胡 勇 周軍良 汪全林 耿紅柳 趙軍壽

(中海石油(中國)有限公司天津分公司 天津 300459)

隨著油氣勘探開發(fā)的不斷深入，低滲油氣資源已成為國內各油區(qū)增儲上產的重要目標。近年來陸上油田對低滲油氣藏的研究日漸成熟，增儲上產效果明顯[1-2]，但受作業(yè)成本、施工難度、資料等諸多條件限制，海上低滲油氣藏的高效開發(fā)仍處于探索階段[3-4]。渤海油田已有多個低滲油田相繼投入開發(fā)，但動用程度和采收率均較低，各開發(fā)井產能差異大，制約了后續(xù)油田的勘探與開發(fā)。作為渤海最大的已開發(fā)低滲油田，BZ油田開發(fā)已有十余年，但仍有近2 000×104t的儲量待有效動用，生產區(qū)鉆井證實各層位及各區(qū)塊低滲儲層物性及產能均存在較大差異，部分區(qū)塊開發(fā)井低產低效的控制因素尚不明確，嚴重制約了油田已開發(fā)區(qū)塊的高效開發(fā)和未開發(fā)區(qū)塊的有效動用。以往從沉積特征、儲層預測、物性特征及影響因素、儲層分類評價等方面開展了相關研究工作[4-10]，但均未從儲層質量及產能差異主控因素方面開展系統(tǒng)研究，而這是明確開發(fā)井低產低效原因，指導后期低效井治理、開發(fā)井注水優(yōu)化、難動用儲量挖潛、調整井實施等一系列重要工作的基礎。筆者依據渤海BZ油田巖心、薄片、物性、粒度、試產數據等，以地質學、統(tǒng)計學分析為手段，在系統(tǒng)分析低滲儲層質量差異主控因素的基礎上，將各類試產數據耦合分析，探討不同層位和區(qū)塊產能差異的主控因素，以期指導該區(qū)低滲儲量的高效動用及后期生產措施的有效制定。

1 地質概況

BZ油田位于渤海南部海域，東與渤南低凸起相接，南北分別與黃河口凹陷、渤中凹陷兩大生油凹陷相鄰，西側為埕北低凸起(圖1)。油田區(qū)域內斷層發(fā)育，整體為受邊界斷層控制的斷裂背斜構造，內部被次一級斷層分割成不同的斷塊。鉆井揭示，該油田沙河街組發(fā)育低滲油藏，其中沙河街組二段(沙二段)為辮狀河三角洲前緣沉積，沙河街組三段(沙三段)為扇三角洲前緣沉積(圖1)。始新世沙河街組沉積期受燕山運動、華北運動和喜山運動等構造活動的影響[11-12]，沙二段埋深在3 200～3 400 m，沙三段埋深在3 300～3 900 m，各層位構造斷裂相對發(fā)育;而漸新世以來的油氣充注以及黏土礦物轉化，使得沙河街組發(fā)育異常高壓[13-14]，地層壓力系數在1.3～1.6。因此，受沉積、成巖、構造活動及成藏等共同作用影響，沙河街組儲層物性整體表現為低孔、低滲—特低滲的特征,發(fā)育異常高壓，油藏采用早期利用天然能量衰竭開發(fā)、后期人工注水的開發(fā)方式。近年來衰竭開發(fā)及個別井組試注水取得一定效果，但也出現了部分低產低效井，現存低產低效井的治理、注水規(guī)模的擴大、難動用儲量的有效動用等迫切需要系統(tǒng)開展儲層質量及產能差異主控因素方面的研究工作。

圖1 渤海BZ油田區(qū)域地理位置及地層綜合柱狀圖Fig.1 Regional location and stratigraphic comprehensive histogram of BZ oilfield in Bohai sea

