石　彬，陳芳萍，王　艷，羅　麟，李　康，王　濤，張小奇

(1.陜西延長(zhǎng)石油(集團(tuán))有限責(zé)任公司研究院，陜西西安 710075；2.延長(zhǎng)油田股份有限公司吳起采油廠，陜西延安 717600)

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鄂爾多斯盆地延長(zhǎng)組下組合儲(chǔ)層評(píng)價(jià)與有效開發(fā)技術(shù)策略

石彬1，陳芳萍1，王艷1，羅麟1，李康1，王濤1，張小奇2

(1.陜西延長(zhǎng)石油(集團(tuán))有限責(zé)任公司研究院，陜西西安 710075；2.延長(zhǎng)油田股份有限公司吳起采油廠，陜西延安 717600)

摘要：鄂爾多斯盆地延長(zhǎng)組下組合資源潛力巨大，但儲(chǔ)層致密，導(dǎo)致開發(fā)效果差，儲(chǔ)量難動(dòng)用。針對(duì)此問(wèn)題，以吳倉(cāng)堡地區(qū)長(zhǎng)9儲(chǔ)層為切入點(diǎn)，通過(guò)大量分析化驗(yàn)數(shù)據(jù)，應(yīng)用五元綜合分類系數(shù)法對(duì)下組合儲(chǔ)層進(jìn)行了分類評(píng)價(jià)，并結(jié)合開發(fā)數(shù)據(jù)對(duì)有效開發(fā)方式進(jìn)行了分析。結(jié)果表明，吳倉(cāng)堡地區(qū)長(zhǎng)9儲(chǔ)層綜合評(píng)價(jià)系數(shù)為3.01，屬于低滲透Ⅲ類儲(chǔ)層，其他各區(qū)塊下組合儲(chǔ)層均為Ⅲ類或Ⅳ類儲(chǔ)層，以Ⅳ類儲(chǔ)層為主，應(yīng)用常規(guī)技術(shù)難以取得突破，動(dòng)用難度大。各類開發(fā)技術(shù)的應(yīng)用效果對(duì)比表明，注水可以有效改善下組合儲(chǔ)層的開發(fā)效果，且注水時(shí)機(jī)越早效果越好；水平井開發(fā)下組合不但產(chǎn)量高，而且穩(wěn)產(chǎn)能力優(yōu)于常規(guī)井；應(yīng)用縫網(wǎng)壓裂的開發(fā)井其產(chǎn)量約為常規(guī)壓裂井的2倍；表明“注水+水平井+縫網(wǎng)壓裂”的開發(fā)技術(shù)模式適用于高效開發(fā)下組合難動(dòng)用儲(chǔ)量，應(yīng)大規(guī)模推廣應(yīng)用。

關(guān)鍵詞：鄂爾多斯盆地；下組合；儲(chǔ)層評(píng)價(jià)；難動(dòng)用儲(chǔ)量；高效開發(fā)

鄂爾多斯盆地延長(zhǎng)組下組合(長(zhǎng)7—長(zhǎng)10油層組)資源量大[1-3]，是延長(zhǎng)油田的接替資源，但其儲(chǔ)層致密，孔隙度和滲透率均較長(zhǎng)4+5—長(zhǎng)6儲(chǔ)層更低[4]。油田開發(fā)中產(chǎn)量低、遞減快等問(wèn)題在下組合油藏開發(fā)中更加突出，大量油井投產(chǎn)1年后穩(wěn)定產(chǎn)量在0.5t/d以下，經(jīng)濟(jì)效益極差[5]。本文以吳倉(cāng)堡地區(qū)長(zhǎng)9儲(chǔ)層為切入點(diǎn)，應(yīng)用“五元綜合分類系數(shù)”法開展儲(chǔ)層評(píng)價(jià)[6-12]，分析不同技術(shù)條件下下組合開發(fā)效果，進(jìn)一步探討該類難動(dòng)用資源高效開發(fā)的技術(shù)模式，為同類油藏的開發(fā)提供借鑒。

1 吳倉(cāng)堡長(zhǎng)9儲(chǔ)層特征

吳倉(cāng)堡地區(qū)位于鄂爾多斯盆地伊陜斜坡中段，構(gòu)造整體表現(xiàn)為西傾單斜，坡度不足1°，平均坡降為6～8m/km。區(qū)內(nèi)長(zhǎng)7、長(zhǎng)8、長(zhǎng)9、長(zhǎng)10油藏均有不同程度發(fā)育，以長(zhǎng)9油藏分布最為廣泛。利用區(qū)內(nèi)長(zhǎng)9油層組大量巖心分析數(shù)據(jù)，根據(jù)低滲透油藏儲(chǔ)層分級(jí)評(píng)價(jià)標(biāo)準(zhǔn)(表1)，對(duì)長(zhǎng)9油層組進(jìn)行儲(chǔ)層評(píng)價(jià)，以指導(dǎo)下一步開發(fā)工作。

