徐金華，宿云國，文發(fā)旺，任 標

(中國石油新疆油田分公司，新疆克拉瑪依 834000)

克拉瑪依油田九5區(qū)石炭系火山巖儲層分類及開發(fā)實踐

徐金華，宿云國，文發(fā)旺，任 標

(中國石油新疆油田分公司，新疆克拉瑪依 834000)

克拉瑪依油田九5區(qū)石炭系油藏是準噶爾盆地克-百斷裂帶上盤石炭系油藏的一部分，屬裂縫性火山巖油藏，為低孔低滲雙重介質(zhì)塊狀油藏。通過油藏微觀研究和單井產(chǎn)量分析，認為石炭系儲層主要表現(xiàn)為I類裂縫型(IF)、I類裂縫-基質(zhì)型(IFM)、II類裂縫-基質(zhì)型(IIFM)、II類基質(zhì)型(IIM)、III類基質(zhì)型(IIIM)共3大類5小類，各類型儲層靜態(tài)和動態(tài)特征明顯。平面上，石炭系儲層從火山口向外依次發(fā)育I類、II類、III類儲層；剖面上，I類儲層主要分布于石炭系中上部，II類儲層在石炭系全層段均有分布，III類儲層主要分布于石炭系下部。根據(jù)不同類型儲層特點及其分布規(guī)律，制定了針對性的增產(chǎn)措施，并取得了較好的開發(fā)效果，預(yù)測油藏最終采收率可達16.7%。

克拉瑪依油田；九5區(qū)；石炭系；火山巖油藏；儲層分類；開發(fā)實踐

克拉瑪依油田九5區(qū)石炭系屬裂縫性火山巖油藏，為低孔低滲雙重介質(zhì)塊狀油藏，由于裂縫性火山巖油藏獨特的地質(zhì)特征，油藏原油采收率一般不高(7%～13%)[1]。該區(qū)石炭系油藏發(fā)現(xiàn)于1987年，2001年才開始有效動用，到2007年對油藏進行了整體部署開發(fā)，通過分批分年實施，目前200 m正方形井網(wǎng)井距已基本完成整體動用開發(fā)。通過綜合研究并結(jié)合實際開發(fā)經(jīng)驗[2-3]，分析油藏儲層類型，針對不同類型儲層生產(chǎn)井存在的問題和現(xiàn)象實施分類分治，取得了較好的開發(fā)效果。

1 基本情況

克拉瑪依油田九5區(qū)石炭系油藏位于準噶爾盆地西北緣沖斷帶的白堿灘南斷裂上盤，石炭系頂面基本呈現(xiàn)南東低、北西高的格局，頂部侵蝕面坡度3°～10°，沿構(gòu)造下傾方向古地貌坡度逐漸變陡，埋深也逐漸加深。地層頂部埋深228.5～650 m，地層厚度大于500 m。

石炭系地面原油密度平均為0.88 g/cm3，50 ℃地面原油黏度一般為20～30 mPa·s。油藏中部海拔深度-320 m(深度590 m)，油藏中部壓力7.16 MPa，飽和壓力5.42 MPa，壓力系數(shù)1.21，油藏中部溫度26 ℃，地溫梯度2.13 ℃/100 m。油藏類型為不規(guī)則裂縫性雙重介質(zhì)油藏。石炭系含油飽和度取決于巖性、裂縫、微裂縫發(fā)育程度的有機配合，受儲集層非均質(zhì)性控制。斷裂發(fā)育的爆發(fā)相、溢流相火山巖分布區(qū)是油氣富集高產(chǎn)的主要區(qū)域[2]。

2 儲層特征及分類

在火山噴發(fā)和沖積扇的共同作用下，九5區(qū)石炭系形成了一套巨厚的火山巖-沉積巖。石炭系巖石類型主要有火山熔巖類、火山碎屑巖類和沉積巖類，巖性以火山角礫巖、熔巖和沉凝灰?guī)r為主，沉凝灰?guī)r微相為本區(qū)優(yōu)勢巖相。石炭系主要儲集空間類型為粒內(nèi)溶孔、粒模孔和半充填縫等[3-4]，儲層孔隙發(fā)育程度低，面孔率平均0.18%，毛管壓力曲線表現(xiàn)為細孔喉，分選差。儲層孔隙度平均為3.84%，滲透率平均為0.09×10-3μm2，屬于特低孔、特低滲儲集層。其中基質(zhì)孔隙度平均為3.13%，滲透率平均為0.058×10-3μm2。儲層基質(zhì)非均質(zhì)性嚴重，屬強-極強非均質(zhì)性。

