薛永超，田虓豐

(石油工程教育部重點實驗室 中國石油大學(xué)，北京 昌平 102249)

引 言

隨著常規(guī)油氣勘探效果變差，占資源總量80%以上的非常規(guī)能源逐漸引起關(guān)注［1－3］。加快這些特殊儲量動用已成為影響全球油氣工業(yè)發(fā)展的戰(zhàn)略性問題［4－7］。致密油被認(rèn)為是當(dāng)前最具有現(xiàn)實開發(fā)意義的資源，致密油儲層孔隙度小、滲透率極低、單井產(chǎn)能低，常規(guī)開發(fā)方式難以實現(xiàn)有效動用。這就需要從致密油藏特征出發(fā)，認(rèn)清致密油藏特征和滲流規(guī)律，從而探索致密油有效開發(fā)策略。

鄂爾多斯盆地致密油藏主要分布在三疊系延長組第7段。長7致密油藏形成于三疊紀(jì)湖盆發(fā)育的鼎盛時期，湖盆分布范圍廣，暗色泥巖厚度大，傳統(tǒng)研究認(rèn)為“長7沉積水體較深，砂體規(guī)模小，物性差，不能形成規(guī)模油藏”［3］。隨勘探程度不斷深入，長7油藏獲得重大突破，發(fā)現(xiàn)了多個含油富集區(qū)，展現(xiàn)出其廣闊開發(fā)前景。然而，長7油藏滲透率極低，屬典型致密油藏，目前其開發(fā)策略仍處于探索階段，本文旨在通過長7致密油藏與鄰層油藏差異性深入對比分析，深化長7致密油藏特征認(rèn)識，從而探討適合長7致密油藏的有效開發(fā)策略。

1 組構(gòu)特征

1.1 碎屑組分特征

37口取心井巖心觀察及薄片鑒定表明，長7致密油藏巖石以次長石巖屑砂巖為主。與上覆長6及下伏長8油藏相比，長7致密油藏石英含量相對較高，石英次生加大普遍，局部相連呈再生膠結(jié)(圖1a)。長石含量較低，但溶蝕現(xiàn)象普遍，形成次生溶孔(圖1b)。巖屑以變質(zhì)巖巖屑為主，含量中等?？傊?，長7油藏巖石成分成熟度中等(表1)。

表1 巖石學(xué)特征對比

1.2 填隙物特征

同長6和長8油藏相比，長7油藏填隙物含量高達17.4%(表1)，而長6和長8油藏填隙物含量僅9.5%和11.2%。從填隙物類型分析，長7油藏僅水云母含量就高達12.2%，水云母多呈纖維狀或針狀在巖石顆粒之間延伸，似“橋”狀橫跨孔隙空間，將相對較大孔隙分割成很多微孔隙，使得長7油藏儲集空間以微孔為主，導(dǎo)致長7油藏滲透率非常低(圖1c)。

1.3 結(jié)構(gòu)特征

通過37口井381塊巖心粒度分析可知，長7油藏巖性致密，粒徑細(xì)小，細(xì)砂組分占91.4%，粉砂組分占8.6%，粒度尖度為13.26，表明粒度頻率曲線分布很尖銳;顆粒多呈次棱角狀，磨圓較差;顆粒一般點線接觸，孔隙式膠結(jié)為主;粒度標(biāo)準(zhǔn)偏差為1.63，表明顆粒分選差;粒度偏度為2.32，表明粒度分布為正偏態(tài)，即細(xì)粒比例較大。儲層結(jié)構(gòu)成熟度中等。

2 孔喉特征

由于長7油藏成巖作用強，尤其是石英次生加大普遍，水云母切割作用強烈，大幅度降低粒間孔，從而形成長7油藏微孔隙為主(圖1d)、次生溶孔為輔(圖1e)、少量殘余粒間孔(圖1f)的孔隙組合特征。

