趙繼勇， 樊建明，薛 婷，吳大全，王 沖

(1.中國石油長慶油田公司 勘探開發(fā)研究院，陜西 西安 710018；2.低滲透油氣田勘探開發(fā)國家工程實(shí)驗(yàn)室,陜西 西安 710018；3.中國石油長慶油田公司 第四采油廠，陜西 西安 710018)

鄂爾多斯盆地長7致密油(文后描述都簡化為致密油)資源豐富,資源量約為30億t,其有效開發(fā)是長慶油田5 000萬t持續(xù)穩(wěn)產(chǎn)的重要資源基礎(chǔ)[1-4]。近年來，北美等地區(qū)的致密油(地層壓力系數(shù)一般大于1.3)采用水平井體積壓裂衰竭式開發(fā),在高油價(jià)背景下,都獲得了較好的經(jīng)濟(jì)效益。但存在的問題是，初期遞減大(達(dá)到50%或者以上),采收率較低。鄂爾多斯盆致密油與國外致密油相比,最大的差異是地層壓力系數(shù)較低,一般在0.6～0.8。針對(duì)低壓油藏,按照長慶油田40多年來的開發(fā)低滲透油藏的經(jīng)驗(yàn),注水補(bǔ)充能量開發(fā)是實(shí)現(xiàn)該類油藏效益開發(fā)的基礎(chǔ)。但是，針對(duì)物性較差的低壓致密油藏,這些經(jīng)驗(yàn)是否適用,該類油藏是否能夠注進(jìn)去水,注水是否還有效果等問題， 值得進(jìn)一步研究。 針對(duì)這些疑問, 2011年以來， 長慶油田在合水油田莊230區(qū)塊(地面空氣滲透率0.18×10-3μm2)等長7油藏開展了五點(diǎn)井網(wǎng)(井距600～700 m, 排距150 m, 水平段長度600～900 m)注水開發(fā)試驗(yàn)。 試驗(yàn)表明: ①致密儲(chǔ)層具有一定的吸水能力,當(dāng)日注水均在15～20 m3,注水井井口壓力小于或者在13.0 MPa左右,注水井井口壓力不大,還有提高注水量的潛力;②部分采油水平井見到了注水開發(fā)的效果。從開發(fā)試驗(yàn)情況來看,部分致密油藏具有一定注水補(bǔ)充能量的潛力，但這不代表儲(chǔ)層更差的致密油還具有注水驅(qū)替補(bǔ)充能量的潛力。如何確定致密油合理的開發(fā)技術(shù)，是科技工作者必須要解決問題。

目前，對(duì)鄂爾多斯盆地長7致密油儲(chǔ)層特征研究的較多,但對(duì)致密油滲流能力評(píng)價(jià),以及將儲(chǔ)層特征和滲流特征相結(jié)合對(duì)致密油分類評(píng)價(jià)的研究較少。因此，本文在前人研究的基礎(chǔ)上,按照全面和簡潔的儲(chǔ)層分類原則,重點(diǎn)開展能夠表征致密油含油性和滲流能力的有效孔隙度、有效喉道半徑、可動(dòng)油飽和度和啟動(dòng)壓力梯度4項(xiàng)關(guān)鍵參數(shù)的定量化評(píng)價(jià),認(rèn)清致密油的儲(chǔ)滲特征,為確定致密油合理有效的開發(fā)方式提供理論依據(jù)。

1 儲(chǔ)層特征

1.1 沉積復(fù)雜,發(fā)育多類有效儲(chǔ)集砂體

受湖盆底型控制,鄂爾多斯盆地致密油發(fā)育三角洲前緣和重力復(fù)合兩種大的沉積類型。盆地西南部底形較陡,三角洲前緣沉積物順斜坡滑動(dòng)、滑塌,在湖盆中部以朵體+水道重力流沉積組合模式形成大規(guī)模細(xì)粒級(jí)砂巖儲(chǔ)集體；其中砂質(zhì)碎屑流是最主要的儲(chǔ)集體類型。砂質(zhì)碎屑流沉積底部多平整,砂巖內(nèi)部發(fā)育反映塊體搬運(yùn)的撕裂狀泥礫和“泥包礫”結(jié)構(gòu)。盆地東北部底形平緩,發(fā)育三角洲前緣水下分流河道沉積儲(chǔ)集體,該類砂巖以發(fā)育交錯(cuò)層理、平行層理為特征[5-7]。