裂縫既是儲集空間，更是高效的滲流通道，是火山巖油氣藏高產(chǎn)的主導(dǎo)因素，因此，裂縫表征預(yù)測是石炭系火山巖儲層研究的重點[2，5-7]。本區(qū)以中低角度裂縫為主，傾角20°～60°的裂縫占總裂縫條數(shù)的60.6%。裂縫類型有斜交縫、網(wǎng)狀縫、充填或半充填縫及柱狀節(jié)理縫，主要以網(wǎng)狀縫和斜交縫為主，網(wǎng)狀縫最為發(fā)育，而直劈縫、節(jié)理縫不發(fā)育。熔巖類和火山角礫巖裂縫發(fā)育程度較好，凝灰?guī)r裂縫發(fā)育程度稍差一些，沉積巖發(fā)育程度較差。裂縫孔隙度平均為0.25%，裂縫滲透率平均為4.551×10-3μm2。裂縫主要走向為北東向和北西向，發(fā)育情況受構(gòu)造應(yīng)力影響，其走向基本平行或垂直于相鄰斷層方向。

前人根據(jù)儲集空間類型及其成因機理對火山巖儲層分類多種多樣[8-12]，這些分類以油藏靜態(tài)研究為基礎(chǔ)，缺少與實際生產(chǎn)動態(tài)的結(jié)合應(yīng)用。本次研究綜合靜態(tài)和動態(tài)數(shù)據(jù)，將九5區(qū)石炭系火山巖儲層分為I類(裂縫型IF、裂縫-基質(zhì)型IFM)、II類(裂縫-基質(zhì)型IIFM、基質(zhì)型IIM)、III類(基質(zhì)型IIIM)，共3大類5小類，各類型儲層靜態(tài)和動態(tài)特征明顯(圖1、表1)，與實際生產(chǎn)對應(yīng)性較好。I類儲層高孔、高飽、高儲能、高產(chǎn)能(大于5 t/d)，II類次之，III類最低。

圖1 石炭系火山巖儲層典型毛管壓力曲線

表1 石炭系儲層綜合分類

儲層分類地質(zhì)特征孔隙度/%砂巖 熔巖 灰?guī)r壓汞進汞飽和度/%儲能強度指數(shù)(綜合評價參數(shù)·裂縫系數(shù))主要儲集空間亞類動態(tài)特征產(chǎn)量遞減類型產(chǎn)量曲線特征I類≥10 ≥7 ≥750≥0．43裂縫基質(zhì)IFIFM指數(shù)指數(shù)初期高產(chǎn)、遞減率較大，后期低產(chǎn)初期高產(chǎn)、遞減率較大，后期遞減降低、中低產(chǎn)II類7～10 3～7 3～720～500．21～0．43裂縫基質(zhì)IIFMIIM指數(shù)-初期中高產(chǎn)，遞減大，后期低產(chǎn)初期中高產(chǎn)，后期維持中產(chǎn)水平III類<7 <3 <3<20<0．21微孔隙裂縫IIIM-中低產(chǎn)

I類儲層孔隙發(fā)育,加上裂縫溝通,儲滲能力大，J函數(shù)分析結(jié)果表明非飽和孔隙體積小于50.0%，孔隙度大于7%(砂巖10%)，儲能強度指數(shù)大于等于0.43，為本區(qū)最好的儲層，發(fā)育在凝灰?guī)r、熔巖及砂礫巖等巖相巖石類型中。

II類儲層J函數(shù)分析結(jié)果表明非飽和孔隙體積50%～80%，孔隙度3%～7%(砂巖7%～10%)，儲能強度指數(shù)0.21～0.43，為本區(qū)較好的儲層，凝灰?guī)r、熔巖及砂礫巖等巖相巖石類型中均有發(fā)育。

III類儲層以微孔縫組合為主，非飽和孔隙體積大于80%，孔隙度小于3%(砂巖7%)，儲能強度指數(shù)小于0.21，為本區(qū)較差的儲層，凝灰?guī)r、熔巖及砂礫巖等巖相巖石類型中均有發(fā)育。

裂縫型儲層：裂縫直接連通，并且沿裂縫有溶蝕現(xiàn)象，通過復(fù)壓測試證明裂縫效果好，基質(zhì)孔隙極少，這類裂縫主要以網(wǎng)狀裂縫型為主，生產(chǎn)動態(tài)上主要表現(xiàn)為初期產(chǎn)量高，最高可達日產(chǎn)油30 t以上，自噴期短，遞減快，產(chǎn)量遞減屬于指數(shù)遞減類型，月遞減率達5%以上，后期低產(chǎn)或不出(IF型)(圖2)。壓恢曲線上表現(xiàn)為兩段式。

