張代燕，戶海勝，王英偉

(中國石油新疆油田分公司，新疆 克拉瑪依 834000)

0 引 言

準(zhǔn)噶爾盆地三疊系百口泉組砂礫巖油藏初期產(chǎn)能低、遞減快、采收率低，有效開發(fā)難度大。儲(chǔ)層孔喉大小和分布控制油氣在多孔介質(zhì)中的通過能力，決定了油氣井產(chǎn)能，是制訂油氣田合理開發(fā)方式的重要依據(jù)[1-4]。因此，定量表征準(zhǔn)噶爾盆地三疊系百口泉組特低滲砂礫巖儲(chǔ)層孔喉結(jié)構(gòu)特征對(duì)于油藏開發(fā)優(yōu)化具有重要指導(dǎo)意義。目前，儲(chǔ)層微觀孔喉結(jié)構(gòu)的研究手段主要包括掃描電鏡、微米CT掃描、核磁共振、氣體吸附、壓汞等[5-8]，其中，掃描法可直接觀察樣品孔喉的大小和形狀，但無法定量研究孔喉結(jié)構(gòu)對(duì)滲流能力的影響[9-10]，且由于觀測樣品尺寸較小，對(duì)選樣的代表性要求高。核磁共振、氣體吸附和壓汞均可在巖心尺度測量孔喉大小和分布，并分析其對(duì)儲(chǔ)層滲流能力的影響。

該文在巖心掃描、鑄體薄片鏡下觀察的基礎(chǔ)上，應(yīng)用常規(guī)壓汞和恒速壓汞實(shí)驗(yàn)技術(shù)，定量表征了準(zhǔn)噶爾盆地三疊系百口泉組特低滲砂礫巖儲(chǔ)層孔喉微觀非均質(zhì)性，并測取儲(chǔ)層孔喉大小和分布，計(jì)算孔喉特征參數(shù)，總體上厘清了研究區(qū)砂礫巖儲(chǔ)層的微觀孔喉結(jié)構(gòu)特征，為制訂針對(duì)性開發(fā)對(duì)策提供了基礎(chǔ)。

1 研究區(qū)儲(chǔ)層基本特征

研究區(qū)油層主要分布在T1b1段和T1b2段。圖1為T1b1和T1b2儲(chǔ)層巖心掃描照片，由圖1可知，研究區(qū)巖性主要以砂質(zhì)細(xì)礫巖、小礫巖、含礫粗砂巖為主，其次為砂質(zhì)中礫巖及(含礫)中粗砂巖。礫石的大小不等，最大粒徑超過16 mm。

根據(jù)鑄體薄片鏡下觀察，研究區(qū)T1b1段和T1b2段儲(chǔ)層主要發(fā)育粒內(nèi)溶孔(其中，T1b2儲(chǔ)層平均含量為86.8%，T1b1儲(chǔ)層平均含量為65.9%)，含有少量剩余粒間孔、收縮孔和粒間孔。

根據(jù)研究區(qū)百口泉組儲(chǔ)層孔滲測試分析資料(T1b1儲(chǔ)層351塊，T1b2儲(chǔ)層515塊)，T1b1儲(chǔ)層孔隙度為4.3%～15.3%，平均為9.2%，滲透率為0.050～94.800 mD，平均為2.300 mD；T1b2儲(chǔ)層孔隙度為3.8%～12.9%，平均為8.4%，滲透率為0.030～65.000 mD，平均為1.430 mD，為低孔特低滲儲(chǔ)層。

2 基于壓汞實(shí)驗(yàn)的砂礫巖儲(chǔ)層孔喉結(jié)構(gòu)定量表征

2.1 常規(guī)壓汞實(shí)驗(yàn)

對(duì)研究區(qū)百口泉組砂礫巖儲(chǔ)層T1b1段和T1b2段的130塊巖心樣品開展常規(guī)壓汞實(shí)驗(yàn)，測得樣品的進(jìn)汞曲線和退汞曲線(圖2，以其中10塊為例)。

由圖2可知，不同物性巖心的最大進(jìn)汞飽和度和退汞飽和度差異均較大，主要為30%～80%、4%～27%，且超過50%的樣品無飽和度中值壓力，研究區(qū)砂礫巖儲(chǔ)層孔喉微觀非均質(zhì)性強(qiáng)且孔喉尺寸小。此外，進(jìn)汞曲線整體不存在中間平緩段，說明儲(chǔ)層孔喉分選性差，該現(xiàn)象與致密砂巖儲(chǔ)層壓汞曲線存在較長平緩段明顯不同[10-12]，說明特低滲砂礫巖儲(chǔ)層比致密砂巖儲(chǔ)層存在更顯著的微觀孔喉分布非均質(zhì)性。