1.2 儲(chǔ)層致密,物性差

盆地致密油砂巖儲(chǔ)層主要為陸相碎屑巖沉積,巖性復(fù)雜,以粉細(xì)砂巖為主,粒度細(xì),物性差,儲(chǔ)層致密[5-10]。油層組孔隙度分布在4.0%～12.9%,平均7.4%;滲透率分布在(0.01～1.55)×10-3μm2,平均為0.1×10-3μm2。儲(chǔ)層巖石類型主要為巖屑長石砂巖和長石碎屑砂巖,石英和長石平均面積含量分別為32.6%，32.2%,巖屑總量達(dá)18.0%。儲(chǔ)層填隙物面積含量為14.8%,成分主要是水云母、碳酸鹽(主要包括鐵方解石和鐵白云石)和綠泥石,其中水云母含量高,平均為6.1%,占填隙物總量的41.2%；還有少量高嶺石、硅質(zhì)、方解石、網(wǎng)狀黏土、長石質(zhì)。

恒速壓汞實(shí)驗(yàn)是目前研究儲(chǔ)層微觀孔隙結(jié)構(gòu)參數(shù)分布特征及對(duì)物性的影響的最有效手段之一。篩選31塊、儲(chǔ)層滲透率(0.009～0.31)×10-3μm2、孔隙度4.7%～12.6%的致密油樣品進(jìn)行恒速壓汞實(shí)驗(yàn),實(shí)驗(yàn)結(jié)果(見表1)表明:致密油有效喉道半徑平均值為0.371 5 μm,有效孔隙半徑平均值為153.1 μm,總進(jìn)汞飽和度平均值為40.4%(孔隙26.3%,喉道14.1%)。同時(shí)，分別建立了氣測滲透率與有效平均孔隙度(見圖1)、平均喉道半徑的定量關(guān)系(見圖2)：有效平均孔隙度和有效平均喉道半徑隨著氣測滲透率的增大,都呈現(xiàn)出增長幅度先大后小的對(duì)數(shù)曲線特征。

表1 恒速壓汞實(shí)驗(yàn)基礎(chǔ)數(shù)據(jù)及測試結(jié)果數(shù)據(jù)表Tab.1 Basic data and test results for constant-rate mercury injection experiment

圖1 氣測滲透率與有效儲(chǔ)層體積關(guān)系圖Fig.1 Perm. vs. effective reservoir content

圖2 氣測滲透率與平均喉道半徑關(guān)系圖Fig.2 Perm. vs. mean throat radius

1.3 天然微裂縫發(fā)育、脆性指數(shù)高

鄂爾多斯盆地野外露頭、巖心和薄片等資料統(tǒng)計(jì)表明,研究區(qū)致密油裂縫較為發(fā)育[11],主要為構(gòu)造縫,以高角度和垂直縫為主,天然裂縫優(yōu)勢方向主要為北東向,其次為近東西向和北西向。依據(jù)現(xiàn)場測試的致密油地層橫波時(shí)差、縱波時(shí)差以及室內(nèi)實(shí)驗(yàn)確定的巖石泊松比和彈性模量,建立了鄂爾多斯盆地隴東致密油西233區(qū)塊地層縱波時(shí)差與脆性指數(shù)的關(guān)系：致密砂巖脆性指數(shù)較高,含油砂體脆性一般在50%～60%,變化幅度不大；脆性指數(shù)與天然裂縫發(fā)育程度有比較大的相關(guān)性。

圖3 地層縱波時(shí)差與脆性指數(shù)關(guān)系圖Fig.3 Relationship between brittleness index and formation P-wave differential time

2 滲流特征

應(yīng)用低滲透油藏物理模擬方法和核磁共振方法,研究致密砂巖儲(chǔ)層啟動(dòng)壓力梯度變化規(guī)律和可動(dòng)油變化規(guī)律,為致密油分類評(píng)價(jià)提供依據(jù)。

