美國巴肯致密油藏油井EUR影響因素分析

劉　偉,李朝霞,呂彥平,王　健,陳煥杰

(中國石化石油勘探開發(fā)研究院,北京 100083)

美國巴肯致密油藏油井EUR影響因素分析

劉偉,李朝霞,呂彥平,王健,陳煥杰

(中國石化石油勘探開發(fā)研究院,北京 100083)

摘要：基于對巴肯致密油藏在產(chǎn)井的實際生產(chǎn)效果研究分析，在平面上將其劃分為4個預(yù)測最終可采儲量(EUR)較高的油氣富集區(qū)，分析了這4個油氣富集區(qū)影響油井EUR的主控因素。研究認(rèn)為：巴肯致密油藏存在不同類型的油氣高產(chǎn)富集區(qū)，不同地區(qū)影響油井EUR的主控因素不盡相同，其中東部地區(qū)的主控因素為：超壓、含油飽和度、有效厚度和運移；中部地區(qū)的主控因素為：原始TOC含量、含油飽和度、超壓和有效厚度；西部地區(qū)的主控因素為：原始TOC含量、含油飽和度、運移和有效厚度；西北部地區(qū)的主控因素為：原始TOC含量、超壓壓裂段數(shù)。

關(guān)鍵詞：巴肯致密油藏；最終可采儲量；影響因素

作為一種重要的非常規(guī)油氣資源，致密油的勘探開發(fā)近年來取得了巨大進(jìn)展。美國是目前全球致密油勘探開發(fā)最成功的地區(qū)，2010年美國致密油產(chǎn)量突破1.9×108桶，使美國持續(xù)24年的石油產(chǎn)量下降趨勢首次得以扭轉(zhuǎn)[1]。2014年美國致密油產(chǎn)量達(dá)到10.7×108桶左右，其中巴肯致密油藏是美國最先投入商業(yè)開發(fā)及面積最大的致密油藏，2014年其產(chǎn)量占美國致密油總產(chǎn)量的1/3[2]。

在巴肯致密油氣勘探開發(fā)的成功示范下，致密油已成為全球油氣熱點。近幾年中國石化在北美地區(qū)相繼收購了一些致密油氣項目。在非常規(guī)油氣新項目評價時，最終可采儲量的評估是項目評價的核心問題。由于非常規(guī)油氣項目的可采儲量評估方法通常采用動態(tài)法，因此油井EUR的合理確定對項目的準(zhǔn)確評估關(guān)系重大。

1巴肯致密油藏概況

1.1地質(zhì)特征

巴肯致密油藏位于美國中北部與加拿大接壤的威利斯頓盆地，地質(zhì)學(xué)家金威于1953 年發(fā)現(xiàn)這一地層并將此命名為巴肯(Bakken)組[3]。巴肯地層具有以下幾點特征：①油層面積分布廣泛。巴肯地層跨美國和加拿大兩國，其中美國境內(nèi)的覆蓋范圍包含了蒙大拿州局部和達(dá)科他州北部。②具有優(yōu)質(zhì)的烴源巖條件。巴肯組上、下段都是很好的烴源巖，以暗色泥巖和頁巖為主，富含有機(jī)質(zhì)，TOC大于10%，有機(jī)質(zhì)成熟度也處在生油窗范圍內(nèi)，Ro為0.6%～1.0%。③具有有利的儲集層，短距離運移。巴肯中段是以灰褐色極細(xì)-細(xì)粒礫巖、白云質(zhì)砂巖和粉砂巖為主的致密地層，其孔滲性相對于上段和下段具有一定的優(yōu)勢，能夠作為優(yōu)質(zhì)儲層，最大厚度為26m。④屬于脆性地層，脆性礦物含量30%～45%，該地層比較適合運用水力壓裂進(jìn)行增產(chǎn)改造。⑤巴肯中段天然裂縫發(fā)育，80%的井都鉆遇了自然裂縫。

1.2開發(fā)歷程

巴肯致密油藏于1953年勘探發(fā)現(xiàn)，依據(jù)主要開發(fā)技術(shù)特征可以劃分為三個開發(fā)階段：直井開發(fā)、水平井開發(fā)(1987-1999年)和水平井分段壓裂開發(fā)(2000年-)[4]。截至2014年6月，共有在產(chǎn)油井8 534口，原油產(chǎn)量0.97×106桶/天，累計生產(chǎn)原油11.6×108桶，其中98%的產(chǎn)量來自于分段壓裂水平井，產(chǎn)量貢獻(xiàn)主要集中在Mountrail、Mckenzie、Dumn和Williams這四個地區(qū)[5-6]。