圖1 長7致密油藏巖石碎屑組分及孔隙特征

研究表明，喉道是決定油藏滲流能力的關(guān)鍵因素，尤其是對于滲流能力極低的致密油藏。喉道特征主要取決于巖石顆粒接觸關(guān)系、膠結(jié)類型、顆粒形狀和大小等眾多因素。為了更準(zhǔn)確表征吼道特征，選用長7油藏典型巖心開展恒速壓汞實驗，其中城73井巖心孔隙度為9.9%，氣測滲透率為0.011×10－3μm2;莊132井巖心孔隙度為6.7%，氣測滲透率為0.002×10－3μm2。由恒速壓汞實驗結(jié)果可知，城73井巖心喉道半徑分布范圍為0.2～0.6 μm，峰值喉道半徑為 0.4 μm，頻數(shù)高達 3600個;由于莊132井巖心滲透率極低，恒速壓汞實驗結(jié)果表明，其喉道半徑分布范圍為0.2～0.3 μm，峰值喉道半徑為0.2 μm，頻數(shù)只有1500個。

對比分析可知，城73井巖心由于喉道半徑相對較大，且個數(shù)較多，致使其孔隙進汞飽和度達47.9%;而莊132井巖心由于喉道半徑細(xì)小，且個數(shù)少，使得汞無法進入較多的孔隙，從而導(dǎo)致其孔隙進汞飽和度只有8.57%。

3 滲流特征

3.1 潤濕性及敏感性

由于沉積復(fù)雜性，長7致密油藏的泥質(zhì)巖沉積中會夾雜部分砂巖，尤其是長7沉積中后期，其砂體密度相對較高，因此，長7中上部(即長71、長72)是致密油主要分布層位。研究區(qū)53塊巖心潤濕性實驗表明，長7致密油藏巖石表現(xiàn)為親油—強親油特征，增加了開發(fā)難度。對于致密油藏開發(fā)，可以考慮注入改性水，以降低油藏潤濕性對開發(fā)的不利影響。

研究區(qū)48塊巖心敏感性實驗分析可知，研究區(qū)總體表現(xiàn)為弱水敏、弱速敏、弱酸敏的特征，主要與填隙物類型及含量有關(guān)。對于致密油藏開發(fā)，特別注意采取措施，降低油藏敏感性對開發(fā)的不利作用。

3.2 相滲曲線及驅(qū)替特征

由長7致密油藏相滲曲線可知，長7致密油藏巖石束縛水飽和度(26.22%)和殘余油飽和度(38.52%)都比較大，兩相區(qū)范圍(35.26%)較小，油藏可動流體較少。油相相對滲透率曲線下降較快，而水相相對滲透率抬升又非常困難。導(dǎo)致開發(fā)早期油井產(chǎn)能遞減快，穩(wěn)產(chǎn)困難。

長7致密油藏?zé)o水期驅(qū)油效率非常低，僅為5.9%;當(dāng)含水率為95%時，驅(qū)油效率達到22.3%，相對無水期驅(qū)油效率增加278.0%;含水率為98%時，驅(qū)油效率比含水95%增加75.3%，含水率為100%時，驅(qū)油效率比含水98%時增加了24.1%。即隨著含水率增加，驅(qū)油效率快速增加，但增加幅度逐漸變緩。主要是由于隨含水率增加，油藏巖石親油性逐漸變?nèi)酰率乖透菀妆或?qū)替。相鄰的長6和長8油藏由于巖石潤濕性表現(xiàn)為弱親水特征，因此，無水期驅(qū)油效率比長7要高很多，但隨含水率的增加，其驅(qū)油效率增加幅度卻比長7低很多(表 2)。