2.1 實(shí)驗(yàn)巖心及流體

2.1.1 啟動(dòng)壓力梯度研究實(shí)驗(yàn)巖心及流體 實(shí)驗(yàn)選取鄂爾多斯盆地長7油藏42塊巖心(見表2),巖心氣測孔隙度為1.505%～11.46%,平均9.415%,氣測滲透率為(0.000 1～0.850)×10-3μm2,平均0.110×10-3μm2。實(shí)驗(yàn)用模擬地層水為50 000 mg/L礦化度的標(biāo)準(zhǔn)鹽水。

2.1.2 可動(dòng)油飽和度測試實(shí)驗(yàn)巖心及流體 實(shí)驗(yàn)選取鄂爾多斯盆地長7油藏28塊巖心(見表3),巖心氣測孔隙度為2.17%～15.100%,平均9.38%,氣測滲透率為(0.000 95～0.298)×10-3μm2,平均0.082×10-3μm2。實(shí)驗(yàn)用模擬地層水為50 000 mg/L礦化度的標(biāo)準(zhǔn)鹽水。實(shí)驗(yàn)用模擬油為去氫煤油,室溫下的黏度為2.65 mPa·s,模擬目標(biāo)儲(chǔ)層油水黏度比。

表2 啟動(dòng)壓力梯度實(shí)驗(yàn)基礎(chǔ)數(shù)據(jù)及測試結(jié)果數(shù)據(jù)表Tab.2 Basic data and test results for the threshold pressure gradient experiment

續(xù)表2

序號(hào)長度/cm直徑/cm氣測孔隙度/%氣測滲透率/10-3μm2單相水真實(shí)啟動(dòng)壓力梯度/MPa·m-1203.6712.52011.0590.0480.614 213.5482.51910.7250.0480.373 223.6712.52011.1000.0480.614 233.5482.51910.7000.0480.373 243.6312.5209.8350.0550.872 253.7472.5159.9000.0720.351 263.5622.51810.5140.0940.386 272.8752.5188.8430.0960.282 283.6552.5176.4000.1050.449 293.5602.51810.7150.1070.353 303.5602.51810.7000.1070.353 313.1562.5137.9000.1190.288 323.6972.51510.7000.1480.122 333.8672.5209.2450.1590.034 343.6922.51612.6000.1590.034 353.8622.52310.3380.1710.101 363.0102.51414.3000.1710.101 373.4682.51213.2000.1870.053 384.4752.51210.2000.2090.088 394.3592.5229.3090.2980.056 403.2332.5149.7000.3440.020 413.9912.51314.3000.5770.022 423.9082.51515.1000.8500.017

表3 可動(dòng)油飽和度實(shí)驗(yàn)基礎(chǔ)數(shù)據(jù)及測試結(jié)果數(shù)據(jù)表Tab.3 Basic data and test results for movable oil saturation experiment

續(xù)表3

序號(hào)長度/cm直徑/cm氣測孔隙度/%氣測滲透率/10-3μm2可動(dòng)油飽和度/% 203.2262.51911.100.10231.72 213.2432.52010.700.10434.81 223.2122.51811.700.10826.04 233.1342.51810.900.13539.79 243.4152.5208.600.14336.01 253.4152.52111.460.18436.42 263.4602.52110.230.19138.41 273.3742.51810.200.27139.37 283.4682.5249.800.29840.30

2.2 實(shí)驗(yàn)步驟

2.2.1 啟動(dòng)壓力梯度測試 啟動(dòng)壓力梯度的測試在理論上需要測試流體從靜止到滲流發(fā)生的瞬間巖心兩端的壓力差值,但在目前技術(shù)條件下,滲流瞬間啟動(dòng)的控制和測量難以準(zhǔn)確達(dá)到。因此，本實(shí)驗(yàn)中啟動(dòng)壓力梯度的測試方法是逐次降低實(shí)驗(yàn)流量,測定不同流量下巖心兩端的壓力差值,繪制流量-壓力梯度實(shí)驗(yàn)曲線,擬合曲線在壓力梯度坐標(biāo)上的截距,以此擬合值為巖心的啟動(dòng)壓力梯度值。實(shí)驗(yàn)流程見參考文獻(xiàn)[12]。

