致密油含油厚度定量计算方法

金 涛 白 蓉 邹 娟 李秀清 李育聪 周春林 邓 燕

中国石油西南油气田公司勘探开发研究院, 四川 成都 610041

0 前言

近年研究发现,致密油的充注动力主要为生烃增压和毛细管压力差[3]。致密油不同于常规油藏的上油下水,也不同于岩性油藏的高孔渗含油、低孔渗无油;而致密油特点为一般邻近生油岩的致密层含油,远离生油岩的致密层含油性降低,甚至不含油,为“根源油藏”。因此,致密油含油厚度的计算难点与石油充注深度和裂缝发育程度有较大关系。

1 生烃增压

图1 四川盆地侏罗系烃源岩有机质热降解模拟温压曲线

1.1 生油强度计算

生油量的计算方法很多,如盆地模拟法、热模拟参数法、有机碳质量平衡法及沥青“A”法等。根据四川盆地侏罗系致密油的资料状况,选用恢复原始有机质全岩热模拟参数法来计算侏罗系烃源岩的生油量,而生油强度表示的是单位面积烃源岩的生油量,因此我们研究某点的生油量时,可用生油强度表示。生油强度计算表达式为[7]:

ΔQo=104Hc·ρc·C·Kc·Io

(1)

图2为有机碳恢复系数、产油率与Ro相关性的解释图版[6]。

a) 有机碳恢复系数图版

b) 产油率图版

1.2 生油前后体积变化率计算

高密度的有机质转化成低密度的油时,油体积增加较大,有机质体积略有减少,造成孔隙流体体积增加较大,而烃源岩孔隙体积略增大,因此生油前后体积变化率增加。如果把单位面积作为一个点,则任一点的体积变化率可按下列公式计算:

生油量体积公式:

Vo=ΔA·ΔQo/ρo下

(2)

有机碳体积减少量公式:

ΔVc=Hc·C·(Kc-1)

(3)

体积变化率:

δV=(Vo-ΔVc)/(Vp+ΔVc)

(4)

式中:Vo为生油量体积,m3;ΔA为单位面积,km2;ρo下为地下原油密度,g/cm3;ΔVc为有机碳体积减少量,m3;Vp为烃源岩生烃前总孔隙体积,m3;δV为体积变化率。

1.3 生烃增压计算

在等温条件下,液体的压缩系数可书写为:

β=-1/V·dV/dp

(5)

式中:β为液体压缩系数,MPa-1;V为液体体积,m3;dV为液体体积增量,m3;dp为液体压缩力减量(或膨胀力增量),MPa。

烃源岩中有机质转化为石油是一个缓慢增量的过程,在烃源岩(多孔固体)弹性范围内,压缩系数可近似不变,从式(5)可知,体积的微小增量将造成膨胀力的微小升高,膨胀力的微小升高如果能突破孔喉的毛细管阻力,液体通过孔喉被排出,孔喉流体体积减少,膨胀力降低[8];如果液体不能及时排出,突破烃源岩弹性范围,将造成膨胀力急剧增高,压缩系数则急剧降低,直至岩石破裂,液体通过裂缝被排出[9],膨胀力降低。这样周而复始的过程可以合成为一次生烃增压[10],即排烃后剩余压力,也是图1中稳定压力与初始压力之差,因此,生烃增压可由下式计算:

Δpo=δV·pf

(6)

式中:Δpo为生烃增压,MPa;pf为生烃前原始地层压力,MPa。

2 毛细管压力差

球形液滴因表面分子受向内的吸引而产生附加压力,因此表面张力方向与凹液面法线方向一致,与凸液面法线方向相反。一般来说,源岩喉道半径小于储层喉道半径,而油具有非润湿相,因此,图3中在源储界面处形成“葫芦”状油滴,在毛细管压力差的作用下,油从源岩流向储层[11]。

图3 源储界面处毛细管中油滴运移示意图

毛细管压力差主要与油水表面张力和曲面半径有关[12-13],其公式如下:

Δpc=2σ·(1/r-1/R)