2 低滲儲層特征

儲層質量是指其儲集與滲濾流體的能力[15]，巖石組分、孔隙結構、巖石物理參數、裂縫等特征是低滲儲層質量的重要體現[16-20]。巖石薄片、掃描電鏡、壓汞、常規(guī)物性等分析數據表明，渤海BZ油田沙河街組儲層為巖屑長石砂巖(表1)，碎屑顆粒間多呈點—線接觸(圖2a、b)；填隙物以碳酸鹽和雜基為主(圖2c、d)，雜基主要為黏土礦物；儲集空間以混合孔隙為主(表1)，次生孔隙次之(圖2b、e)；孔隙結構以細孔喉為特征，喉道半徑、孔喉半徑均值相差不大(表1)；儲層巖石薄片及巖心中均可見裂縫發(fā)育(圖2f、g)，裂縫規(guī)模小，但多數未被充填，為有效裂縫。綜合分析認為，渤海BZ油田沙河街組儲層物性整體以低孔、低滲—特低滲為特征，沙二段儲層質量明顯優(yōu)于沙三段儲層(表1)。

表1 渤海BZ油田沙河街組巖石組分、孔喉及物性參數統(tǒng)計Table 1 Composition of pore, throat and physical parameter statistics in Shahejie Formation of BZ oilfield, Bohai sea

(a)云母彎曲變形，BZ-3井，3 642.3 m；(b)顆粒緊密呈點—線接觸，B4井，3 737.2 m；(c)粒表及粒間伊利石，BZ-5井，3 343.4 m；(d)方解石充填粒間，B4井，3 356.4 m；(e)粒內及粒間溶孔，B4井，3 436.30 m；(f)細砂巖中穿?？p切穿碎屑顆粒，BZ-2井，3 424.1 m；(g)細砂巖中高角度與低角度裂縫被碳酸鹽礦物充填，BZ-5井，3 683.1 m；(h)粗砂巖被鈣質膠結，BZ-1井，3 592.7 m。

圖2渤海BZ油田低滲儲層特征
Fig.2LowpermeabilityreservoircharacteristicsofBZoilfieldinBohaisea

3 低滲儲層質量主控因素

低滲儲層的質量往往由先天原始沉積條件和后天改造條件共同控制，其中原始沉積條件包括儲層沉積相帶和砂巖成分、結構等，后天改造條件包括壓實、膠結、溶解等成巖作用以及構造活動形成的裂縫，它們控制著垂向上不同層位、平面上不同區(qū)塊儲層的質量差異[21-24]。

3.1 原始沉積條件對儲層質量的控制

沙二段和沙三段分別發(fā)育受西南方向物源控制的辮狀河三角洲和扇三角洲前緣沉積，從粒度分析的統(tǒng)計結果來看，由西南向東北方向沙二段和沙三段儲層的碎屑顆粒粒徑變細，受洼地古地貌及重力流沉積影響[5-10]，東北區(qū)域分選變差的趨勢明顯(圖3)。儲層的粒徑和分選往往控制著儲層的原始物性，研究區(qū)沙二段和沙三段儲層粒徑和分選與孔隙度、滲透率具有較好的正相關性[5,13]。因此，在原始沉積條件控制下，沙二段和沙三段儲層的物性整體表現為由西南向東北變差的特征。根據濕砂在地表條件下的分選系數與孔隙度的關系，計算沙二段、沙三段原始孔隙度平均為35.1%和32.3%。

圖3 渤海BZ油田沙河街組儲層沿物源方向粒徑和標準偏差特征Fig.3 Characteristics of grain size and standard deviation of Shahejie Formation reservoir in BZ oilfield,Bohai sea

此外，從沉積角度看，扇三角州前緣儲層的互層特征較辮狀河三角洲前緣更為明顯。因此，根據區(qū)域沉積條件，在不考慮儲層后天改造的前提下，研究區(qū)沙二段儲層物性要好于沙三段儲層，但受粒度和分選的變化，整體上物性均表現為由西南向東北變差的趨勢。