表2 長7致密油藏與鄰層不同含水階段驅(qū)油效率對比

3.3 應(yīng)力敏感

為了模擬致密油藏開發(fā)實際應(yīng)力敏感現(xiàn)象，采用恒定圍壓改變流壓，同時采用模擬油為實驗流體展開研究。根據(jù)長7致密油埋深，確定實驗圍壓為40 MPa，流壓先從25 MPa依次降低至5 MPa，然后再逐漸升至25 MPa，測定不同有效應(yīng)力條件下的液測滲透率，分析其變化規(guī)律。由圖2a可知，有效應(yīng)力從15 MPa升至35 MPa時，巖石液測滲透率由7.06×10－6μm2降至4.12×10－6μm2;當(dāng)有效應(yīng)力再次從35 MPa降至15 MPa時，巖石液測滲透率恢復(fù)至 5.02×10－6μm2，不可逆損失達 28.9%。由圖2b可知，有效應(yīng)力從15 MPa升至35 MPa時，巖石液測滲透率由 1.36 ×10－6μm2降至0.28×10－6μm2，滲透率損失率達79.4%;當(dāng)有效應(yīng)力重新從35 MPa降至15 MPa時，巖石液測滲透率基本沒有恢復(fù)。這是由于當(dāng)巖石液測滲透率相對較高時(K液=7.06×10－6μm2)，巖石喉道半徑分布范圍較寬，且存在較多相對粗喉道，隨有效應(yīng)力增加，喉道被壓縮更細(xì)，因此滲透率降低。但是相對較細(xì)的喉道抗壓性更弱，喉道半徑損失更大，當(dāng)有效應(yīng)力再次減小時，變形較小的相對粗喉道能夠較大程度的發(fā)生恢復(fù)，變形較大的細(xì)喉道，只能發(fā)生較小規(guī)模的恢復(fù)，因此滲透率出現(xiàn)部分恢復(fù);當(dāng)巖石液測滲透率相對較低時(K液=1.36×10－6μm2)，巖石喉道半徑分布范圍較窄，且喉道半徑相對較細(xì)，基本上沒有粗喉道，隨有效應(yīng)力增加，細(xì)喉道被壓縮至更細(xì)，因此滲透率降低。當(dāng)有效應(yīng)力再次減小時，被壓縮的喉道雖然發(fā)生了部分恢復(fù)，但其恢復(fù)的喉道半徑相對模擬油分子而言，油分子仍無法通過該級別的喉道，因此滲透率基本沒有恢復(fù)。

為了進一步論證該現(xiàn)象，選取地質(zhì)特征相同的2塊巖心開展氣測與液測的應(yīng)力敏感對比實驗。液測滲透率為0.39×10－6μm2的巖心液測應(yīng)力敏感規(guī)律與液測滲透率為1.36×10－6μm2的巖心液測應(yīng)力敏感規(guī)律是一致的(圖2c)。而液測滲透率為0.39×10－6μm2的巖心氣測應(yīng)力敏感實驗表明，隨有效應(yīng)力增加，細(xì)喉道被壓縮變得更細(xì)，滲透率降低;當(dāng)有效應(yīng)力再次減小時，被壓縮更細(xì)的喉道發(fā)生部分恢復(fù)，此時恢復(fù)的喉道半徑雖然仍比較細(xì)，但卻可以允許氣分子通過，因此其滲透率發(fā)生部分恢復(fù)(圖2d)。綜上分析可知，致密油藏巖石存在較強的應(yīng)力敏感性，因此對于致密油藏開發(fā)， 最好使油藏壓力保持相對穩(wěn)定，盡量降低應(yīng)力敏感對開發(fā)的不利影響。

圖2 長7致密油藏不同滲透率不同測試流體應(yīng)力敏感性實驗曲線

3.4 啟動壓力梯度

布茲列夫斯基在1924年指出，多孔介質(zhì)中的液體所受的驅(qū)動壓力梯度必須大于某個門限值時，才會發(fā)生滲流，經(jīng)過幾十年發(fā)展，無論礦場實踐還是室內(nèi)模擬實驗均證明了啟動壓力梯度廣泛存在，并創(chuàng)立了理論體系［8］。圖3是以模擬油(μ=0.53 mPa·s)為實驗流體測定的不同滲透率巖石的啟動壓力梯度。由圖3可知，對于確定的流體，其啟動壓力梯度與滲透率呈較好的冪函數(shù)關(guān)系，即隨滲透率增加，啟動壓力梯度呈冪函數(shù)快速降低。當(dāng)K氣=10×10－6μm2時，啟動壓力梯度為 0.423 MPa/cm;當(dāng)K氣=100×10－6μm2時，啟動壓力梯度大幅降低至0.038 MPa/cm。因此對于致密油藏開發(fā)，必須增加油藏巖石滲透率，增大油藏泄油面積，降低啟動壓力梯度對開發(fā)的不利影響，可以借鑒頁巖氣長水平井體積壓裂開發(fā)關(guān)鍵技術(shù)。