圖2 研究區(qū)砂礫巖儲(chǔ)層10塊巖心樣品常規(guī)壓汞曲線

根據(jù)壓汞曲線計(jì)算130塊巖心樣品分選系數(shù)為1.10～3.60，平均為1.97，主峰為1.80～2.00。長7致密砂巖儲(chǔ)層滲透率為0.006～2.290 mD，平均為0.290 mD，測得分選系數(shù)為2.04～20.81，平均為1.36[11]。研究區(qū)砂礫巖儲(chǔ)層滲透率高于長7致密砂巖儲(chǔ)層，但孔喉分選性比致密砂巖儲(chǔ)層差。

壓汞曲線整體偏細(xì)歪度，排驅(qū)壓力較高，說明研究區(qū)孔喉細(xì)小、油氣流動(dòng)能力差。根據(jù)研究區(qū)130塊樣品的壓汞曲線和退汞曲線，計(jì)算了T1b2段儲(chǔ)層和T1b1段儲(chǔ)層孔喉參數(shù)(表1)。

表1 研究區(qū)砂礫巖儲(chǔ)層常規(guī)壓汞孔喉參數(shù)計(jì)算結(jié)果

(1)

式中：Rt-p為孔喉體積比；SHg-r為退汞實(shí)驗(yàn)測得的殘余汞飽和度，%；SHg-max為進(jìn)汞實(shí)驗(yàn)測得的最大進(jìn)汞飽和度，%。

孔喉體積比是衡量巖石中孔隙、喉道相對(duì)體積大小的重要指標(biāo)，孔喉體積比越大，喉道空間越少，儲(chǔ)層滲流能力越差，越不利于油氣富集和開采，反之亦然[13-15]。研究區(qū)砂礫巖儲(chǔ)層孔喉體積比為0.87～8.02，平均為3.56。鄂爾多斯盆地華池-合水地區(qū)長7致密砂巖儲(chǔ)層孔喉體積比為4.34[10]，明顯高于研究區(qū)特低滲砂礫巖儲(chǔ)層，是造成致密砂巖儲(chǔ)層物性差的主要原因之一。

2.2 恒速壓汞實(shí)驗(yàn)

選取研究區(qū)三疊系百口泉組砂礫巖儲(chǔ)層5塊巖心樣品開展恒速壓汞實(shí)驗(yàn)，實(shí)驗(yàn)設(shè)備為ASPE-730恒速壓汞儀，進(jìn)汞速度為5×10-5mL/min，最大進(jìn)汞壓力為6.2 MPa。

基于恒速壓汞實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)得到5塊巖心樣品的孔隙半徑分布和喉道半徑分布(圖3)。表2為計(jì)算得到的孔隙和喉道尺寸參數(shù)。由圖3可知，雖然5塊巖心滲透率差異較大，但孔隙半徑的頻率分布曲線非常接近，為80.00～200.00 μm，對(duì)應(yīng)于頻率最高的孔隙半徑為120 μm左右(圖3a)；5塊巖心的喉道半徑頻率分布曲線各不相同(圖3b)，各巖心喉道半徑分布范圍分別為0.12～1.09 μm(K=0.320 mD)、0.12～1.29 μm(K=1.480 mD)、0.13～1.31 μm(K=1.690 mD)、0.12～1.40 μm(K=2.310 mD)、0.13～1.59 μm(K=5.840 mD)，滲透率越高，喉道半徑最高值越大，分布越靠右，因此，孔隙半徑與儲(chǔ)層滲流能力關(guān)系不大，儲(chǔ)層滲流能力越強(qiáng)對(duì)應(yīng)的喉道半徑越大，巖心喉道半徑主要分布在0.12～0.40 μm。

圖3 研究區(qū)砂礫巖儲(chǔ)層5塊巖心樣品孔隙半徑及吼道半徑分布

表2 研究區(qū)砂礫巖儲(chǔ)層恒速壓汞孔喉參數(shù)計(jì)算結(jié)果

由表2可知：主流喉道半徑反映了對(duì)儲(chǔ)層滲流能力起主要貢獻(xiàn)作用的喉道尺寸。單個(gè)喉道半徑對(duì)樣品滲透率的貢獻(xiàn)率采用下式計(jì)算[1]：

(2)

式中：ηki為孔喉對(duì)滲透率的貢獻(xiàn)率，%；rtj為數(shù)據(jù)點(diǎn)j處的喉道半徑，μm；n為數(shù)據(jù)點(diǎn)個(gè)數(shù)；αj為數(shù)據(jù)點(diǎn)j處孔喉半徑的分布頻率，%。

