国内上报和动用探明储量中,砂砾岩油藏比例明显有所上升,准确地标定这类油气藏的可采储量,及时预测和评价开发效果是目前油田勘探开发工作的重要环节之一。国内油藏开发模式研究成果(《油藏开发模式总论》)中,已经将砂砾岩油藏作为一种单独的开发模式进行研究,但是,尚未对其采收率预测与标定进行重点研究。目前已有的石油天然气行业标准(SY/T5367-1998、SY/T6098-2000、DZ/T0217-2005、SY/T6193-1996等)中,针对常规砂岩油藏开展大量的可采储量标定研究,但是仅有一个针对砾岩油藏的采收率预测经验公式,并且没有考虑砂砾岩的储层特征、渗流特征和开发特征。而砾岩油藏的开发显示出与常规砂岩油藏不同的开发特征,常规指标预测方法不加选择地应用,导致采收率预测与实际相比偏差很大。

砂砾岩油藏采收率标定存在很大难度的主要原因包括:①地质因素的特殊性造成常规方法预测精度低,包括沉积相、储层岩性、微观结构、复杂模态、层状和微观多孔隙群、非均质很强等特征;②渗流因素的特殊性在很多方法中没有考虑,包括拟多重介质特征、润湿性特征、低渗特征等;③开发因素的作用尚难以很好地反映出来,主要因为开发时间短,缺少足够的分析样本;④测井、试井、室内岩心分析等获取资料的手段在砂砾岩油藏中应用受限,可靠性和成功率降低,无法很好地支持常规的分析方法。

随着地质认识不断提高和勘探技术日益完善,M油田重新认识砂砾岩体油气藏,加大砂砾岩油藏的勘探力度,砂砾岩油藏成为资源接替新亮点[13]。截至2009年,M油田东营北带东段砂砾岩已累计增产原油30.52×104t,上报控制面积21.17km2,上报探明含油面积11.99km2,控制石油地质储量4884×104t,探明石油地质储量2432.19×104t,建成产能14.6×104t。M油田砂砾岩油藏类型丰富,具有开展采收率标定相关研究的资料基础,因此,选取M油田典型砂砾岩区块研究油藏采收率的影响因素,指导类似砂砾岩油藏采收率的标定具有重要意义。笔者通过调研砂砾岩油藏开发实例及相关资料,在确定出砂砾岩油藏采收率标定的主控因素基础上,按照研究思路建立砂砾岩油藏采收率标定方法。

1影响典型区块砂砾岩油藏采收率大小的因素

1.1储层非均质性

储层非均质性是影响砂砾岩油藏采收率的最主要因素之一。油藏在形成过程中会受到沉积环境、构造作用和成岩作用的影响，导致储油层的空间分布及其内部物理性质都表现出不均匀的特性。储层非均质性分宏观和微观两种类型。经过实验分析发现，当注水强度、层间渗透率和压力相同，总储层厚度固定的条件下，单个储层的厚度各不相同，油藏采收率相同；对于单层的储层来说，渗透率越大，采收率越低;渗透率各向异性越大，采收率越低;隔层厚度越高，采收率越低。在实际油藏开发过程中，要参考储层渗透率的层间差异以及平面方向表现出的各向异性。

1.2开发方式

对于砂砾岩油藏,其渗流过程中会有启动压力梯度的影响，同时压敏效应相对严重。开采过程中若出现地层能量损失，容易引起孔隙度和渗透率下降,油藏开采难度加大。所以，注水开发过程中要参考两相渗流理论。实验分析可知,对于低渗透油藏采用注水开发方式，启动压力梯度越大,见水时间就越早，产油量和产液量会明显降低，采收率也就越小;若增大生产压力梯度，产油量和产液量会明显增高,其采出程度和采收率也就越高。要想有效提高生产压力梯度进而提高采收率，在油藏注水开发过程中应该适当的增大注水量并减小注采井距，进而提高低渗透油藏的开采效果，获得更高的经济效益。

Y油田为M油区砂砾岩油藏的典型区块,位于凸起鼻状构造的西翼,为一套近岸水下扇沉积,油藏埋深2200～2750m,目的层为沙三段、沙四段。油藏砂砾岩体多期快速沉积、叠合,形成复杂的沉积格局,油藏非均质严重,渗流系统复杂,储层内除存在一般粒间孔隙外,还存在特殊岩石结构,主要包括支撑砾岩、岩性界面和裂隙等,形成多层孔隙群介质,流通性差,平均孔隙度1%,平均渗透率16.3×10-3μm2。结合其他区块砂砾岩油藏储层渗流特征研究表明,M油田砂砾岩储层渗透率低、微观孔隙结构复杂、非均质严重、变异系数大、目标层段物性差,大多压裂投产、单层厚度较大。基于目标区块的特殊储层和渗流特征,确定沉积特征、储层物性、储层厚度、裂缝、孔喉结构特征和非均质性等因素作为采收率标定的主控因素。

