王金華 陳軍

摘 要：石港-唐港構(gòu)造帶滲透率低、儲(chǔ)量豐度低、自然產(chǎn)能低，因油藏地質(zhì)認(rèn)識(shí)不足等因素，已發(fā)現(xiàn)儲(chǔ)量動(dòng)用難、動(dòng)用差。通過對(duì)目標(biāo)區(qū)塊孔滲特征研究，應(yīng)用油水兩相驅(qū)替物理模擬和特低滲透油藏非線性滲流數(shù)值模擬等技術(shù)，確定了注水或注氣的可行性與注水開發(fā)補(bǔ)充地層能量的技術(shù)政策。研究表明：微觀孔隙結(jié)構(gòu)是決定和影響“三低”儲(chǔ)量動(dòng)用難度和開發(fā)效果的根本因素；目標(biāo)區(qū)域“三低”單元可實(shí)施注水或注氣開發(fā)，結(jié)合壓裂改造，可實(shí)現(xiàn)儲(chǔ)量的有效動(dòng)用。

關(guān)鍵詞：三低；孔滲特征；驅(qū)替物理模擬；微觀孔隙結(jié)構(gòu)；有效動(dòng)用

0 引言

“三低”（滲透率低、儲(chǔ)量豐度低、自然產(chǎn)能低）油藏廣泛分布于我國各個(gè)油區(qū)，在石油資源日益匱乏的當(dāng)下，以前不被重視的、開發(fā)難度大效益差的“三低”低品質(zhì)油氣資源已逐步成為油氣勘探開發(fā)的熱點(diǎn)。因此，實(shí)現(xiàn)“三低”油氣資源的有效動(dòng)用與效益開采，將對(duì)維護(hù)我國石油安全，滿足國民經(jīng)濟(jì)發(fā)展需求起到重要作用。

石港-唐港構(gòu)造帶屬于典型的“三低”油氣單元，域內(nèi)構(gòu)造破碎，單元多、面積小。開發(fā)中自然產(chǎn)能低且須壓裂投產(chǎn)，受單元儲(chǔ)量、幾何形態(tài)、人工壓裂縫等諸多因素影響，注水井位選取較困難，且水驅(qū)方向性明顯，難以形成完善的注采網(wǎng)關(guān)系，儲(chǔ)量難以有效動(dòng)用。

1 油藏概況

石港-唐港構(gòu)造帶位于蘇北盆地金湖凹陷，現(xiàn)有13個(gè)含油斷塊，共探明含油面積10.25km2，探明地質(zhì)儲(chǔ)量586×104t；油層薄，且多為砂泥互層，單砂層厚度為1～3m；孔隙度為12.1～14.5%，滲透率為1.9～17.5×10-3μm2；單元儲(chǔ)量豐度在40×104t/km2左右；目前探明儲(chǔ)量動(dòng)用率僅32.87%，總體采出程度僅10%。

2 存在的主要問題

（1）目標(biāo)區(qū)塊單元多，差異明顯，物性復(fù)雜，儲(chǔ)層微觀孔隙結(jié)構(gòu)特征難以準(zhǔn)確描述。

（2）砂體規(guī)模小，井網(wǎng)選取和井排距優(yōu)化難度大，難以建立有效壓力驅(qū)替系統(tǒng)，能量有效補(bǔ)充需要系統(tǒng)研究。

3 目標(biāo)單元孔滲特征研究

在目標(biāo)區(qū)內(nèi)的唐5、橋6、橋7塊選取6塊不同滲透率級(jí)別的巖心進(jìn)行恒速壓汞測試，并與蘇北盆地其他含油區(qū)塊的42塊不同滲透率級(jí)別的巖心孔道半徑與喉道半徑分布曲線進(jìn)行對(duì)比?？梢姡煌瑵B透率巖心的孔道半徑分布范圍接近，主要集中在100～250μm之間；喉道半徑分布范圍差異明顯，滲透率小于0.5mD，巖樣主要為小于1μm的喉道氣主導(dǎo)作用，開發(fā)難度很大；滲透率在0.5～2mD，巖樣中大于1μm的喉道相對(duì)較多，開發(fā)難度相對(duì)較小，可以進(jìn)行能量補(bǔ)充。說明喉道分布是決定儲(chǔ)層滲流性質(zhì)的主要因素。

4 注水與注氣可行性研究

4.1 不同壓力梯度場測試

利用平板大模型物理模擬實(shí)驗(yàn)，測試不同條件下的壓力場和流速，依據(jù)壓力場得到了壓力梯度場。根據(jù)不同壓力梯度測試結(jié)果可知，隨著注采壓差的提高，整個(gè)模型壓力梯度數(shù)值明顯增大，不流動(dòng)區(qū)域逐漸減小，擬線性滲流區(qū)域逐漸增加直到整個(gè)區(qū)域都達(dá)到擬線性滲流狀態(tài)。