表1　低滲透油藏儲(chǔ)層分級(jí)評(píng)價(jià)表(據(jù)楊正明等)

1.1 物性特征

本研究共取了16口井、約220塊長(zhǎng)9儲(chǔ)層樣品，取樣深度集中在2000～2300m之間，巖性均為淺灰色細(xì)砂巖，油氣顯示均為油跡及以上。數(shù)據(jù)顯示，樣品滲透率主要分布在0.01～1mD之間，平均為0.57mD；孔隙度主要分布在5%～15%之間，平均為9.37%(圖1)，屬特低孔—特低滲儲(chǔ)層。

1.2 微觀孔隙結(jié)構(gòu)特征

對(duì)區(qū)內(nèi)4口井的7塊樣品進(jìn)行了恒速壓汞測(cè)試，實(shí)驗(yàn)采用美國(guó)Coretest公司制造的ASPE-730恒速壓汞儀，進(jìn)汞壓力為0～1000psi(約為7MPa)，進(jìn)汞速度為0.000001mL/s，汞與巖心接觸角為140°，界面張力為485mN/m。

從不同滲透率K樣品喉道類型分布情況來(lái)看，隨著滲透率增加，微喉道和微細(xì)喉道的比例逐漸減少，細(xì)喉道和中喉道的比例逐漸增加，大尺寸喉道對(duì)滲透率的貢獻(xiàn)更大。喉道區(qū)間分布統(tǒng)計(jì)結(jié)果顯示(表2)，滲透率小于0.1mD的儲(chǔ)層中幾乎全為微喉道，很難注水開發(fā)；滲透率為0.1～1mD的儲(chǔ)層具有較大比例的微細(xì)—細(xì)喉道，有一定開發(fā)潛力，可作為注水的攻關(guān)目標(biāo)；滲透率大于1mD的儲(chǔ)層具有較大比例的細(xì)—中喉道，注水開發(fā)難度不大。本區(qū)長(zhǎng)9儲(chǔ)層平均滲透率為0.57mD，注水開發(fā)潛力較大。

表2　喉道區(qū)間分布統(tǒng)計(jì)表

注：r—喉道半徑。

巖樣的滲流能力主要受喉道半徑的制約(表3)，喉道半徑大時(shí)滲透率較高。從喉道參數(shù)與滲透率關(guān)系圖可以看出(圖2)，平均喉道半徑、最大喉道半徑、主流喉道半徑、平均孔喉比及分選系數(shù)與滲透率均呈良好的對(duì)數(shù)關(guān)系。滲透率越小，儲(chǔ)層最大喉道半徑和平均喉道半徑越小，平均孔喉比越大。當(dāng)滲透率小于0.6mD時(shí)，喉道半徑急劇減小，平均孔喉比急劇增大，儲(chǔ)層開發(fā)難度大幅增加。當(dāng)滲透率大于0.6mD時(shí)，平均喉道半徑可達(dá)1μm以上(細(xì)喉道級(jí)別)，最大喉道半徑達(dá)2μm以上(中喉道級(jí)別)，開發(fā)難度適中。此外，儲(chǔ)層滲透率越小，喉道分選系數(shù)越小，滲透率大于0.6mD時(shí)，喉道分選系數(shù)明顯增大。

表3　長(zhǎng)9儲(chǔ)層恒速壓汞測(cè)試結(jié)果表

1.3黏土礦物特征

長(zhǎng)9儲(chǔ)層樣品X射線衍射黏土礦物成分分析結(jié)果顯示(表4)，儲(chǔ)層平均黏土礦物含量為14.2%，主要為伊/蒙混層和綠泥石，含少量伊利石。伊/蒙混層為水敏礦物，注水及酸化改造時(shí)應(yīng)嚴(yán)格控制水質(zhì)防止沉淀物對(duì)滲流通道的堵塞。

表4　黏土礦物成分分析表

1.4 高壓物性特征

高壓物性測(cè)試資料顯示，長(zhǎng)9油層原始地層壓力為18.1MPa，飽和壓力為9.39MPa，壓力系數(shù)為0.8，地層溫度為72.8℃，地溫梯度為3.2℃/100m，地層原油體積系數(shù)為1.215，地層原油密度為0.753g/cm3，氣油比為74.7m3/t，地層原油黏度為1.93mPa·s。