3.2 后天成巖改造對儲層質量的控制

對儲層物性的后天成巖改造作用主要包括壓實、膠結及溶解作用，其中壓實和膠結作用為不利因素，溶解作用為有利因素。

1) 壓實作用。

研究區(qū)沙河街組儲層目前埋藏3 200～3 900 m，埋藏較深。從鏡下薄片看，儲層碎屑顆?？梢娒黠@的彎曲變形，顆粒間以點—線接觸為主(圖2a、b);并且從孔隙度和滲透率與埋深的變化關系來看(圖4)，隨著埋深的增加，儲層孔隙度和滲透率下降明顯，說明沙河街組儲層遭受的壓實作用較強。雖然在埋藏過程中受構造活動影響，沙河街組發(fā)生了不同程度抬升，但抬升后儲層段均埋藏至一定深度，并且從東營組持續(xù)性埋藏至現今深度[11-13]。此外，油氣充注及黏土礦物轉化成因的異常高壓于館陶組沉積末期開始形成，該階段沙河街組儲層已埋藏至3 000 m深度[13-14]，這也是異常高壓對壓實作用抑制較弱的主要原因。因此，在相同原始沉積條件下，縱向上沙河街組儲層整體表現為隨著埋藏變深，儲層質量變差的特征。

圖4 渤海BZ油田孔隙度、滲透率、碳酸鹽膠結物、黏土礦物含量、地層壓力與埋深的關系Fig.4 Relation between depth and porosity,permeability,carbonate cementation,clay mineral and formation pressure in BZ oilfield,Bohai sea

2) 膠結作用。

研究區(qū)沙二段和沙三段儲層膠結物均以碳酸鹽和黏土礦物為主(圖2c、d，表1)。從圖4可以看出，隨著深度的增加，研究區(qū)碳酸鹽膠結物和黏土礦物中伊利石的含量均呈升高的趨勢，尤其是黏土礦物中伊利石的含量在3 500 m附近上升至90%以上。這主要是因為研究區(qū)沙河街組地層水為NaHCO3型，隨著地層壓力的升高，黏土礦物轉化加劇，大量伊利石呈絲狀發(fā)育在碎屑顆粒表面或呈搭橋狀發(fā)育于顆粒間，且黏土礦物轉化釋放的大量Ca2+、Mg2+等離子[25]與富含HCO3-的地層水相結合，有利于碳酸鹽膠結物的形成。研究表明，研究區(qū)沙河街組儲層碳酸鹽膠結物、黏土礦物含量與儲層滲透率整體呈負相關性(圖5)，因此，隨著埋深的增加，縱向上儲層的膠結作用增強，儲層質量降低，而平面上構造相對較高部位膠結作用相對較弱，儲層質量相對較好。

圖5 渤海BZ油田沙河街組膠結物含量與滲透率的關系Fig.5 Relationship between cement content and permeability of the Shahejie Formation in BZ oilfield, Bohai sea

3) 溶解作用。

油氣充注帶來的有機酸為碎屑顆粒及膠結物的溶解提供了有利條件。研究區(qū)異常高壓的發(fā)育與油氣充注有關[13-14]，沙河街組縱向上并不發(fā)育明顯的次生孔隙發(fā)育帶，并且統(tǒng)計表明由于溶解作用增加的孔隙度在沙二段和沙三段平均分別為5.0%和2.5%(圖4)。分析認為，隨著油氣的充注，異常高壓逐漸發(fā)育，而異常高壓系統(tǒng)下地層的封閉性強，成巖流體難以和新生物質交流，導致大規(guī)模的溶解作用難以發(fā)生[26]；此外，異常高壓的發(fā)育也使得晚期碳酸鹽的膠結作用增強，大量早期形成的溶蝕孔隙被碳酸鹽膠結物充填。因此，溶解作用對沙河街組儲層質量的改善作用較弱。

