加拿大油砂隔夹层类型及动用储量界限研究

郭 晓 王 正 张 鹏 王盘根 刘新光

(1. 中海石油(中国)有限公司， 北京 100028； 2. 北京斯堪帕维科技有限公司， 北京 100101；3. 中国海洋石油国际有限公司， 北京 100029)

根据《BP世界能源统计年鉴》(2020年)的全球石油探明储量排名，加拿大的油砂资源储量居世界第一[1]。目前，加拿大油砂储量的1/5可实现露天开采，4/5需进行原地开采[2]。蒸汽辅助重力泄油(SAGD)是目前普遍采用的原地开采技术。采用该技术首先需沿油砂储层底界面布设2口水平井，上水平井用来注入高温蒸汽，使固体沥青受热后黏度降低，从而在重力和蒸汽压力的驱动下流入下水平井。沥青质热溶流走后，其原先所占据的孔隙即被蒸汽充填，在上水平井的两侧及上方形成蒸汽腔[3]。蒸汽腔的可扩散范围直接决定了油砂SAGD技术可动用的地质储量。

对于在生产油砂矿区，工业界一致认为生产井深度是动用储量的底部界限。各公司均采用隔夹层厚度确定动用储量的顶部界限，但认识差异较大。目前，在生产油田部分井区的动用储量已突破原划分顶部界限，动用储量能否精准确定将直接影响后续调整挖潜效果。本次研究以加拿大L油田为例，综合应用岩心、温度监测井、剩余油饱和度测井、时移地震等动静态数据，系统划分隔夹层类型并统计蒸汽腔的发育现象，定量分析隔夹层对蒸汽腔的影响程度。

1 L油田概况

L油田位于加拿大阿尔伯塔盆地阿萨巴斯卡地区，面积约30 km2。L油田于2003年开展SAGD试验，2007年实现规模生产。截至目前，油田采出程度达42%，已进入开发中后期调整阶段。油田的主要目的层为下白垩统McMurray组，自下而上分为3段，依次为Continental、Assemblage2和Assemblage3[4-5]。

其中，Assemblage3储层较厚，为主力开发层系，横向变化快，非均质性强，隔夹层分布复杂。储层平均厚度约22 m，平均孔隙度约28.9%，平均水平渗透率约4.545 μm2，平均垂向渗透率约3.500 μm2，平均含水饱和度为36%。油藏温度约6～9 ℃，属于正常压力系统。在油藏条件下，沥青的密度约为1.017 g/cm3，黏度为1 750～3 000 Pa·s。该油藏为典型的超稠油油藏。在油田勘探阶段部署了265口探井，其中205口井取心，三维地震资料全区覆盖。生产阶段，在井场部署21口监测井，实时测量油藏温度。2014 — 2015年，先后两次进行了时移地震数据采集及剩余饱和度测井，生产动态数据丰富，为本次研究提供了翔实的资料基础。

2 油砂隔夹层分析

2.1 沉积模式

加拿大油砂储层属于潮控河口湾类型。Carrigy等人对加拿大油砂McMurray层沉积进行了研究，认为McMurray层底部为河流相沉积，中部为河流-河口湾沉积，上部为浅海相沉积[6]。Hein等人对 45处露头、140个岩样及4 000余口测井进行了分析，将McMurray层划分为上段和下段，并首次将McMurray层划分为18种不同岩相及其组合[7]。目前，普遍认为Mcmurray组整体为海侵背景下受潮汐影响的河口湾沉积体系(见图1)，多期砂体垂向叠置，储层厚度大。L油田为内河口湾沉积，发育受潮汐影响的曲流河砂体，沉积微相包括废弃河道、点坝、泛滥平原，其中点坝可进一步分为下点砂坝(LPB)及上点砂坝(IHS)。下点坝主要发育砂岩和泥砾岩(Breccia)；上点坝主要发育砂质倾斜侧积层(Sandy IHS)和泥质倾斜侧积层(Muddy IHS)。