2.2.2 可動(dòng)油飽和度測試 可動(dòng)油飽和度研究是將核磁共振與常規(guī)水驅(qū)油實(shí)驗(yàn)相結(jié)合,利用低磁場核磁共振儀,分別測試巖樣飽和水狀態(tài)、束縛水狀態(tài)、不同含水階段及殘余油狀態(tài)下的T2弛豫時(shí)間譜。由于實(shí)驗(yàn)用的模擬油不含氫元素,在進(jìn)行核磁共振實(shí)驗(yàn)中模擬油不產(chǎn)生信號(hào),其信號(hào)量全部為水貢獻(xiàn)；通過水的T2弛豫時(shí)間譜的變化可反映油在孔隙中的變化,并且結(jié)合核磁共振與壓汞的對(duì)比研究,可將核磁共振信號(hào)轉(zhuǎn)換為孔喉半徑分布,因此可以確定束縛水、不同含水階段及殘余油狀態(tài)下的可動(dòng)油和剩余油在不同孔隙中的分布[13-14]。在此基礎(chǔ)上,根據(jù)可動(dòng)流體T2截止值和滲吸原理,將驅(qū)油作用分為驅(qū)替機(jī)理和滲吸機(jī)理,并可以定量計(jì)算不同驅(qū)替階段不同作用的采出程度,從而實(shí)現(xiàn)宏觀的驅(qū)油效果與微觀的孔隙空間相結(jié)合。核磁共振巖心油水飽和度測量參照石油天然氣行業(yè)標(biāo)準(zhǔn) SY/T 6490-2007。

實(shí)驗(yàn)步驟:①巖心標(biāo)號(hào)、洗油,烘干;②氣測孔隙度、氣測滲透率;③抽真空加壓飽和模擬地層水,利用濕重與干重差計(jì)算孔隙度;④飽和水狀態(tài)下的核磁共振T2譜測量;⑤將巖心裝入驅(qū)替流程,用去氫模擬油驅(qū)替飽和水的巖心,建立巖心飽和油束縛水狀態(tài)(驅(qū)替倍數(shù)約為10 PV),計(jì)量驅(qū)出水量,稱巖心重量;⑥飽和油束縛水狀態(tài)下的核磁共振T2譜測量;⑦水驅(qū)油至沒有油產(chǎn)出時(shí)為止(驅(qū)替量5～10 PV),計(jì)量驅(qū)出油量,稱巖心重量;⑧水驅(qū)油最終狀態(tài)下的核磁共振T2譜測量;⑨實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)處理及分析。

2.3 實(shí)驗(yàn)結(jié)果討論

2.3.1 啟動(dòng)壓力梯度變化規(guī)律研究 啟動(dòng)壓力實(shí)驗(yàn)42塊巖心的測試結(jié)果見圖4，5,詳細(xì)測試數(shù)據(jù)及結(jié)果見表2。從圖4，5可以看出:①啟動(dòng)壓力梯度和儲(chǔ)層滲透率的關(guān)系呈現(xiàn)出冪函數(shù)變化趨勢,隨著滲透率的降低,啟動(dòng)壓力梯度都增大,但增大的幅度有較大的差異,說明隨著滲透率的降低,致密油滲流能力存在臨界點(diǎn)。實(shí)驗(yàn)測試的真實(shí)啟動(dòng)壓力梯度與儲(chǔ)層滲透率的關(guān)系曲線增長幅度較大的分界點(diǎn)在0.1×10-3μm2附近;實(shí)驗(yàn)測試的擬啟動(dòng)壓力梯度與儲(chǔ)層滲透率的關(guān)系曲線增長幅度較大的分界點(diǎn)在0.17×10-3μm2附近。②相同滲透率下實(shí)驗(yàn)測試的擬啟動(dòng)壓力梯度大于真實(shí)啟動(dòng)壓力(一般實(shí)驗(yàn)測試的擬啟動(dòng)壓力梯度是真實(shí)啟動(dòng)壓力梯度的3～4倍)。但是，從多年的超低滲透油藏、致密油井網(wǎng)適應(yīng)性的評(píng)價(jià)結(jié)果來看,基于真實(shí)啟動(dòng)壓力梯度設(shè)計(jì)的注采井網(wǎng)見效程度較高,含水上升較慢,可靠性較高。

圖4 單相水狀態(tài)下氣測滲透率與真實(shí)啟動(dòng)壓力梯度Fig.4 Perm. vs. real TPG of mono-water phase

