金 濤 白 蓉 鄒 娟 李秀清 李育聰 周春林 鄧 燕

中國石油西南油氣田公司勘探開發(fā)研究院, 四川 成都 610041

0 前言

近年研究發(fā)現(xiàn),致密油的充注動力主要為生烴增壓和毛細管壓力差[3]。致密油不同于常規(guī)油藏的上油下水,也不同于巖性油藏的高孔滲含油、低孔滲無油;而致密油特點為一般鄰近生油巖的致密層含油,遠離生油巖的致密層含油性降低,甚至不含油,為“根源油藏”。因此,致密油含油厚度的計算難點與石油充注深度和裂縫發(fā)育程度有較大關(guān)系。

1 生烴增壓

圖1 四川盆地侏羅系烴源巖有機質(zhì)熱降解模擬溫壓曲線

1.1 生油強度計算

生油量的計算方法很多,如盆地模擬法、熱模擬參數(shù)法、有機碳質(zhì)量平衡法及瀝青“A”法等。根據(jù)四川盆地侏羅系致密油的資料狀況,選用恢復(fù)原始有機質(zhì)全巖熱模擬參數(shù)法來計算侏羅系烴源巖的生油量,而生油強度表示的是單位面積烴源巖的生油量,因此我們研究某點的生油量時,可用生油強度表示。生油強度計算表達式為[7]:

ΔQo=104Hc·ρc·C·Kc·Io

(1)

圖2為有機碳恢復(fù)系數(shù)、產(chǎn)油率與Ro相關(guān)性的解釋圖版[6]。

a) 有機碳恢復(fù)系數(shù)圖版

b) 產(chǎn)油率圖版

1.2 生油前后體積變化率計算

高密度的有機質(zhì)轉(zhuǎn)化成低密度的油時,油體積增加較大,有機質(zhì)體積略有減少,造成孔隙流體體積增加較大,而烴源巖孔隙體積略增大,因此生油前后體積變化率增加。如果把單位面積作為一個點,則任一點的體積變化率可按下列公式計算:

生油量體積公式:

Vo=ΔA·ΔQo/ρo下

(2)

有機碳體積減少量公式:

ΔVc=Hc·C·(Kc-1)

(3)

體積變化率:

δV=(Vo-ΔVc)/(Vp+ΔVc)

(4)

式中:Vo為生油量體積,m3;ΔA為單位面積,km2;ρo下為地下原油密度,g/cm3;ΔVc為有機碳體積減少量,m3;Vp為烴源巖生烴前總孔隙體積,m3;δV為體積變化率。

1.3 生烴增壓計算

在等溫條件下,液體的壓縮系數(shù)可書寫為:

β=-1/V·dV/dp

(5)

式中:β為液體壓縮系數(shù),MPa-1;V為液體體積,m3;dV為液體體積增量,m3;dp為液體壓縮力減量(或膨脹力增量),MPa。

烴源巖中有機質(zhì)轉(zhuǎn)化為石油是一個緩慢增量的過程,在烴源巖(多孔固體)彈性范圍內(nèi),壓縮系數(shù)可近似不變,從式(5)可知,體積的微小增量將造成膨脹力的微小升高,膨脹力的微小升高如果能突破孔喉的毛細管阻力,液體通過孔喉被排出,孔喉流體體積減少,膨脹力降低[8];如果液體不能及時排出,突破烴源巖彈性范圍,將造成膨脹力急劇增高,壓縮系數(shù)則急劇降低,直至巖石破裂,液體通過裂縫被排出[9],膨脹力降低。這樣周而復(fù)始的過程可以合成為一次生烴增壓[10],即排烴后剩余壓力,也是圖1中穩(wěn)定壓力與初始壓力之差,因此,生烴增壓可由下式計算:

Δpo=δV·pf

(6)

式中:Δpo為生烴增壓,MPa;pf為生烴前原始地層壓力,MPa。

2 毛細管壓力差

球形液滴因表面分子受向內(nèi)的吸引而產(chǎn)生附加壓力,因此表面張力方向與凹液面法線方向一致,與凸液面法線方向相反。一般來說,源巖喉道半徑小于儲層喉道半徑,而油具有非潤濕相,因此,圖3中在源儲界面處形成“葫蘆”狀油滴,在毛細管壓力差的作用下,油從源巖流向儲層[11]。

圖3 源儲界面處毛細管中油滴運移示意圖

毛細管壓力差主要與油水表面張力和曲面半徑有關(guān)[12-13],其公式如下:

Δpc=2σ·(1/r-1/R)