2.2 岩心描述及隔夹层分类

在油气勘探开发过程中，岩心资料是反映地下情况最直观、最可靠、最珍贵的实物资料[8-9]。研究区的岩心照片分辨率高，可以较好地确认岩石的类型及其含油性。研究区储层整体上以正旋回韵律为主，自下而上依次发育正韵律陆相河流相、正韵律内河口湾复合点坝沉积、复合韵律潮坪及区域广泛发育的海相洪泛泥岩。潮控河口湾环境受到潮汐和河流作用的影响，既有来自河流的沉积物，又有来自海水的沉积物。因此，岩心构造较河流相更为复杂，可见生物扰动、交错层理、水平层理、垂直虫孔及生物潜穴等特征(见图2)。

图1 L油田McMurray组沉积模式图

图2 研究区典型岩心照片

通过岩心描述，确定研究区隔夹层为以下3种类型：

(1) 泥岩。泥岩发育于废弃河道或泛滥平原，泥质含量高，物性差。

(2) 泥质侧积层。受潮汐周期作用的影响，泥质侧积层发育于上点坝，为河流和潮汐双重作用下的季节性沉积。受潮汐周期和河流周期的影响，水动力能量高时沉积砂岩，水动力能力低时沉积泥岩，整体泥质含量中等，物性较差。

(3) 泥砾岩。砂岩支撑着以泥砾为主的粗碎屑岩，其中泥砾颗粒大小不一、磨圆程度不同、堆积样式复杂、撕裂程度差异大。磨圆及分选程度反映的是泥砾再搬运的距离，撕裂程度反映的是河流-潮汐混合能量的强弱变化。大多数泥砾岩沉积于河道底部。

3 蒸汽腔发育情况分析

3.1 资料评估

(1) 温度测井。井场范围内部署有21口温度监测井，可通过热电偶仪器实时监测油藏内部动态。连续监测所获数据量大，可以连续反映蒸汽腔向上扩散的过程及时间段。如果部分井点在个别时间段出现仪器损坏现象，需先行排除异常点。

(2) 操作压力。操作压力属于油田开发过程中生产井对的动态数据。连续监测所获数据量大，可以近似反映油藏内部压力及注汽过程。若个别时间段操作频繁，则需选取操作压力稳定阶段的数据，以排除人为操作因素的影响。

(3) 时移地震解释成果。通过时移地震监测可获得油藏流体变化三维成像的过程[10-11]，其结果可以表征蒸汽腔的空间扩散情况。但是，L油田时移地震解释难度大，具有较大的不确定性，并且数据采集较早，无法反映地下蒸汽腔的当前情况。

(4) 剩余油饱和度测井解释成果。剩余油饱和度测井是指在油田开发过程中，通过测井仪器测量油藏目前的饱和度，可直观获得测量时间点的剩余油位置[12]，进而判断蒸汽腔扩散位置。由于采集时环境发生变化，其结果具有不连续性和不确定性，但可以在一定程度上验证动用储量划分的可靠性。

3.2 蒸汽腔扩散现象统计

基于资料评估结果，以岩心、操作压力及温度测井曲线作为硬数据，统计不同类型隔夹层对蒸汽腔的影响，总结其规律并确定动用储量顶部界限。以饱和度测井数、时移地震数据为第二数据，分别在井点和平面上辅助验证动用储量的划分结果。

利用操作压力对油藏内蒸汽腔的饱和温度进行估算，认为油藏内压力等于蒸汽井的操作压力，因此有公式(1)(2)[13]， 温度误差为±0.24 ℃。

100 ℃

(1)

0.1

(2)

式中：p—— 操作压力，MPa；

Ts—— 蒸汽腔饱和温度，℃；

对于一口监测井，以其相邻井对的最低蒸汽腔饱和温度作为蒸汽发生器的温度界限，逐月核对监测井温度测井资料(见图3)，记录蒸汽腔遇到不同类型隔夹层时的情况，以及相应的岩性、厚度、时间间隔等数据(见表1)。

图3 温度测井动态核实示意图

4 油砂动用储量界限识别

4.1 蒸汽腔扩散规律分析

对多口监测井的蒸汽腔扩散现象进行分析统计，发现不同厚度、不同类型隔夹层对于蒸汽腔的阻挡作用差异较明显。在稳定连续的生产条件下，蒸汽腔可在一定时间间隔(4～13月)内通过动用储层段内部厚度小于2 m的隔夹层，无法通过单个厚度大于2 m的泥岩或者大于3 m的侧积互层段(见图4)。