2现有采收率标定方法评价

2.1砂砾岩油藏采收率的标定方法

（1）现有采收率标定方法

采收率的标定方法主要有经验公式法、解析法和数值模拟法3种。经验公式法应用简单方便;解析法对模型要求相对苛刻，且误差较大;数值模拟法需要大量油藏特征参数，在开发初期很难满足要求。针对我国的砂砾岩油藏来说，采用常规的标定方法计算结果偏差很大，并不能将影响采收率的所有因素都包含在内。因此，在建立新的采收率标定计算公式中要充分考虑井网、水驱控制程度及裂缝的影响。

（2）天然能量开发方式下的采收率标定

由于储层的渗透率低，地层压力较高，泥质含量大，导致油藏不能进行有效的注水开发，只能通过弾性能或溶解气的能量进行开采，进而造成采收率低、开采程度差。采用天然能量开采时,采收率主要会受到井底流压、井距大小和地层压力的影响,砂砾岩油藏除以上影响因素外,还要考虑到启动压力梯度的影响。

（3）确定最低井底流压

在进行人工举升时,通常气液两相会同时进泵，气体的进入会导致泵效降低，若是超出了工作允许范围，将导致泵的充满系数降低，严重时还会引起气锁现象。为了解决这一问题，保证泵的充满程度，通常要保证一定的沉没度，不同油田需要根据其举升工艺等实际状况确定,从而可以获得极限最低井底流压。

（4）确定最小生产压差

在油藏开发的过程中，压力会逐渐下降，地层原油的PVT性质也会随之变化，粘度上升、渗流阻力增大,同时由于气体的分离还会引起井底附近的气液两相流动现象，油相的渗透率大大降低，产量大幅度下降，当日产油量达不到最低产能要求时，也就无法达到经济要求,即为最低生产压差。

（5）确定有效动用程度

有效动用程度是指油藏储层中可以有效驱动的储量和总储量之间的比值。对于低渗透砂砾岩油藏,采用天然能量进行开采，井距大小、地层压力和井底流压等因素会对有效动用程度产生明显的影响。一般情况下，对于低渗透油层，通常有效动用程度依靠统计岩心资料求出。

2.2采收率的预测方法

关于采收率的预测方法很多,可概括为经验公式法、解析法和数值模拟法3种类型。其中,经验公式法应用起来快捷简单;而解析法对模型物理假设苛刻,与实际储层存在较大偏差;数值模拟法需要大量刻画油藏特征的参数,而在油田开发初期很难满足。对于M油田砂砾岩油藏,大多处于开发初期或早期勘探阶段,大多低孔、低渗,且储层的有效厚度大,有效厚度可达到100m,并且大多需要进行压裂投产。目前的经验公式尚未考虑到特殊的储层特征,计算结果值偏大,预测误差偏大。相对接近的经验公式中,水驱砾岩公式是根据新疆33个砾岩油藏的实际生产数据回归得到的,对M油区的砂砾岩油藏采收率标定,计算结果普遍偏高。分流量曲线法考虑到储层的非均质性,但没有考虑到实际开发井网的类型,水驱控制程度、有效动用程度和裂缝等的影响。因此,在建立新的计算公式中应补充考虑井网、水驱控制程度、有效动用程度和裂缝的影响。

3天然能量开发方式下的采收率标定

对于储层渗透率低、地层压力高、泥质含量高或注入压力高等原因,造成油藏不能进行有效注水,只能通过弹性能和溶解气的能量进行开采,造成采收率低,开采程度差。天然能量开采时,采收率大小受到最小井底流压、井距大小和平均地层压力等因素的影响,对于砂砾岩油藏除以上影响因素外,由于渗透率低,存在启动压力梯度,造成动用程度下降。这些因素都将影响最终采收率的大小。目前弹性采收率和溶解气驱采收率公式,没有考虑井网的控制程度和低渗透油藏启动压力梯度造成单井控制泄油面积的减小,且在开采过程地层压力不断降低,造成了天然能量的有效驱动程度越来越低,使得计算的天然能量开发的采收率与实际相比变大,因此将引入一个校正系数对天然能量计算的采收率进行校正。

3.1最低井底流压的确定

在人工举升过程中,在抽汲时总是气液两相同时进泵,气体进泵必然减少进入泵内的液体量而降低泵效,当抽油泵入口处气液比超过泵的工作特性所允许的范围,将造成泵的充满系数降低,甚至造成气锁现象,为了满足一定的举升效率,确保泵的充满程度,通常要有一定的泵挂深度,即沉没度,不同油田根据实际举升工艺等情况进行确定,因此可以获得极限最低井底流压。

3.2最小生产压差的确定

一般情况下,在生产过程中随着压力的下降,由地层原油PVT性质可知,油的粘度不断增加,从而增加了渗流阻力,由于气体的不断分离,在井底附近形成了气液两相流动,随着含气饱和度的增加,对于油气两相渗流,油相相对渗透率大大降低,因此产量不断下降,当日产油量低于最低产能要求时,油井达不到经济的要求,即最低的生产压差。