圖5 單相水狀態(tài)下氣測滲透率與擬啟動(dòng)壓力梯度Fig.5 Perm. vs. pseudo TPG of mono-water phase

2.3.2 可動(dòng)油飽和度研究 可動(dòng)油飽和度實(shí)驗(yàn)28塊巖心的測試結(jié)果見圖6,詳細(xì)測試數(shù)據(jù)及結(jié)果見表3。從圖6可以看出，隨著儲(chǔ)層滲透率的增大,可動(dòng)油飽和度呈現(xiàn)增大幅度先大,然后逐漸變小的變化趨勢,儲(chǔ)層滲透率與可動(dòng)油飽和度相關(guān)性呈現(xiàn)出對(duì)數(shù)函數(shù)變化趨勢。

圖6 氣測滲透率與可動(dòng)油飽和度關(guān)系圖Fig.6 Perm. vs. moveable oil saturation

圖7 氣測滲透率與可動(dòng)油分布特征關(guān)系圖Fig.7 Perm. vs. moveable oil distribution feature

同時(shí)，由于致密油藏孔喉細(xì)小,在整個(gè)儲(chǔ)集體中,表面積較大，因而在水驅(qū)油過程中,除了考慮傳統(tǒng)的驅(qū)替作用外,還要研究滲吸作用對(duì)可動(dòng)油飽和度的影響?；谶@方面的考慮,選取鄂爾多斯盆地長7油藏28塊巖心中的18塊巖心開展可動(dòng)油組成特征研究。可動(dòng)油不同驅(qū)替機(jī)理測試結(jié)果見圖7,詳細(xì)測試數(shù)據(jù)及結(jié)果見表4。從圖7可以看出，隨著滲透率的增加,依靠滲吸作用采出的可動(dòng)油逐漸減少,依靠驅(qū)替作用采出的可動(dòng)油顯著增加。整體來看,驅(qū)替作用采出的可動(dòng)油明顯高于依靠滲吸作用采出的可動(dòng)油?？梢?較大孔隙對(duì)可動(dòng)油起主要貢獻(xiàn)。

3 分類評(píng)價(jià)

在以上致密油儲(chǔ)層特征及滲流特征研究的基礎(chǔ)上,通過分析有效孔隙度、有效喉道半徑、可動(dòng)油飽和度和啟動(dòng)壓力梯度與致密油田開發(fā)效果的影響可以看出，有效喉道半徑、有效孔隙度、可動(dòng)油飽和度與致密油的開發(fā)效果成正相關(guān)關(guān)系,即有效喉道半徑、有效孔隙度和可動(dòng)油飽和度越大,開發(fā)效果越好;啟動(dòng)壓力梯度與致密油的開發(fā)效果成負(fù)相關(guān)關(guān)系,即啟動(dòng)壓力梯度越大,致密油開發(fā)效果越差。不同類型油藏由于天然裂縫的發(fā)育程度和脆性指數(shù)差異較大,對(duì)開發(fā)效果的影響也較大；但對(duì)于同一類油藏,由于天然裂縫發(fā)育程度和脆性指數(shù)變化較小,對(duì)開發(fā)效果的影響也小。據(jù)此,針對(duì)鄂爾多斯盆地致密油,提出了應(yīng)用有效孔隙度、有效喉道半徑、可動(dòng)含油飽和度和啟動(dòng)壓力梯度等參數(shù),通過構(gòu)造四元分類系數(shù),建立了致密油綜合評(píng)價(jià)模型,將致密油劃分為3大類(見表5，圖8)。四元分類系數(shù)的公式為:

(1)

式中:φe為有效孔隙度,%;φemax為有效孔隙度最大值;so為可動(dòng)油飽和度,%;rm為有效喉道半徑,μm;rmmax為有效喉道半徑最大值μm;somax為可動(dòng)油飽和度最大值,%;λ為真實(shí)啟動(dòng)壓力梯度,MPa/m;λmax為真實(shí)啟動(dòng)壓力梯度最大值,MPa/m。

表4 可動(dòng)油不同驅(qū)替機(jī)理基礎(chǔ)數(shù)據(jù)及測試結(jié)果數(shù)據(jù)表Tab.4 Basic data and test results for movable oil experiment with different displacement mechanisms

表5 致密油藏分類標(biāo)準(zhǔn)Tab.5 Clascification criteria of tight oil reservoirs

圖8 長7致密油四元分類系數(shù)圖版Fig.8 Quaternary-coefficient-classification chart of Chang 7 tight oil