1.3生產(chǎn)特征

巴肯致密油藏的開發(fā)生產(chǎn)具有以下幾個特征：①典型井生產(chǎn)曲線符合“L”型特征，無穩(wěn)產(chǎn)期，初期遞減快，第一年遞減率達(dá)到72%，前三年遞減率達(dá)85%；后期遞減逐漸減緩，末期產(chǎn)量較低，長期低產(chǎn)穩(wěn)產(chǎn)。②單井初產(chǎn)分布不均，存在局部高產(chǎn)富集甜點區(qū)，油井單井初產(chǎn)和最終可采儲量(EUR)具有較好的對應(yīng)關(guān)系，單井初產(chǎn)高的地區(qū)，EUR也相應(yīng)較高。③整個巴肯致密油區(qū)帶自然遞減率大，只能靠鉆探新井來實現(xiàn)穩(wěn)產(chǎn)增產(chǎn)。根據(jù)統(tǒng)計，2013年以前投產(chǎn)的5 300口在產(chǎn)井年自然遞減率為45%，要維持區(qū)帶穩(wěn)產(chǎn)，預(yù)測需要維持年度新鉆1 470口生產(chǎn)井。

2EUR影響因素分析

巴肯致密油藏油井的單井EUR在平面分布上存在不均一性，不同地區(qū)的單井EUR差別較大，根據(jù)平面的分布特點將單井EUR比較大的地區(qū)分為東部、中部、西北部和西部四個地區(qū)。由于致密油藏儲集層物性差，孔隙度、滲透率值很低，水平井鉆井以及水平井多級壓裂完井方式成為該類油藏開發(fā)的必要技術(shù)手段，因此將影響單井EUR的因素主要分為地質(zhì)因素和工程因素。地質(zhì)因素主要包括：原始TOC含量、超壓、含油飽和度、儲層厚度、運移等；工程因素主要包括：壓裂段數(shù)、水平段長度、支撐劑類型、支撐劑用量、井型、壓裂液類型等。

2.1地質(zhì)因素分析

(1)原始TOC含量。原始TOC含量與高產(chǎn)區(qū)之間總體存在一個較好的正相關(guān)關(guān)系，但是在東部地區(qū)例外。對比分析可以發(fā)現(xiàn)，中部、西北部以及西部地區(qū)的原始TOC含量都比較高，但東部地區(qū)原始TOC含量卻較低。由此可見不同高產(chǎn)區(qū)EUR的主控因素有所不同，東部地區(qū)原始TOC含量不是其EUR較高的主控因素。

(2) 超壓。致密油藏通常采用衰竭方式進(jìn)行開發(fā)，一次開發(fā)為主，因此若存在超壓條件則對于提高油井的EUR大小非常有利。泥頁巖快速沉積形成的欠壓實作用以及流體增壓作用都可以導(dǎo)致孔隙異常和流體壓力的異常增高，同時富有機(jī)質(zhì)頁巖中干酪根在熱演化過程中生成的產(chǎn)物會產(chǎn)生增壓作用[6]。巴肯組孔隙流體壓力梯度普遍高于正常流體靜壓力梯度。從壓力梯度和EUR的平面分布圖對應(yīng)來看，壓力梯度大的地方，EUR相對較高，存在正相關(guān)關(guān)系。東部地區(qū)壓力梯度較大，同時對應(yīng)的EUR也相對較高。西部地區(qū)壓力梯度相對較低，其EUR較其它三個地區(qū)小。

(3) 含油飽和度。東部和中部地區(qū)油井的EUR和含油飽和度具有較好的正相關(guān)性。西北部地區(qū)的含油飽和度并不高，但其EUR卻相對較高，這主要是由于西北部的鉆井采用了更多的壓裂段數(shù)完井，通過增加單井的控制可采儲量面積來增加了油井的EUR。

(4) 有效厚度。油井EUR與有效厚度具有較好的對應(yīng)關(guān)系。通常在有效厚度大的地方，油井的EUR相對較高。

(5) 運移作用。盆地中心生成的油氣在壓力差的驅(qū)動下，向上傾方向或者相對構(gòu)造高部位運移，遇到圈閉遮擋，形成超壓油氣聚集區(qū)。東部和西部地區(qū)都處在盆地的上傾方向，生產(chǎn)的油氣在壓力差的作用下經(jīng)過運移，在這兩個地區(qū)富集下來。巴肯高產(chǎn)區(qū)大部分處在生油窗內(nèi)，但東部的部分油田如Sanish/Parshall處在不成熟區(qū)，因此可以推斷東部地區(qū)的油氣富集是存在運移的過程，最后由于巖性變化遮擋而保存富集下來。