3.3 后天構造活動對儲層質量的控制

巖心及鏡下觀察結果表明，研究區(qū)天然裂縫發(fā)育(圖2f、g)。斷層走向基本控制了裂縫走向，而斷裂規(guī)模、褶皺發(fā)育位置、巖石力學條件等綜合控制了裂縫的發(fā)育程度[23，27]。在斷裂方面，研究區(qū)沙河街組埋藏階段區(qū)域主應力方向以北東向為主[28]，天然裂縫主要呈北東向展布(圖6a)，整體上靠近斷層位置裂縫相對發(fā)育(圖6b)；在褶皺方面，受擠壓作用影響，褶皺的軸部裂縫往往較發(fā)育，因此研究區(qū)背斜核部的裂縫發(fā)育密度相對較高(圖6b)；在巖石力學性質方面，巖石顆粒越細，壓實程度越高，脆性指數越高，且?guī)r層越薄，相同力學條件下更易破裂，研究區(qū)東北遠離物源，粒度相對較細，砂泥巖薄互層特征明顯，因此裂縫發(fā)育程度相對較高。從裂縫的有效性來看，新近紀研究區(qū)斷層受喜山運動影響開啟[11-12]，并為淺層提供油氣來源[29-30]，由于進入中成巖階段，富含HCO3-的NaHCO3地層水與黏土礦物轉化帶來的Ca2+和Mg2+等離子結合，碳酸鹽沉淀膠結使得斷層封閉，也使得研究區(qū)各斷塊具有不同流體系統(tǒng)。一般而言，試井滲透率值往往較測井滲透率值低，但當裂縫發(fā)育時，試井滲透率值往往大于測井得到的滲透率[31-34]。統(tǒng)計研究區(qū)試井滲透率值大于測井滲透率值的井點發(fā)現，前者是后者滲透率值的2～11倍，說明有效裂縫發(fā)育時儲層滲透率有較為明顯改善。由于平面及縱向上斷層附近儲層及裂縫的膠結程度往往較高(圖2g、h)，而背斜的核部裂縫相對發(fā)育，考慮裂縫對滲透率的貢獻，認為背斜核部的儲層質量相對較高。

圖6 渤海BZ油田天然裂縫走向及發(fā)育特征Fig.6 Natural fracture trend and development characteristics of BZ oilfield in Bohai sea

4 產能控制因素及開發(fā)實踐

4.1 產能控制因素

開發(fā)井的油氣產能往往與油藏壓力、流體性質、儲層厚度、儲層質量等密切相關。研究區(qū)沙二段、沙三段油藏壓力系數平均分別為1.4和1.5，流體性質均為輕質油，油水流度比值為1，油藏特征整體相似，13口常規(guī)開發(fā)單采井的油層厚度為9.6～58.6 m,埋藏中深3 266.6～3 552.0 m，初期正常自噴日產油16～170 m3，比采油指數0.2～1.2 m3/(d·MPa·m)，生產厚度與日產油的線性相關性僅為0.13，比采油指數表現為縱向上隨埋藏深度增加而降低，相近埋藏深度平面上差異明顯(圖7)，說明儲層質量是控制產能差異的關鍵因素。

在不考慮儲層污染等因素的前提下，開發(fā)井油氣產能往往與儲層質量密切相關。將研究區(qū)各層位開發(fā)井初期產能與油層厚度、構造圖進行疊合，可以發(fā)現開發(fā)井產能差異具有一定的規(guī)律。一方面，沙二段西南區(qū)域粒度相對較粗，分選相對較好，在埋深相差不大的情況下，油層厚度相對較厚的開發(fā)井初期產能較高；而北東區(qū)域粒度相對較細，分選變差，油層較薄，但受背斜影響，核部裂縫發(fā)育，油層厚度雖較薄，但產能往往也相對較高(圖8a)。另一方面，沙三段西南區(qū)域粒度較粗，分選較好，但埋藏深度較大，儲層壓實和膠結作用均較強，開發(fā)井的初期產能較低；而北東區(qū)域油層厚度雖薄，粒度相對較細、分選變差，但受背斜影響，核部裂縫發(fā)育，且埋藏相對較淺，開發(fā)井的初期產能相對較高(圖8b)。此外，由于斷層附近儲層及裂縫的膠結程度較高，除合采井外，各層位離斷層較近的單采開發(fā)井產能均較低(圖8)。因此，研究區(qū)開發(fā)井的產能差異主要受控于原始沉積條件、埋深及構造位置等因素，辮狀河三角洲前緣的原始沉積環(huán)境、粒度粗、分選好的巖石學特征、埋藏相對較淺區(qū)域的弱壓實作用、背斜核部的裂縫發(fā)育程度等多種因素耦合是影響儲層質量及初期產能的有利條件。