(7)

式中:Δpc为毛细管压力差,MPa;σ为油水表面张力,N/m;r、R分别为烃源岩和储层喉道半径,m。

3 石油渗入深度

石油在无缝致密储层中渗入深度止于滞流带前,其充注的深度为充注动力与储层启动压力梯度之比[3,14-15]。石油渗入深度表达式为:

L=(Δpo+Δpc)/α

(8)

式中:L为石油渗入深度,m;α为储层启动压力梯度，MPa/m。

4 计算致密油平均含油厚度

一般来说,裂缝渗透率极高,可假设石油在裂缝中无阻力,即石油可渗入到裂缝最远处且无压力降,然后裂缝面可当成为源储界面,向裂缝面两侧渗入,两者渗入深度相当。

H=L·m+(d-L·m)·n

(9)

其中:

n=2L/k

式中:H为平均含油厚度,m;d为裂缝长度,m;k为裂缝间距,m;m、n为系数。

当储层单侧与烃源层接触[16-18]时,m=1,当储层上下侧均与烃源层接触时,m=2;当k<2L或d< L·m时,n=1,当无裂缝时,k无限大,n=0。

计算含油厚度时,可以把储层分为两部分,一部分为无裂缝的基质部分,一部分为裂缝部分。基质部分含油厚度就是石油渗入深度,为式(9)前部分L·m;裂缝部分只考虑基质部分未渗入石油的区域,应用加权计算,n为加权系数,其中d

5 实例

利用上述计算致密油含油厚度方法,表1例举了3口井的三段致密储层,计算其含油厚度,并可判断其含油情况。因3口井均未见裂缝,且为下生上储单侧供油,因此计算的渗入深度就为含油厚度。

表1 致密储层含油厚度计算表

项目1井2井3井储层井段/m1 855～1 8591 862～1 8652 475～2 478含油情况不含油不含油含油孔隙度/(%)1.693.743.47渗透率/10-3 μm20.190.780.26排驱压力/MPa8.730.931.09渐变层厚度/m-0.30-孔隙度/(%)-1.75-烃源层C/(%)1.941.282.33Ro/(%)1.221.051.02氯仿沥青“A”/(%)0.340.740.37充注情况生油强度/(104 t·km-2)21.74217.87632.451体积变化率0.1130.1110.315生烃增压/MPa2.1092.7437.795毛细管压差/MPa6.1475.4576.232渗入深度/m0.2060.2202.499结果含油厚度/m0.210.222.50

一般随着深度增加,地层温度、地层静水柱压力、油水界面张力、烃源岩密度等增加,烃源岩孔隙度等减少,所以多数参数可用深度的函数关系求取,另外,喉道半径、启动压力梯度一般与孔隙度、渗透率相关,因此可用孔隙度、渗透率函数求取[19-20]。计算结果见表1,岩心分析已证实,1井因物性太差,储层为不含油“白砂子”;2井在储层与烃源层间因有物性差的渐变层,石油无法穿透,因此储层孔隙度虽然较高也为不含油的“白砂子”;3井因储层物性较好,石油渗入深度较深,可渗入到大部分储层,因此储层为油砂层。

6 结论

1)致密油为“根源油藏”,石油首先充注邻近烃源岩的储层,然后依次“脉冲式”递推,缓慢进入储层深处。

2)驱动力主要为生烃增压和毛细管压力差,未考虑地温、反应增温等造成的热液膨胀力、固液压缩形成的瞬时压力、生气增压等,因此,计算的致密油含油厚度一般为低限值。

3)要计算致密油的有效含油厚度,则需要考虑致密储层有效下限值,如果含油饱和度过低为非油层,也就是说,充注压力过低无法形成有效油层,在计算石油渗入深度时,可先在充注压力中减去废弃压力后再计算,最后计算结果就是致密油有效含油厚度。

4)本文计算含油厚度的方法,除了应用于实例中判断储集砂体含油性外,主要应用于致密油大面积含油厚度计算,因此,可以应用于盆地模拟、地质建模等数模软件。