1.5 流體可動(dòng)性特征

運(yùn)用核磁共振技術(shù)結(jié)合離心法可準(zhǔn)確計(jì)算可動(dòng)流體百分?jǐn)?shù)，從而快速有效評(píng)價(jià)儲(chǔ)層。本次核磁共振T2測(cè)試是在低磁場(chǎng)核磁共振巖心分析儀上進(jìn)行的，共振頻率為2MHz，回波時(shí)間為0.3ms，恢復(fù)時(shí)間為6000ms，回波數(shù)為1024，信噪比控制在30∶1以上，T2譜擬合點(diǎn)數(shù)為100。

從23個(gè)樣品測(cè)試結(jié)果來(lái)看，核磁圖譜以單峰和雙峰形態(tài)為主，表明儲(chǔ)層中存在兩種或更多的孔隙結(jié)構(gòu)類型。當(dāng)滲透率小于0.1mD時(shí)，核磁圖譜只以單峰形式出現(xiàn)，流體主要為束縛流體，平均可動(dòng)流體百分?jǐn)?shù)僅為23.68%，開發(fā)潛力較?。粷B透率增大時(shí)，波峰區(qū)間變大并有形成雙峰曲線的趨勢(shì)(圖3a)。當(dāng)滲透率大于0.1mD時(shí)，核磁圖譜主要以雙峰形式出現(xiàn)，圖譜右峰逐漸升高，可動(dòng)流體隨滲透率增加而增多，滲透率達(dá)到一定程度后，右峰高于左峰，表明儲(chǔ)層具有較大開發(fā)潛力(圖3b)。

分析可知，可動(dòng)流體百分?jǐn)?shù)隨滲透率的增加而增加，隨孔隙度增大，可動(dòng)流體百分?jǐn)?shù)也呈現(xiàn)上升的趨勢(shì)，吳倉(cāng)堡地區(qū)長(zhǎng)9儲(chǔ)層平均可動(dòng)流體百分?jǐn)?shù)為47.7%。

1.6 滲流特征

儲(chǔ)層滲流特征測(cè)試結(jié)果顯示，壓力梯度在低流速段急劇下降，表明該段發(fā)生了非線性滲流，而滲透率越低，真實(shí)啟動(dòng)壓力梯度和擬啟動(dòng)壓力梯度越高。本區(qū)真實(shí)啟動(dòng)壓力梯度為0.0111～0.0839MPa/m，擬啟動(dòng)壓力梯度為0.1095～0.5858MPa/m，平均啟動(dòng)壓力梯度為0.147MPa/m，根據(jù)表1低滲透油藏儲(chǔ)層分級(jí)評(píng)價(jià)標(biāo)準(zhǔn)，屬Ⅱ類儲(chǔ)層。

2 儲(chǔ)層綜合評(píng)價(jià)

運(yùn)用恒速壓汞、核磁共振、非線性滲流測(cè)試、X射線衍射黏土測(cè)試技術(shù)等實(shí)驗(yàn)手段，可對(duì)儲(chǔ)層微觀結(jié)構(gòu)、流體動(dòng)用規(guī)律、油水滲流特征等進(jìn)行分析。測(cè)試結(jié)果中的主流喉道半徑、黏土礦物含量、可動(dòng)流體百分?jǐn)?shù)、啟動(dòng)壓力梯度及原油黏度等5個(gè)參數(shù)為儲(chǔ)層評(píng)價(jià)主要影響因素，對(duì)各參數(shù)進(jìn)行歸一化處理，用“五元綜合分類系數(shù)”法對(duì)儲(chǔ)層進(jìn)行綜合評(píng)價(jià)。

2.1 評(píng)價(jià)方法

前人研究成果顯示：平均喉道半徑和可動(dòng)流體百分?jǐn)?shù)與開發(fā)效果成正相關(guān)關(guān)系，即平均喉道半徑越大或可動(dòng)流體百分?jǐn)?shù)越高，開發(fā)效果越好；啟動(dòng)壓力梯度、原油黏度和黏土礦物含量與開發(fā)效果成負(fù)相關(guān)關(guān)系，即啟動(dòng)壓力梯度越高、原油黏度越高或黏土礦物含量越高，開發(fā)效果越差。通過(guò)5個(gè)參數(shù)歸一化處理得到“五元綜合分類系數(shù)”Feci，公式為：