圖7 渤海BZ油田沙河街組油層比采油指數與埋藏中深關系Fig.7 Relationship between specific productivity index and depth burial of Shahejie Formation in BZ oilfield,Bohai sea

4.2 開發(fā)實踐

結合儲層質量控制因素及現有井網、開發(fā)井產能等，提出了一系列開發(fā)策略，主要包括：儲層較厚的沉積有利區(qū)采用低效井上返補孔、低井控區(qū)增加調整井、衰竭開發(fā)區(qū)域轉注開發(fā)的策略；構造有利區(qū)根據天然裂縫發(fā)育程度開發(fā)，裂縫不發(fā)育區(qū)儲層厚度較薄時采用壓裂開發(fā)，裂縫發(fā)育的低井控區(qū)采用增加調整井、衰竭開發(fā)區(qū)采用周期注水開發(fā)的策略；斷層附近低效井建議側鉆治理。

上述開發(fā)策略先后成功指導了研究區(qū)6口井挖潛措施的制定與實施。針對位于沉積有利區(qū)、早期點射壓裂開發(fā)的C25井，制定油層段補孔措施，補孔后初期產油118 m3/d。針對衰竭開發(fā)、天然裂縫不發(fā)育的沉積有利區(qū)塊，指導開發(fā)井B4、A17轉注、增注，注水開發(fā)后油井產量穩(wěn)定并有回升，目前該井組采出程度已超過25%。針對構造有利、天然裂縫發(fā)育的衰竭開發(fā)區(qū)，指導發(fā)育薄互層的A23井(圖9a)轉注，嘗試利用天然裂縫周期注水開發(fā)，與油井A20注采井距390 m，注水量85 m3/d，注水后油井A20產量回升，后期提液增油效果明顯(圖9b)。針對構造有利、天然裂縫發(fā)育的低井控區(qū)域部署A19井挖潛，A19井初期產油120 m3/d，且根據開發(fā)需要指導周邊開發(fā)井A22后期轉注，注采井距470 m，考慮注采對應關系及注水需要，嘗試利用天然裂縫進行同步注采開發(fā)，補射5.9 m致密層(圖9c)，注水量85 m3/d，注水后油井A19增油效果顯著(圖9d)，并要求緊密跟蹤動態(tài)，如注水突破建議嘗試異步注采開發(fā)。由此可見，上述開發(fā)策略的成功實踐有助于后期其他低效井的治理、注水規(guī)模的擴大以及難動用儲量的有效動用。

圖8 渤海BZ油田沙河街組開發(fā)井產能與構造位置的關系Fig.8 Relationship between productivity and tectonic location of Shahejie Formation in BZ oilfield,Bohai sea

圖9 渤海BZ油田部分井組儲層對比圖及注采開發(fā)曲線Fig.9 Reservoir section,injection and production curve of partial well groups in BZ oilfield,Bohai sea

5 結論

1) BZ油田沙河街組儲層整體為低孔、低滲—特低滲儲層，儲層質量主要受控于原始沉積條件、成巖作用中的壓實和膠結作用、構造活動形成的天然裂縫，其中原始沉積條件、成巖壓實和膠結作用控制著縱向上不同層位開發(fā)井的產能差異；成巖壓實和膠結、斷裂及背斜構造控制著相同層位平面上不同位置開發(fā)井的產能差異。

2) BZ油田沙河街組儲層的沉積有利區(qū)位于研究區(qū)西南區(qū)域，成巖有利區(qū)帶位于構造相對較高的層位及區(qū)域，構造有利區(qū)帶位于發(fā)育背斜、且位于背斜核部的區(qū)域，而斷層附近受晚期碳酸鹽膠結作用影響，儲層質量較差。后期開發(fā)調整應考慮原始沉積條件、成巖作用及構造位置三者的耦合關系，結合儲層質量分類開發(fā)，重點關注裂縫發(fā)育區(qū)的注水開發(fā)及低品位儲層區(qū)的有效挖潛工藝。