2.2工程因素

(1) 壓裂段數(shù)。圖1是巴肯區(qū)帶不同地區(qū)的油田油井90天累積產(chǎn)量與壓裂段數(shù)的關(guān)系。從圖1中可見，整個巴肯區(qū)帶的生產(chǎn)井的生產(chǎn)效果與壓裂段數(shù)并沒有直接的關(guān)系，生產(chǎn)效果好的井在各個壓裂段數(shù)都有分布，并沒有觀察到隨著壓裂段數(shù)增加，井的生產(chǎn)效果變好的趨勢。圖2是考慮地質(zhì)因素的影響，即按照不同的生產(chǎn)井的含油飽和度對井進(jìn)行分類，可以發(fā)現(xiàn)在相同的含油飽和度下，井的生產(chǎn)效果隨著壓裂段數(shù)的增加而變好。因此，單純的工程因素并不能決定油井EUR的高低，只有在地質(zhì)條件類似時，油井EUR的大小才會隨著壓裂段數(shù)的增加而增加。從圖1中可見，西北部油田的壓裂段數(shù)普遍較多，這也是其在地質(zhì)條件較差的情況下，油井EUR還相對較高的主要原因[7-9]。

圖1　不同油田累計產(chǎn)油與壓裂段數(shù)的關(guān)系

(2)井型。通過統(tǒng)計分析巴肯區(qū)帶不同井型的生產(chǎn)效果發(fā)現(xiàn)，不同的井型對單井產(chǎn)能影響相對較小，雙分支井和三分支井并沒有顯示出比單分支井更高的單井初始產(chǎn)量。

(3)水平段長度。水平段長度對單井EUR的影響與壓裂段數(shù)對單井EUR的影響類似，從整個巴肯區(qū)帶來看并沒有直接的關(guān)系，但是在地質(zhì)條件類似時，水平段長度增加，單井產(chǎn)能增加，單井EUR也相應(yīng)增加。

圖2　累計產(chǎn)量與壓裂段數(shù)及含油飽和度之間的關(guān)系

(4)支撐劑用量。從整個巴肯區(qū)帶來看(圖3)，支撐劑用量和單井產(chǎn)能并沒有直接的關(guān)系，不同的支撐劑用量的油井90天累產(chǎn)的分布范圍基本一致。但當(dāng)?shù)刭|(zhì)條件類似時，支撐劑用量增加，產(chǎn)能增加，EUR也相應(yīng)增加。

圖3　支撐劑用量與含油飽和度之間的關(guān)系

(5)支撐劑類型。不同的支撐劑類型對產(chǎn)能有一定的影響，從巴肯區(qū)帶Dumn和Williams兩個地區(qū)分別使用陶粒和石英砂作為支撐劑的生產(chǎn)井產(chǎn)能表現(xiàn)來看，陶粒優(yōu)于石英砂。

3結(jié)論

(1)巴肯致密油區(qū)帶在平面上可以劃分成不同的油氣高產(chǎn)富集甜點區(qū)。不同甜點區(qū)的油井EUR主控因素不盡相同，地質(zhì)因素和工程因素綜合作用影響油井的EUR。

(2)東部地區(qū)的油井EUR影響主控因素為：超壓、含油飽和度、有效厚度、運移。中部地區(qū)的油井EUR影響主控因素為：原始TOC含量，含油飽和度，超壓，有效厚度。西部地區(qū)的油井EUR影響主控因素為：原始TOC含量、含油飽和度、運移、有效厚度。西北部地區(qū)的油井EUR主控因素為：原始TOC含量，超壓和壓裂段數(shù)。

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編輯：李金華

文章編號：1673-8217(2016)02-0139-03

收稿日期：2015-10-15

作者簡介：劉偉,碩士，工程師，1983年生，2008年畢業(yè)于中國石油大學(xué)(北京)油氣田開發(fā)專業(yè)，現(xiàn)主要從事海外油氣新項目開發(fā)評價工作。

中圖分類號：TE313.349

文獻(xiàn)標(biāo)識碼：A