圖3 長7致密油藏不同滲透率啟動壓力梯度實驗曲線

4 開發(fā)策略

針對致密油藏親油、高殘余油飽和度的特征，可以借鑒低滲透油藏注潤濕性反轉(zhuǎn)劑開發(fā)技術(shù)。理論研究、模擬實驗、礦場實踐均表明，應(yīng)用潤濕性反轉(zhuǎn)劑技術(shù)開發(fā)低滲透油藏，可以較大幅度的提高原油采收率［9］?；诖?，可以根據(jù)目標(biāo)油藏特征，研制適應(yīng)目標(biāo)致密油藏的潤濕性反轉(zhuǎn)劑，并建立相關(guān)開發(fā)技術(shù)，從而改變油藏巖石表面潤濕性，增加致密油的可流動性，達到改善開發(fā)效果目的。

與美國Bakken致密油藏相比，目標(biāo)油藏屬典型低壓致密油藏(壓力系數(shù)為0.8)，所以Bakken致密油藏衰竭開發(fā)方式不適宜目標(biāo)油藏。針對目標(biāo)致密油藏壓力偏低特點，可借鑒低滲透油藏注氣開發(fā)技術(shù)［10］。通過注入氣體來提高致密油藏壓力，同時可以達到混相，以改善致密油的滲流條件。

為了減弱強應(yīng)力敏感對開發(fā)效果的負(fù)影響，應(yīng)盡可能保持油藏壓力相對穩(wěn)定，避免開發(fā)過程中油藏壓力劇烈變化，可以借鑒超前注水技術(shù)［11］。礦場試驗表明，相同油藏條件下，實施超前注水井區(qū)的產(chǎn)能及穩(wěn)產(chǎn)時間均優(yōu)于不超前注水井區(qū)。長7致密油藏目前正開展溫和超前注水開發(fā)試驗，既可以保持或小幅度提升油藏原始壓力，又可以避免裂縫性水淹。

針對致密油藏高啟動壓力梯度的問題，可以借鑒頁巖氣長水平井體積壓裂技術(shù)(SRV)，增加油藏泄油面積，改善開發(fā)效果［12］。為了探索目標(biāo)致密油藏的有效開發(fā)策略，實施YP1井和YP2井，水平段長度均達到1500 m，分13簇實施體積壓裂，形成復(fù)雜縫網(wǎng)結(jié)構(gòu)，擴大了單井動用半徑，提高了單井控制儲量，2口體積壓裂水平井初期產(chǎn)能都超過15 t/d，1 a后產(chǎn)量仍舊維持10 t/d以上。鄰近的壓裂直井產(chǎn)量一般都小于1 t/d。由此可見，采用長水平井體積壓裂技術(shù)對開發(fā)致密油藏是十分有效的。

致密油藏物性極差，難以建立有效壓力驅(qū)替系統(tǒng)，可以采用小井距混合井網(wǎng)技術(shù)。目標(biāo)致密油藏砂體有效厚度較大(30 m)，利用壓裂直井注水可以提高縱向波及系數(shù)，利用壓裂水平井采油可以保證較高的單井產(chǎn)能;部署井網(wǎng)時，適當(dāng)縮小井距，在有限的注采壓差范圍內(nèi)形成有效壓力驅(qū)替系統(tǒng)，從而有效開發(fā)目標(biāo)致密油藏。

5 結(jié)論

(1)致密油藏填隙物含量高，成熟度中等，致密油藏以微孔隙為主，喉道半徑極細(xì)。致密油藏一般表現(xiàn)為親油和高殘余油飽和度特征;致密油藏存在較強的應(yīng)力敏感性和較高的啟動壓力梯度。

(2)有效開發(fā)致密油的策略可以考慮采用注入改性水改變油藏巖石表面潤濕性、注氣和超前注水保持油藏壓力相對穩(wěn)定、利用長水平井體積壓裂技術(shù)增加油藏接觸面積等方法。

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