式中so——可動(dòng)流體百分?jǐn)?shù)，%；

sostad——五類參數(shù)標(biāo)準(zhǔn)可動(dòng)流體百分?jǐn)?shù)，%；

rm——平均喉道半徑，μm；

rmstad——五類參數(shù)標(biāo)準(zhǔn)平均喉道半徑，μm；

λ——啟動(dòng)壓力梯度，MPa/m；

λstad——五類參數(shù)標(biāo)準(zhǔn)啟動(dòng)壓力梯度，MPa/m；

m——黏土礦物含量，%；

mstad——五類參數(shù)標(biāo)準(zhǔn)黏土礦物含量，%；

μ——原油黏度，mPa·s；

μstad——五類參數(shù)標(biāo)準(zhǔn)原油黏度，mPa·s。

為增強(qiáng)該方法的適用性，選取五類參數(shù)作為標(biāo)準(zhǔn)值來(lái)進(jìn)行計(jì)算。

2.2 評(píng)價(jià)結(jié)果

儲(chǔ)層綜合分類標(biāo)準(zhǔn)為：Ⅰ類(Feci>8)、Ⅱ類(5

評(píng)價(jià)結(jié)果顯示，吳倉(cāng)堡長(zhǎng)9儲(chǔ)層喉道半徑小、黏土礦物含量高、可動(dòng)流體少、啟動(dòng)壓力梯度高、原油性質(zhì)好，其綜合分類系數(shù)為3.01，屬低滲透Ⅲ類儲(chǔ)層，該類儲(chǔ)層的開發(fā)具有一定難度。

2.3 推廣應(yīng)用

將該分類方法推廣應(yīng)用至盆地其他地區(qū)下組合儲(chǔ)層，發(fā)現(xiàn)下組合儲(chǔ)層普遍屬于Ⅲ類或Ⅳ類儲(chǔ)層，以Ⅳ類儲(chǔ)層為主(表5)。說(shuō)明下組合具有較大的開發(fā)難度，常規(guī)技術(shù)難以取得重大突破。

表5　鄂爾多斯盆地不同地區(qū)下組合儲(chǔ)層分類評(píng)價(jià)表

3 開發(fā)策略分析

結(jié)合分類評(píng)價(jià)結(jié)果，進(jìn)行了下組合儲(chǔ)層的開發(fā)試驗(yàn)，分析不同開發(fā)技術(shù)的開發(fā)效果，優(yōu)選有效的開發(fā)技術(shù)手段。

3.1 注水開發(fā)

選擇具有一定注水開發(fā)潛力的儲(chǔ)層進(jìn)行注水開發(fā)試驗(yàn)，本次選取吳起長(zhǎng)9儲(chǔ)層，在同一區(qū)塊內(nèi)按不同井組以滯后注水、同步注水、超前注水3種方式進(jìn)行注水，分析初期日產(chǎn)(投產(chǎn)初月平均日產(chǎn))、穩(wěn)定期日產(chǎn)(指投產(chǎn)1年后的平均日產(chǎn))。開發(fā)數(shù)據(jù)顯示(表6)，超前注水產(chǎn)量最高，且超前注水和同步注水的降產(chǎn)速度明顯低于滯后注水。說(shuō)明注水可以有效改善下組合的開發(fā)效果，注水時(shí)機(jī)越早效果越好。

表6　吳起長(zhǎng)9儲(chǔ)層不同注水時(shí)機(jī)開發(fā)效果對(duì)比表

3.2 水平井

由于下組合特低滲—超低滲儲(chǔ)層喉道半徑小、孔喉比大，因此選用了可增加儲(chǔ)層接觸面積、提高儲(chǔ)層連通性的水平井技術(shù)。對(duì)定邊地區(qū)長(zhǎng)8、吳起地區(qū)長(zhǎng)9、下寺灣地區(qū)長(zhǎng)7共24口水平井及其周邊常規(guī)開發(fā)井?dāng)?shù)據(jù)分別進(jìn)行了統(tǒng)計(jì)，結(jié)果顯示(表7)水平井開發(fā)下組合油藏效果較好，其初期產(chǎn)量可達(dá)常規(guī)井的4倍，而穩(wěn)定期產(chǎn)量可達(dá)常規(guī)井的8倍以上，降產(chǎn)幅度較常規(guī)井低26個(gè)百分點(diǎn)?？梢?jiàn)水平井開發(fā)不但產(chǎn)量高，而且穩(wěn)產(chǎn)能力突出，是突破常規(guī)開發(fā)模式，實(shí)現(xiàn)大幅增產(chǎn)的重要手段。