根據(jù)喉道半徑分布曲線計(jì)算喉道對(duì)滲透率的累計(jì)貢獻(xiàn)率曲線(圖4)。由圖4可知：5塊巖心半徑小于1.00 μm的喉道對(duì)滲透率貢獻(xiàn)率分別為91.9%(K=0.320 mD)、78.5%(K=1.480 mD)、52.4%(K=1.690 mD)、33.9% (K=2.310 mD)、28.8%(K=5.840 mD)。不同滲透率巖心，喉道對(duì)滲透率的貢獻(xiàn)特征差異較大，滲透率變小，相同喉道半徑對(duì)應(yīng)的累計(jì)貢獻(xiàn)率越小。

圖4 研究區(qū)砂礫巖儲(chǔ)層5塊巖心喉道對(duì)滲透率累計(jì)貢獻(xiàn)曲線

由圖4得到累計(jì)貢獻(xiàn)率達(dá)到80%對(duì)應(yīng)的喉道半徑，進(jìn)而得到不同樣品的主流喉道半徑[16](表2)。研究區(qū)儲(chǔ)層主流喉道半徑的分布范圍為0.71～1.12 μm，樣品滲透率與主流喉道半徑明顯呈正相關(guān)性。為研究儲(chǔ)層滲透率的主控因素，分別將平均喉道半徑、主流喉道半徑與樣品滲透率進(jìn)行趨勢(shì)擬合(圖5)。

圖5 平均喉道半徑和主流喉道半徑與滲透率的擬合曲線

由圖5可知：平均喉道半徑、主流喉道半徑和滲透率具有較好相關(guān)性，雖然相關(guān)系數(shù)差別較大，但隨著滲透率的增大，均有不同程度的增大。因此，對(duì)于特低滲砂礫巖儲(chǔ)層，主流喉道半徑可作為衡量儲(chǔ)層滲流能力的最重要指標(biāo)。而對(duì)于致密砂巖儲(chǔ)層，平均喉道半徑和主流喉道半徑與樣品滲透率之間相關(guān)程度均較高[17]，這主要是因?yàn)槠骄淼腊霃绞菍?duì)所有喉道半徑取加權(quán)平均，其中包含了對(duì)儲(chǔ)層滲流能力貢獻(xiàn)較小的大量小尺寸喉道。砂礫巖儲(chǔ)層分選差，平均化處理更易產(chǎn)生偏差。

3 基于孔喉結(jié)構(gòu)參數(shù)的儲(chǔ)層分類

依據(jù)研究區(qū)135塊巖心壓汞實(shí)驗(yàn)計(jì)算得到的孔喉結(jié)構(gòu)參數(shù)和巖心掃描、鑄體薄片觀察結(jié)果，結(jié)合儲(chǔ)層物性參數(shù)，建立研究區(qū)百口泉組砂礫巖儲(chǔ)層分類標(biāo)準(zhǔn)，該標(biāo)準(zhǔn)按孔喉結(jié)構(gòu)質(zhì)量差異性將儲(chǔ)層分為4類(表3)，一類至四類分別對(duì)應(yīng)于好、中、差、非儲(chǔ)層4種儲(chǔ)層類型，在135塊巖樣中，依據(jù)壓汞分析結(jié)果得到4類儲(chǔ)層占比，總體上以一類和二類為主，占比78.5%[18-22]。

表3 研究區(qū)百口泉組砂礫巖儲(chǔ)層分類標(biāo)準(zhǔn)

將儲(chǔ)層分類標(biāo)準(zhǔn)應(yīng)用于研究區(qū)DB井區(qū)百口泉組T1b2段儲(chǔ)層，可以得到了不同類型儲(chǔ)層在DB井區(qū)的分布和儲(chǔ)量占比。研究結(jié)果表明，DB井區(qū)T1b2段儲(chǔ)層以二類儲(chǔ)層為主，占69.0%，呈大面積連續(xù)分布，其次為三類儲(chǔ)層，占19.8%，呈局部成片分布，一類儲(chǔ)層占9.8%，四類儲(chǔ)層占1.3%，呈零星分布。

