13 m3/(d·MPa·m)，注水井初期视吸水指数为0.31 m3/(d·MPa·m)，远低于相邻油田(见表1、表2)。

针对油井产油能力和注水井吸水能力差的问题，从完井方式、构造断块大小、地层等多角度，采用对比排除法进行全面分析，确定储层分选性差是导致油田产油能力和吸水能力差的根本原因，为油田后期的合理开发提供依据。

图1　PL油田构造图

表2　PL油田与相邻油田初期视吸水指数

2　完井方式对油井产能的影响

PL油田生产井先后采用裸眼筛管、套管射孔和压裂砾石充填3种完井方式。为了确定完井方式对油井初期比采油指数的影响，对油田20口生产井按完井方式进行统计，其中8口压裂砾石充填完井，8口裸眼筛管完井，4口套管射孔完井，初期比采油指数分别为0.18，0.16，0.14 m3/(d·MPa·m)，不同完井方式生产井初期产能相差不大(见图2)，说明完井方式不是影响油井产能的主要因素。

图2不同完井方式油井初期比采油指数

3　构造断块大小对油井产能的影响

PL油田内有多条断层将油田分割为大小不同多个断块，其中最大面积1.32 km2，最小不足0.1 km2，平均0.3 km2。为了确定断块大小对油井产能的影响，对不同面积断块油井初期产能进行统计，结果显示生产井产能差异不大(见图3)，说明构造断块面积不是影响油井产能的主要因素。

图3　不同面积断块油井初期比采油指数

4　储层对油井产能的影响

排除完井方式、构造断块大小对油井产能的影响，从储层粒度、压汞实验和相渗实验等数据来分析储层本身对产能的影响。

4.1　储层粒度分析

PL油田共完成75颗岩心粒度分析实验，粒度组分直方图均呈双峰或多峰(见图4)，说明该油田岩石颗粒大小差异大。

下面以1井L80油组17号岩心粒度分析资料(见表3、图5)为例，利用福克和沃德(Folk和Ward)公式来计算相关粒度参数[1-4]。

图4油田不同岩心粒度分析对比

图51井L80油组岩心照片及粒度分布

4.1.1标准偏差计算

分选系数S0=P25/P27应用很广，但公式存在缺欠，因为它没能包括粗、细尾端的分选特点。本次研究选用福克和沃德提出的标准偏差公式进行计算。

(1)

式中，S0特拉斯克分选系数；P25为特拉斯克累积质量百分比为25%对应的粒度值；σ为福克和沃德分选系数；φ95为福克和沃德累积质量百分比为95%对应粒度值。

计算结果标准偏差值为2.16，根据标准偏差σ的沉积物分选级别标准，油田储层分选性为差。

4.1.2偏度计算

(2)

式中，SK1为福克和沃德偏度值。

计算结果偏度值为0.46，按照福克五级偏度划分标准，呈现很正偏态，峰偏向粗粒度一侧，沉积物以粗组分为主，细粒一侧表现为低的尾部。

4.1.3峰度(尖度)计算

(3)

式中，KG为福克和沃德峰度值。

计算结果峰度值为0.848，按照福克等用KG值确定峰值等级界限，峰值为平坦型。综合上述3种粒度分析结果，油田储层分选性为差。

4.2　储层压汞分析

表4　F20井压汞实验基础信息

图6F20井不同岩心样品压汞曲线

下面以1698号样品实验数据(见图7、表5)分析计算，最大孔隙吼道半径RD为23 μm，对应的排驱压力pD为0.03 MPa，当汞饱和度为50%时，孔隙吼道半径中值半径R50为1.9 μm，对应毛管压力中值p50为0.38 MPa。为了进一步描述孔隙结构特征，计算其沈平平提出的均值系数α。

(4)

式中，α为均值系数；Si、So为饱和度；rmax为最大喉道半径。

计算结果均值系数为0.21，参照其对全国范围28个油藏5种类型划分标准，该油藏为孔隙结构有特殊性、孔隙结构较差、或孔隙结构很差的油藏。

图7　F20井1698号样品压汞曲线

4.3　相渗数据分析

PL油田F20井共进行4颗岩心油水相对渗透率实验(见表6)，正常完成2个样品实验，另2个样品实验过程中驱替压力持续升高，实验数据无法计算出相渗曲线，分析认为，这是由于微粒运移造成样品堵塞导致。从2个成功实验数据来看，储层束缚水饱和度均大于35%，残余油饱和度大于25%，可动油饱和度小于40%，驱油效率小于60%，油水相交点含水饱和度大于0.5，具有偏亲水的特点，曲线形态表现出低孔低渗储层特点[9-14](见图8)。

表6　F20井相对渗透率实验基础信息

图8F20井相对渗透率实验对比

5　结论

(1)PL油田产油能力远低于相邻油田，完井方式和构造断块大小不是影响其低的原因。

(2)粒度分析和压汞分析均表明，储层分选性差，孔隙结构差是影响油田产油能力低的主要原因。

(3)相渗曲线形态呈现出低孔低渗储层特点，部分样品相渗实验中发生驱替压力持续升高，这是由于微粒运移造成样品堵塞导致。因此在油田注水过程中更易发生微粒运移，导致注水能力低。