表7　下組合水平井與常規(guī)井開發(fā)效果對(duì)比表

3.3 縫網(wǎng)壓裂

縫網(wǎng)壓裂技術(shù)可提高人工裂縫的復(fù)雜程度，解決儲(chǔ)層滲流能力差的問(wèn)題。本次統(tǒng)計(jì)了近年來(lái)長(zhǎng)7、長(zhǎng)8、長(zhǎng)9油藏開發(fā)井不同壓裂方式的生產(chǎn)數(shù)據(jù)，分常規(guī)井和水平井分別進(jìn)行對(duì)比。數(shù)據(jù)顯示(表8)，不管是常規(guī)井還是水平井，縫網(wǎng)壓裂的開發(fā)效果均較好，其產(chǎn)量約為常規(guī)壓裂井的2倍，是改善下組合開發(fā)效果的有效手段。

表8　下組合常規(guī)壓裂與縫網(wǎng)壓裂開發(fā)效果對(duì)比表

4 結(jié)論

(1)對(duì)吳倉(cāng)堡長(zhǎng)9儲(chǔ)層應(yīng)用“五元綜合分類系數(shù)”法綜合評(píng)價(jià)，認(rèn)為其屬于低滲透Ⅲ類儲(chǔ)層，具有一定開發(fā)難度。對(duì)多個(gè)區(qū)塊的下組合進(jìn)行綜合評(píng)價(jià)顯示，下組合儲(chǔ)層普遍為Ⅲ—Ⅳ類儲(chǔ)層，以Ⅳ類儲(chǔ)層為主，應(yīng)用常規(guī)技術(shù)難以取得突破，儲(chǔ)量動(dòng)用難度大。

(2)實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)顯示，下組合儲(chǔ)層以微細(xì)—細(xì)喉道為主，注水開發(fā)具有一定潛力；但其主流喉道半徑和可動(dòng)流體百分?jǐn)?shù)較小，啟動(dòng)壓力梯度高，需要技術(shù)攻關(guān)來(lái)增大孔隙的連通性和流體的流動(dòng)性，以提高儲(chǔ)層滲流能力，改善開發(fā)效果。

(3)開發(fā)試驗(yàn)顯示，注水開發(fā)、水平井和縫網(wǎng)壓裂技術(shù)均可以有效改善下組合開發(fā)效果，“注水+水平井+縫網(wǎng)壓裂”的開發(fā)技術(shù)模式是目前針對(duì)下組合難動(dòng)用儲(chǔ)量較為有效的開發(fā)手段，值得規(guī)模推廣應(yīng)用。

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Reservoir Evaluation and Effective Development Technology in Lower Yanchang Formation

Shi Bin1, Chen Fangping1, Wang Yan1, Luo Lin1, Li Kang1, Wang Tao1, Zhang Xiaoqi2

(1.Research Institute of Shaanxi Yanchang Petroleum (Group) Co., Ltd., Xi′an, Shaanxi 710075，China；2.WuqiOilProductionPlantofYanchangOilfieldCo.,Ltd.,Xi′an,Shaanxi717600,China)

Abstract:In the Ordos Basin, the resources of the lower Yanchang Formation is huge but difficult to be developed and produced, because of the tight reservoir. To solve the problem, we took the Chang 9 reservoir in Wucangbao area as beginning point, based on analyzing a large number of test data, we conducted classified evaluation on the low assemblages by applying the “five yuan synthetic classification coefficient”, and got insight into the effective development ways on the basis of development data. Results whoed that the comprehensive evaluation coefficient of Chang 9 reservoir in the area was 3.01 and the reservoir belonged to low-permeability Class III reservoir, while other assemblages of other blocks were Class III or Class IV ones, which were dominated by Class IV ones. Conventional technology is difficult to make breakthrough and hard to be used for producing. Comparison of the application of all development technologies revealed that water injection could effectively improve development effect of low assemblages. The earlier we injected water, the better the result was. Horizontal well development could not only reach high yield, but could keep more stable production compared with conventional wells. The production of the wells with fracture network fracturing doubled that of the wells with traditional fracturing. It was indicated that the development mode of “water injection+horizontal well development+fracture network fracturing” was applicable for the reserves difficult to be produced in low assemblages and deserved large-scale application.

Key words:Ordos Basin; lower assemblage; reservoir evaluation; difficult-to-produce reserves; high-efficiency development

第一作者簡(jiǎn)介：石彬(1982年生)，男，碩士，工程師，從事油氣田開發(fā)研究工作。郵箱：120017117@qq.com。

中圖分類號(hào)：TE323

文獻(xiàn)標(biāo)識(shí)碼:A