不同类型隔夹层对于蒸汽腔的阻挡作用差异明显，其根本原因在于泥岩发育的沉积环境不同。本区发育的是受潮汐影响的曲流河点坝沉积[14-15]，平面上可进一步划分为坝头、坝尾、废弃河道及泛滥平原等构型单元(见图5)。当泥岩厚度大于2 m时，多为废弃河道或泛滥平原构型单元，其泥质含量高且分布范围较广，可阻挡蒸汽腔的垂向扩展。坝头单元位于来水方向，泥质侧积层的纵向集中度低；坝尾单元位于去水方向，泥质侧积层的纵向集中度高。当多个泥质侧积层集中分布时，说明其位于坝尾单元，阻挡蒸汽腔扩展的不再是单个泥岩，而是整体泥质侧积互层；当泥质侧积互层段厚度大于3 m时，虽然泥质含量比废弃河道泥岩略低，但其平面分布范围更广，也可以阻挡蒸汽腔的垂向发育。

表1 X井蒸汽腔扩散情况统计

图4 L油田隔夹层影响蒸汽腔扩散统计图

图5 L油田储层构型模式图

4.2 动用层位与砂体叠置的关系

本区砂体叠置关系复杂，垂向上发育4期河道，接触关系多为切叠型和接触型，每期河道横向上又存在着横向切割，使得隔夹层分布更为复杂。由于SAGD开发方式的特征，水平开发井对的钻遇层位会影响到油砂储层的动用层位。

如图6所示：当开发井对钻遇①号砂体底部时，该砂体垂向上被③号砂体的废弃河道泥岩遮挡，夹层数量多且储层质量差，动用厚度小，形成模式A。当开发井对钻遇③号砂体底部时，上部发育切叠型砂体，动用厚度大，在④和⑥砂体间切叠程度弱，泥质侧积层成为隔层，形成模式A。在⑤和⑥号砂体间切叠程度强，泥质泥质侧积层未成为隔层，形成模式B。

地质历史形成的砂体叠置关系是“物质基础”，开发井对的部署位置是“改造装修”，二者共同决定油砂储层的动用层段。若要提高油砂储层的动用程度，精细的地质研究是基础，合理的井位部署是保障。

4.3 油砂SAGD动用储量界限

通过在生产油田的动静态数据分析蒸汽腔的扩展规律，总结动静耦合的油砂动用储量顶部界限(见图7)。单个厚度大于2 m的泥岩作为隔层，其底部深度即为动用储量单元的顶部；对于坝头构型单元，小于2 m的泥岩可以通过，因分布间隔较大不存在累积界限；对于坝尾构型单元，将侧积互层段厚度大于3 m的泥岩集中层作为隔层，其底部深度即动用储量单元的顶界。

图6 L油田动用储量顶部界限划分示意图

图7 动静耦合的油砂动用储量顶部界限划分示意图

5 应用效果分析

根据动静耦合的油砂动用储量顶部界限，可认识油藏的开发现状，有效核实在生产油田的动用储量规模。针对L油田，通过重新划分动用储量顶部界限，在1号井场上部发现大量未动用储量单元。此类储量往往位于隔层上部(见图8)。虽然蒸汽腔无法直接通过，但经过长时间的传导加热后沥青温度升高而达到流动状态。此时，通过部署单个水平生产井即可快速有效地将此部分储量采出，在节约蒸汽量的同时实现油田的快速增产。

图8 L油田典型潜力储量单元开发示意图

6 结 语

本次研究中，将油砂隔夹层分为泥岩、泥质侧积层及泥砾岩等3种类型，明确了沉积作用对油砂SAGD动用储量界限的控制作用。同时，按照构型单元建立不同的井点划分界限，理清“SAGD动用储量 — 蒸汽腔扩散 — 隔夹层分布 — 沉积相控”的成因关系链。结合油田开发实践，建立了油砂SAGD动用储量井点划分界限：以单个大于2 m的泥岩作为隔层；以坝头构型单元内部小于2 m的泥岩作为夹层；以坝尾构型单元内部大于3 m的侧积互层段作为隔层。采用动静耦合的油砂动用储量界限识别方法，所得结果符合地质认识，动用储量划分可靠。