3.3有效动用程度的确定

有效动用程度为储层内有效驱动的石油地质储量与总的地质储量的比值。通常认为与生产井相连通即得到动用,而对于低渗透砂砾岩油藏,利用天然能量进行衰竭开采时,有效动用程度的高低受到井距的大小,地层压力以及井底流压等的影响。对于低渗透油层,由于渗透率低,其地质储量通常不能全部动用,矿场上通常通过统计岩心资料求得有效动用程度。

3.4天能能量开采条件下的砂砾岩采收率的确定

1)弹性驱动

ER=Ct(Pi-Pb)1+Co(Pi-Pb)×Ec×Ed    (1)

Ct=Co+CwSwi+Cf1-SWi    (2)

2)弹性溶解气驱

ER=E_c×E_d×0.2126[(1-S_wi)/B_ob]^0.1611[K/μ_ob](S_wi)^0.3722[P_b/P_a]^0.1741   (3)

式中,ER为采收率;Ec为控制程度;Ed为动用程度;Ct为综合压缩系数,10-4MPa-1;Pi为油藏原始压力,MPa;Co为原油压缩系数,10-4MPa-1;Cw地层水压缩系数,10-4MPa-1;为地层平均有效孔隙度;Bob为饱和压力下的原油体积系数;μob为饱和压力下的原油粘度,mPa·s;K为储层渗透率,10-3μm2;Pb为饱和压力,MPa;Pa为油田开发结束时的地层废弃压力,MPa。

4水驱采收率的标定

常规的水驱采收率标定经验公式,对于大面积分布的中高渗透油藏适应性较好,而对于渗透率低、非均质严重的砂砾岩油藏应根据特殊情况进行改进。通过对影响砂砾岩油藏采收率的主控因素可知,应重点考虑裂缝、非均质性、微观孔隙结构和井网的影响,根据流程,考虑具体油藏特性进行方法优选,确定出水驱波及系数、驱油效率、水驱控制程度和有效驱动程度建立起新的采收率计算公式。砂砾岩油藏水驱采收率为:

Er=ED×EA×EZ×Ec×Ed=ED×Ev×Ec×Ed   (4)

中,ED为驱油效率;EA为平面波及系数;EZ为纵向波及系数;Ev为体积波及系数。

5类比方法

鉴于目前开发时间较长的砂砾岩油藏样本较少,因而单纯使用这些数据构建类比方法具有很大的局限性。笔者根据前面确定的主控因素进行分析,将多元回归与理论研究相结合,具体建立标定公式步骤。

所确定的适合M油田砂砾岩油藏的采收率标定公式为:

ER=[0.0132lgk+0.0093-0.0462lgμR+0.6172lgσR-0.0062H+0.0068q+0.16]×ED   (5)

式中,μR为油水粘度比,f;σR为油藏均质系数,f;q为试油中的单井产量,t/d;H为油藏深度,km。

6典型区块应用分析

运用所建立的标定方法对典型区块进行采收率标定。通过与油藏数值模拟预测结果对比可以看出,新建的采收率标定方法理论比较完善,预测精度较高,但需要参数较多。而类比方法相对简单,预测精度满足工程要求。鉴于参数的不确定性,要求在开发过程中对采收率进行修正,对于开发程度较高的油田,尤其对于复杂的砂砾岩油藏,需要及时利用生产动态数据,在开发过程中对油田的最终采收率进行不断的校正和完善。

7结论

国内上报和动用探明储量中,砂砾岩油藏比例明显有所上升,准确地标定可采储量,为有效开发和及时评价提供依据,而目前还没有考虑砂砾岩油藏的特殊储层与渗流特征的采收率预测方法。通过调研砂砾岩油藏开发实例及相关资料,选取典型的油田砂砾岩油藏,详细研究了砂砾岩油藏的渗流机理与开发特征,确定了影响砂砾岩油藏采收率大小的主控因素,建立了适于砂砾岩油藏采收率标定的计算方法。对类似砂砾岩油藏采收率的标定具有重要意义。

参考文献：

[1]李岩,张菂,樊晓伊,张金通,杨瑞莎,叶欢.低渗透砂砾岩油藏二氧化碳驱提高采收率[J].新疆石油地质,2022,4301:59-65.

[2]胡龙朝.WS低渗透砂砾岩油藏注CO_2驱渗流机理研究[D].西南石油大学,2019.

[3]程晓倩.新疆低滲透砂砾岩油藏渗吸机理研究[D].中国科学院研究生院(渗流流体力学研究所),2014.

[4]刘鑫金,宋国奇,刘惠民,徐兵,田美荣.东营凹陷北部陡坡带砂砾岩油藏类型及序列模式[J].油气地质与采收率,2012,1905:20-23+112.

[5]李海波,李永会,姜瑜,陈凤,吕世瑶,展宏洋.多层砂砾岩油藏注烟道气提高采收率技术[J].断块油气田,2020,2701:104-108.

[6]路永胜.砂砾岩油藏水驱油机理实验研究[D].中国石油大学(华东),2017.

[7]王秀坤,崔传智,王鹏,李成玉,安然.砂砾岩油藏井间动态连通性判定方法[J].特种油气藏,2015,2203:118-120+157.

[8]刘德彪.低渗透砂砾岩油藏注采井网优化方法研究[D].中国石油大学(华东),2016.