4 開發(fā)方式探討

應(yīng)用建立的四元分類系數(shù)方法可以對(duì)致密油甜點(diǎn)進(jìn)行分類,但針對(duì)不同類型油藏采用何種能量補(bǔ)充方式,還要繼續(xù)探討。上面測試的真實(shí)啟動(dòng)壓力梯度的數(shù)據(jù)可以用到計(jì)算流體流動(dòng)的極限距離。

本研究利用極限井距法來計(jì)算流體流動(dòng)的極限距離。該方法的優(yōu)點(diǎn)是計(jì)算簡捷快速,需要的基礎(chǔ)參數(shù)少。其具體的理論基礎(chǔ)為:等產(chǎn)量—源—匯穩(wěn)定徑向流的滲流理論表明,在所有流線中,主流線上的滲流速度是最大;在同一流線上,與源匯等距離處的滲流速度最小。

由于是穩(wěn)定流時(shí),Q=v·A=常數(shù)，則滲流速度可以表示成:

(2)

平面徑向流產(chǎn)量公式:

(3)

將產(chǎn)量公式(2)代入滲流速度公式(3),可以得到:

(4)

根據(jù)流速公式,地層任一點(diǎn)的壓力梯度可表示為:

(5)

因此,在等產(chǎn)量一源一匯中點(diǎn)處的壓力梯度為:

(6)

式中:pe為地層邊界壓力,×10-1MPa；PH為注水井井底流壓,Pw為油井井底流壓，10-1MPa;R為注采井距,m;Re為邊緣供給半徑,m;rw為井筒半徑,m;h為地層厚度,m;λ為啟動(dòng)壓力梯度,MPa/m。

如果要使主流線上的中點(diǎn)處油流動(dòng),該點(diǎn)的驅(qū)動(dòng)壓力梯度必須大于啟動(dòng)壓力梯度,則可計(jì)算出在某個(gè)滲透率條件下不同注采壓差的極限注采井距:

(7)

鄂爾多斯盆地致密油有效注采壓差在15 MPa左右,根據(jù)室內(nèi)測試的致密油啟動(dòng)壓力梯度變化范圍,用不同滲透率區(qū)間下平均啟動(dòng)壓力梯度來計(jì)算水驅(qū)流動(dòng)的極限距離,計(jì)算結(jié)果見表6。

表6 不同滲透率區(qū)間下計(jì)算的流體流動(dòng)的極限距離Tab.6 Different limitary distances of water-flooding calculated from different permeability intervals

從表6中可以看出:致密油Ⅰ類儲(chǔ)層啟動(dòng)壓力梯度較低,流體流動(dòng)的極限距離達(dá)到200 m左右,具有注水補(bǔ)充能量的潛力。2011年以來，長慶油田在合水致密油Ⅰ類儲(chǔ)層Z230區(qū)塊(地面空氣滲透率0.18×10-3μm2)等長7油藏開展了五點(diǎn)井網(wǎng)(見圖9a)注水開發(fā)試驗(yàn)。典型井GP44-65井,該井所在注采井網(wǎng)井距600 m,排距150 m,水平段長度660 m,壓裂改造8段,加砂量419.9 m3,砂比14.0%,排量4.0,液量3 904 m3。 2013年8月投產(chǎn),初期單井日產(chǎn)油8.2 t,目前單井日產(chǎn)油5.8 t,單井累產(chǎn)油1.04萬t;注水井平均單井日注15 m3, 累計(jì)注水2.1×104m3,平均年遞減11%,實(shí)施效果較好。由此可知，致密油Ⅰ類儲(chǔ)層通過進(jìn)一步優(yōu)化井網(wǎng)參數(shù),具有進(jìn)一步提高開發(fā)效果的潛力。

a 五點(diǎn)井網(wǎng)注水開發(fā) b 自然能量開發(fā)井網(wǎng)圖9 注水開發(fā)及自然能量開發(fā)井網(wǎng)示意圖Fig.9 Charts of water-injection and natural energy development well-patterns