裂縫-基質(zhì)型儲層：裂縫間接連通基質(zhì)孔隙，且沿裂縫有溶蝕現(xiàn)象，構(gòu)成裂縫-基質(zhì)型雙重介質(zhì)儲層，生產(chǎn)動態(tài)上前期表現(xiàn)為裂縫型特征，產(chǎn)量較高，遞減較大，后期表現(xiàn)為孔隙型生產(chǎn)特征，產(chǎn)量高低和穩(wěn)產(chǎn)時間長短取決于裂縫與基質(zhì)孔隙的發(fā)育程度，包括IFM、IIFM兩類(圖3)。裂縫與基質(zhì)孔隙發(fā)育好，油井能夠高產(chǎn)穩(wěn)產(chǎn)10年以上。

基質(zhì)型儲層：孔隙較為發(fā)育，裂縫發(fā)育較少或連通性較差，生產(chǎn)動態(tài)上表現(xiàn)為產(chǎn)量長期較為穩(wěn)定，產(chǎn)量高低取決于儲層孔隙發(fā)育程度，包括IIM、IIIM兩類(圖4)。

圖2 石炭系裂縫型儲層典型生產(chǎn)井產(chǎn)油曲線

圖3 石炭系裂縫-基質(zhì)型儲層典型生產(chǎn)井產(chǎn)油曲線

圖4 石炭系基質(zhì)型儲層典型生產(chǎn)井產(chǎn)油曲線

3 儲層分布規(guī)律及分類儲層開發(fā)實踐

根據(jù)火山巖儲層特征及分類結(jié)果，分析了九5區(qū)石炭系不同類型儲層分布，并針對不同類型儲層特點進行了分類開發(fā)實踐。

3.1 儲層分布規(guī)律

3.1.1 儲層在平面上的分布

九5區(qū)石炭系為一套巨厚的火山巖-沉積巖建造，94422井區(qū)附近發(fā)育有一個火山口。平面上，石炭系儲層從火山口向外依次發(fā)育I類、II類、III類儲層(圖5)。IF類儲層僅發(fā)育于火山口附近的94422井區(qū)，IFM類儲層分布最廣泛，IIFM類、IIM類儲層主要發(fā)育在距離火山口1～2 km的范圍，部分范圍較小，III類儲層主要分布于遠離火山口的區(qū)域。

圖5 石炭系儲層平面分布

3.1.2 儲層在剖面上的分布

石炭系儲層縱向上受風(fēng)化殼控制，儲層發(fā)育在距離風(fēng)化殼不整合面300 m范圍內(nèi)。石炭系儲層在剖面分布上規(guī)律性較差，三大類儲層在石炭系自上至下地層中均有分布，反映出石炭系塊狀油藏的特征?？傮w上看，I類儲層主要分布于石炭系中上部，III類儲層主要分布于石炭系下部(圖6)。

3.2 分類儲層開發(fā)實踐

3.2.1 I類儲層

I類儲層在全區(qū)分布廣泛，生產(chǎn)效果較好，同時由于石炭系油井采用衰竭式開采方式，油井生產(chǎn)初期天然能量充足，油井產(chǎn)能較高，在沒有能量補充的情況下，油井由于能量不足產(chǎn)量迅速下降[1]。石炭系油藏原始地層壓力7.16MPa，目前地層壓力4.305 MPa，油藏壓力保持程度為60%，后期補充地層能量是保證和提高開發(fā)效果的關(guān)鍵。因此，針對性實施了補充地層能量和恢復(fù)地層能量等措施。

圖6 石炭系儲層剖面分布

(1)補充能量。熱采開發(fā)能夠有效補充地層能量，提高油藏供液能力，并且可以解決油稠結(jié)蠟問題。根據(jù)石炭系的油藏地質(zhì)特點、原油性質(zhì)及試油試采情況，對比了常規(guī)冷采和蒸汽吞吐兩種開采方式。針對含蠟高、黏度高、裂縫-基質(zhì)型(FM)或基質(zhì)型(M)儲層的油井采用蒸汽吞吐開采方式效果較好。典型井95272井，注汽前已不出油，注汽后動液面略有升高(后受高產(chǎn)液影響降低，總體供液能力提高)，產(chǎn)油水平4 t/d并長期保持穩(wěn)定，地層能量一定程度上得到補充。此外通過95951井采用氮氣輔助蒸汽吞吐的開采方式發(fā)現(xiàn)，注氮氣輔助蒸汽吞吐可以取得較吞吐開發(fā)更好的效果，油汽比提高了0.3，回采水率提高一倍以上。