4 開發(fā)方式適應(yīng)性分析

4.1 衰竭式開發(fā)適應(yīng)性

準(zhǔn)噶爾盆地三疊系百口泉組砂礫巖儲(chǔ)層整體孔喉細(xì)小、微觀非均質(zhì)性強(qiáng)，平均喉道半徑僅為0.25 μm，儲(chǔ)層自然產(chǎn)能低，一次采油可采用“水平井+體積壓裂”開發(fā)方式提高儲(chǔ)量動(dòng)用程度和單井產(chǎn)量。2015年在研究區(qū)開辟了2個(gè)試驗(yàn)區(qū)，分別為直井反九點(diǎn)井網(wǎng)衰竭式開發(fā)試驗(yàn)區(qū)和水平井體積壓裂衰竭式開發(fā)試驗(yàn)區(qū)。試驗(yàn)結(jié)果表明，直井衰竭式開發(fā)初期產(chǎn)能低、遞減快、累計(jì)產(chǎn)量低、總體開發(fā)效果差，水平井體積壓裂衰竭式開發(fā)提產(chǎn)試驗(yàn)獲得突破，水平井產(chǎn)能是直井產(chǎn)能的2～6倍。由此確定了以“水平井+體積壓裂”為主體的一次采油開發(fā)方式，目前水平井平均單井日產(chǎn)油量為27.5 t/d，年產(chǎn)油量為94×104t/a。

4.2 提高采收率方法適應(yīng)性

研究區(qū)孔喉細(xì)小和非均質(zhì)性強(qiáng)，導(dǎo)致水驅(qū)適應(yīng)性差，表現(xiàn)在注入能力弱、注入水波及范圍小、易形成優(yōu)勢(shì)通道等。對(duì)DB井區(qū)12個(gè)巖樣中僅4塊順利開展水驅(qū)油相對(duì)滲透率測試，8塊新鮮樣品在20 MPa驅(qū)替壓差下均未實(shí)現(xiàn)，洗油樣品僅其中1/3的相滲實(shí)驗(yàn)完成相關(guān)測試。氣測滲透率為0.880～1.160 mD，地層水滲透率為0.008～3.380 mD，氣液滲透率比為1.19～47.04，表明水驅(qū)油阻力大，易導(dǎo)致注水困難。礦場試注結(jié)果表明，當(dāng)注水量為65 m3/d時(shí)，井口壓力可達(dá)到35 MPa。

考慮到儲(chǔ)層主體發(fā)育孔隙，微裂縫不發(fā)育，可采用氣驅(qū)(CO2、N2、天然氣等)和注CO2吞吐等提高采收率方式。2017年現(xiàn)場試驗(yàn)表明，單井注CO2吞吐增油效果明顯，換油率可達(dá)1.2，預(yù)測提高采收率為4.2%。研究區(qū)M斷塊2口水平井通過重復(fù)壓裂+CO2吞吐，預(yù)測采收率可提高9.4個(gè)百分點(diǎn)。研究區(qū)Y斷塊擬開展天然氣驅(qū)礦場試驗(yàn)，預(yù)測采收率可提高12.0個(gè)百分點(diǎn)。針對(duì)研究區(qū)孔喉非均質(zhì)性強(qiáng)的特點(diǎn)，應(yīng)考慮在氣驅(qū)過程中加入增稠劑。

5 結(jié)論及建議

(1) 準(zhǔn)噶爾盆地三疊系百口泉組砂礫巖儲(chǔ)層為低孔特低滲儲(chǔ)層，礫巖含量超50%，主要發(fā)育粒內(nèi)溶孔，牽引流成因砂礫巖儲(chǔ)層物性好，沉積決定的巖石粒度、分選、泥質(zhì)含量是儲(chǔ)層品質(zhì)的主要控制因素。

(2) 研究區(qū)儲(chǔ)層孔喉分選性差，分選系數(shù)為1.10～3.60、平均為1.97；孔喉體積比較大，平均為3.56，喉道空間??；平均孔隙半徑和平均喉道半徑分別為127.80、0.25 μm，主流喉道半徑為0.71～1.12 μm，平均為0.91 μm；對(duì)于微觀孔喉非均質(zhì)性較強(qiáng)的砂礫巖儲(chǔ)層，主流喉道半徑應(yīng)作為衡量砂礫巖儲(chǔ)層滲流能力的最重要指標(biāo)。

(3) 建立了研究區(qū)百口泉組特低滲砂礫巖儲(chǔ)層分類標(biāo)準(zhǔn)，該標(biāo)準(zhǔn)按孔喉結(jié)構(gòu)質(zhì)量差異性將儲(chǔ)層分為4類，研究區(qū)儲(chǔ)層以一類和二類為主。

(4) 研究區(qū)一次采油宜采用“長水平井+體積壓裂”開發(fā)方式；提高采收率方面，注水適應(yīng)性差，可考慮采用氣驅(qū)和注CO2吞吐增油，并建議加入增稠劑等波及控制體系。