致密油Ⅱ類儲(chǔ)層啟動(dòng)壓力梯度較大,流體流動(dòng)的極限距離40 m左右,難以采用傳統(tǒng)的注水驅(qū)替的方式補(bǔ)充能量,初期應(yīng)采用準(zhǔn)自然能量開發(fā),中后期采用注水吞吐補(bǔ)充能量的方式[15]。典型實(shí)例: 新安邊油田AN83區(qū)塊(地面空氣滲透率0.12×10-3μm2)ANP83水平井,井距600 m,水平段長度600 m,采用水力噴砂環(huán)空加砂分段多簇壓裂改造,改造段數(shù)8段16簇,單井加砂量485 m3,排量4.0 m3/min,單井入地液量4 541 m3。2013年10月投產(chǎn),初期日產(chǎn)油11.5 t,含水37.0%。該井于2015年8月起開始進(jìn)行注水吞吐試驗(yàn),吞吐前日產(chǎn)液2.3 m3,日產(chǎn)油0.3 t,含水85.0%。累計(jì)注水5 100 m3,注水43 d后關(guān)井悶井,悶井51 d井口壓力下降為0。開井后日產(chǎn)液由2.3 m3上升到12.7 m3,日產(chǎn)油由0.3 t上升到5.2 t。截止2017年4月底,有效期531天,本井實(shí)現(xiàn)增油1 208 t。鄂爾多斯盆地致密油目前主要以開發(fā)Ⅰ+Ⅱ類為主。

致密油Ⅲ類儲(chǔ)層水驅(qū)啟動(dòng)壓力梯度很大,建議初期采用準(zhǔn)自然能量開發(fā),中后期采用注氣吞吐補(bǔ)充能量的方式。

以上致密油不同類型對(duì)應(yīng)的開發(fā)方式主要是針對(duì)天然裂縫的優(yōu)勢方向相對(duì)單一的儲(chǔ)層,如果致密油儲(chǔ)層天然裂縫的優(yōu)勢方式表現(xiàn)為多方向性,那么致密油體積壓裂注水開發(fā)時(shí),人工壓裂后的縫網(wǎng)比較復(fù)雜,導(dǎo)致注水驅(qū)替補(bǔ)充能量開發(fā)時(shí)容易發(fā)生裂縫性水淹。因此，對(duì)于天然裂縫呈多方向性的致密油Ⅰ～Ⅲ類油藏，初期都采用準(zhǔn)自然能量開發(fā),中后期分別采用注水或者注氣吞吐補(bǔ)充能量開發(fā)。

5 結(jié) 論

1)研究區(qū)儲(chǔ)層有效平均孔隙度和有效平均喉道半徑隨著氣測滲透率的增大,都呈現(xiàn)出增長幅度先大后小的對(duì)數(shù)曲線特征。

2)研究區(qū)儲(chǔ)層啟動(dòng)壓力梯度與儲(chǔ)層滲透率呈冪指數(shù)關(guān)系,隨著儲(chǔ)層滲透率的降低,呈現(xiàn)出先緩增,再快速增大的特征;可動(dòng)油飽和度與儲(chǔ)層滲透率呈對(duì)數(shù)關(guān)系,隨著滲透率的增加,可動(dòng)油飽和度呈現(xiàn)增大幅度先大后小的變化趨勢；其存在驅(qū)替和滲吸兩種機(jī)理,總的來看,驅(qū)替作用采出的可動(dòng)油明顯高于依靠滲吸作用采出的可動(dòng)油;

3)應(yīng)用有效孔隙度、有效喉道半徑、可動(dòng)含油飽和度和啟動(dòng)壓力梯度等參數(shù),通過構(gòu)造四元分類系數(shù),建立致密油綜合評(píng)價(jià)模型,將致密油劃分為了3大類。

4)天然裂縫的優(yōu)勢方向相對(duì)單一的致密油Ⅰ類儲(chǔ)層采用五點(diǎn)井網(wǎng)注水開發(fā);Ⅱ類儲(chǔ)層初期采用水平井準(zhǔn)自然能量開發(fā),中后期采用注水吞吐補(bǔ)充能量;Ⅲ類儲(chǔ)層初期與Ⅱ類儲(chǔ)層開發(fā)方式相同,后期采用注氣吞吐補(bǔ)充能量。如果致密油儲(chǔ)層天然裂縫的優(yōu)勢方式表現(xiàn)為多方向性,那么致密油Ⅰ～Ⅲ類油藏初期都采用準(zhǔn)自然能量開發(fā),中后期分別采用注水或者注氣吞吐補(bǔ)充能量。