另外開展了微生物復(fù)合空氣泡沫驅(qū)油實驗，為提高原油采收率探索新的開采技術(shù)。

(2)恢復(fù)能量。通過改變工作制度，恢復(fù)地層能量，有效保證油井正常生產(chǎn)。分析總結(jié)出了I類儲層生產(chǎn)井間抽開發(fā)的合理周期，通過壓恢曲線確定間開時間。以952069井為例，壓恢曲線顯示關(guān)井3天壓力恢復(fù)80%，關(guān)井10天后壓力基本恢復(fù)。利用關(guān)井恢復(fù)液面的程度，制定合理的間開制度。952060井通過循環(huán)開關(guān)井測試液面變化，了解油層供液情況，確定其間開周期為停3天、抽4天的間抽制度。區(qū)塊間抽實施總井?dāng)?shù)39口，有效恢復(fù)了地層能量和油井產(chǎn)能，緩解了油藏供液不足矛盾。

3.2.2 II類儲層

II類儲層與I類儲層類似，同樣存在地層能量不足導(dǎo)致供液不足等問題，還有結(jié)蠟嚴重、部分井油稠等生產(chǎn)矛盾現(xiàn)象，為此實施了微生物、熱洗、螺桿泵等增油技術(shù)，日產(chǎn)油大幅提高。

3.2.3 III類儲層

III類儲層由于裂縫發(fā)育程度差，壓裂投產(chǎn)后生產(chǎn)能力不足。為了提高油井產(chǎn)能，主要采取了補層(新層)壓裂和(原層)重復(fù)壓裂兩種措施。從不同的壓裂效果來看，原層效果差，層內(nèi)補層壓裂效果明顯。對原層采出程度低、裂縫閉合或近井污染等導(dǎo)致的產(chǎn)量異常井，重復(fù)壓裂能有效提高開發(fā)效果。這主要是由于油井初次壓裂后降壓開采導(dǎo)致裂縫閉合、油層滲透率下降，而通過對這部分采出程度較低的原層位進行二次壓裂，可以提高油層滲透率，重新獲得較高產(chǎn)能[5]。

3.3 開發(fā)實踐分析

通過對石炭系火山巖油藏儲層精細分類研究和開發(fā)實踐，在開發(fā)初期優(yōu)先開發(fā)在現(xiàn)有技術(shù)下開發(fā)效果比較好的I類儲層，同時對其它不同類型儲層實施了多種增油措施，提高了油藏的開發(fā)效果，表現(xiàn)在：①單井累積產(chǎn)油高，最高達24 444 t，生產(chǎn)時間超過3年以上正常生產(chǎn)井平均單井累積產(chǎn)油9 093 t；②通過有序開發(fā)油藏產(chǎn)量穩(wěn)定，連續(xù)6年區(qū)塊年產(chǎn)油保持在6×104t以上，采油速度保持在1.2%左右；③保持了較低的遞減率，2005年投產(chǎn)裂縫型(F)儲層，年遞減率為47.8%，其余歷年投產(chǎn)裂縫-基質(zhì)型(FM)儲層，年遞減率21.4%～32%；④達到了較高的油藏采收率，目前區(qū)塊采出程度已達9.52%，通過綜合評價預(yù)測采收率達16.7%。

4 結(jié)論

(1)九5區(qū)石炭系火山巖儲層分為3大類5小類，儲層分類特征明顯，能夠有效指導(dǎo)現(xiàn)場生產(chǎn)管理，具有較高的生產(chǎn)實際符合性。

(2)根據(jù)儲層分類結(jié)果，通過分類分治制定措施，不同類型儲層生產(chǎn)井取得了較好的生產(chǎn)效果。

(3)九5區(qū)石炭系油藏分類管理提高了開發(fā)效果，自然遞減率保持在20%～50%，預(yù)測油藏最終采收率可達16.7%，達到了火山巖油藏較高的開發(fā)水平。

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編輯：吳官生

1673-8217(2015)03-0064-05

2015-01-14

徐金華，工程師,1983年生，2007年畢業(yè)于中國石油大學(xué)(華東)石油工程專業(yè)，現(xiàn)從事稠油開發(fā)研究工作。

TE112.222

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