4.2 注水與注氣實(shí)驗(yàn)結(jié)果分析

模擬注采壓差為15MPa時(shí)，進(jìn)行注水與注氣實(shí)驗(yàn)（結(jié)果見表1），隨著注入水或者注入氣（CO2）的PV逐漸增加，采出程度也逐漸增大?？梢?，對(duì)于目標(biāo)區(qū)塊“三低”儲(chǔ)層，可以進(jìn)行注水或注氣開發(fā)，且注氣（CO2）的采出程度高于水驅(qū)。

5 井網(wǎng)優(yōu)化研究

5.1極限井距的計(jì)算

以目標(biāo)區(qū)內(nèi)具有代表性的橋6斷塊為例，根據(jù)注水啟動(dòng)壓力梯度測試結(jié)果計(jì)算該斷塊的極限排距。注采壓差為10MPa時(shí)，極限排距為81.87m；注采壓差為15MPa時(shí)，極限排距為122.81m，注采壓差為20MPa時(shí)，極限排距為163.74m。

5.2橋6斷塊井排距優(yōu)化

橋6斷塊位于石港-唐港構(gòu)造帶中部橋河口地區(qū)東南部，含油面積1.32km2，探明地質(zhì)儲(chǔ)量41×104t。結(jié)合前面的實(shí)驗(yàn)研究結(jié)果，利用特低滲透油藏?cái)?shù)值模擬軟件，對(duì)橋6斷塊四個(gè)不同的不規(guī)則部署井網(wǎng)進(jìn)行模擬優(yōu)化。

方案一：注采井?dāng)?shù)比3：5，共8口井；方案二：注采井?dāng)?shù)比4：7，共11口井；方案三：注采井?dāng)?shù)比3：7，共10口井；方案四：注采井?dāng)?shù)比3：6，共9口井。四套方案均預(yù)測15年開發(fā)指標(biāo)。

考慮到目標(biāo)單元自然產(chǎn)能低且須壓裂投產(chǎn)，開發(fā)效果受壓裂縫影響較大，因此就不同方案分別對(duì)壓裂后半縫長度為50m、100m、150m、200m進(jìn)行數(shù)值模擬，分析認(rèn)為裂縫半長越大，最終采出程度越高。在裂縫半長小于50m時(shí)，采出程度增加明顯；在裂縫半長大于50m時(shí)，采出程度增加較緩。對(duì)比分析，方案二開發(fā)效果最好，見表2。

6 結(jié)論

通過對(duì)石港-唐港構(gòu)造帶“三低”單元儲(chǔ)層微觀孔滲特征的研究，得到以下結(jié)論。

（1）微觀孔隙結(jié)構(gòu)是決定和影響“三低”儲(chǔ)量動(dòng)用難度和開發(fā)效果的根本因素。

（2）目標(biāo)區(qū)域“三低”單元可實(shí)施注水或注氣開發(fā)，結(jié)合壓裂改造，可實(shí)現(xiàn)儲(chǔ)量的有效動(dòng)用。

參考文獻(xiàn)

[1] 黃延章.低滲透油藏滲流機(jī)理[M].北京：石油工業(yè)出版社，1998.

[2] 何順利.焦春艷，王建國，等.恒速壓汞與常規(guī)壓汞的異同[J].斷塊油氣田，2011，18（2）：235-237.

[3] 楊勝來.魏俊之.油層物理學(xué)[M].北京：石油工業(yè)出版社，2007.

[4] 王為民.郭和坤，葉朝輝.利用核磁共振可動(dòng)流體評(píng)價(jià)低滲透油田開發(fā)潛力[J].石油學(xué)報(bào)，2001，22（6）：40-44.

[5] 王端平.柳強(qiáng).復(fù)雜斷塊油田精細(xì)油藏描述[J].石油學(xué)報(bào)，2000，21（6）：111-116.

[6] 王哲.斷塊油藏注采井部署優(yōu)化研究[D].山東青島：中國石油大學(xué)（華東），2008.

[7] 楊正明.于榮澤，蘇致新，等.特低滲透油藏非線性滲流數(shù)值模擬[J].石油勘探與開發(fā)，2010，37（1）：94-98.

[8] 郭龍.特低滲透砂巖油藏初期含水變化規(guī)律機(jī)理實(shí)驗(yàn)研究[J].西南石油大學(xué)學(xué)報(bào)：自然科學(xué)版，2008，30（4）：127-129.