(7)

式中:Δpc為毛細管壓力差,MPa;σ為油水表面張力,N/m;r、R分別為烴源巖和儲層喉道半徑,m。

3 石油滲入深度

石油在無縫致密儲層中滲入深度止于滯流帶前,其充注的深度為充注動力與儲層啟動壓力梯度之比[3,14-15]。石油滲入深度表達式為:

L=(Δpo+Δpc)/α

(8)

式中:L為石油滲入深度,m;α為儲層啟動壓力梯度，MPa/m。

4 計算致密油平均含油厚度

一般來說,裂縫滲透率極高,可假設(shè)石油在裂縫中無阻力,即石油可滲入到裂縫最遠處且無壓力降,然后裂縫面可當成為源儲界面,向裂縫面兩側(cè)滲入,兩者滲入深度相當。

H=L·m+(d-L·m)·n

(9)

其中:

n=2L/k

式中:H為平均含油厚度,m;d為裂縫長度,m;k為裂縫間距,m;m、n為系數(shù)。

當儲層單側(cè)與烴源層接觸[16-18]時,m=1,當儲層上下側(cè)均與烴源層接觸時,m=2;當k<2L或d< L·m時,n=1,當無裂縫時,k無限大,n=0。

計算含油厚度時,可以把儲層分為兩部分,一部分為無裂縫的基質(zhì)部分,一部分為裂縫部分?；|(zhì)部分含油厚度就是石油滲入深度,為式(9)前部分L·m;裂縫部分只考慮基質(zhì)部分未滲入石油的區(qū)域,應(yīng)用加權(quán)計算,n為加權(quán)系數(shù),其中d

5 實例

利用上述計算致密油含油厚度方法,表1例舉了3口井的三段致密儲層,計算其含油厚度,并可判斷其含油情況。因3口井均未見裂縫,且為下生上儲單側(cè)供油,因此計算的滲入深度就為含油厚度。

表1 致密儲層含油厚度計算表

項目1井2井3井儲層井段/m1 855～1 8591 862～1 8652 475～2 478含油情況不含油不含油含油孔隙度/(%)1.693.743.47滲透率/10-3 μm20.190.780.26排驅(qū)壓力/MPa8.730.931.09漸變層厚度/m-0.30-孔隙度/(%)-1.75-烴源層C/(%)1.941.282.33Ro/(%)1.221.051.02氯仿瀝青“A”/(%)0.340.740.37充注情況生油強度/(104 t·km-2)21.74217.87632.451體積變化率0.1130.1110.315生烴增壓/MPa2.1092.7437.795毛細管壓差/MPa6.1475.4576.232滲入深度/m0.2060.2202.499結(jié)果含油厚度/m0.210.222.50

一般隨著深度增加,地層溫度、地層靜水柱壓力、油水界面張力、烴源巖密度等增加,烴源巖孔隙度等減少,所以多數(shù)參數(shù)可用深度的函數(shù)關(guān)系求取,另外,喉道半徑、啟動壓力梯度一般與孔隙度、滲透率相關(guān),因此可用孔隙度、滲透率函數(shù)求取[19-20]。計算結(jié)果見表1,巖心分析已證實,1井因物性太差,儲層為不含油“白砂子”;2井在儲層與烴源層間因有物性差的漸變層,石油無法穿透,因此儲層孔隙度雖然較高也為不含油的“白砂子”;3井因儲層物性較好,石油滲入深度較深,可滲入到大部分儲層,因此儲層為油砂層。

6 結(jié)論

1)致密油為“根源油藏”,石油首先充注鄰近烴源巖的儲層,然后依次“脈沖式”遞推,緩慢進入儲層深處。

2)驅(qū)動力主要為生烴增壓和毛細管壓力差,未考慮地溫、反應(yīng)增溫等造成的熱液膨脹力、固液壓縮形成的瞬時壓力、生氣增壓等,因此,計算的致密油含油厚度一般為低限值。

3)要計算致密油的有效含油厚度,則需要考慮致密儲層有效下限值,如果含油飽和度過低為非油層,也就是說,充注壓力過低無法形成有效油層,在計算石油滲入深度時,可先在充注壓力中減去廢棄壓力后再計算,最后計算結(jié)果就是致密油有效含油厚度。

4)本文計算含油厚度的方法,除了應(yīng)用于實例中判斷儲集砂體含油性外,主要應(yīng)用于致密油大面積含油厚度計算,因此,可以應(yīng)用于盆地模擬、地質(zhì)建模等數(shù)模軟件。