Classification and evaluation of undeveloped reserves in low-permeability reservoirs based on development technologies
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摘要: 低渗透油藏是未来石油勘探开发的主要对象，保有未动用储量经过多轮次筛选后，剩余储量品位差，因此开发技术的适用条件是油藏能否动用的关键因素。该文以中国石化低渗透油藏为例，研究了“十二五”以来不同渗透率级别的低渗透油藏探明未开发储量的开发技术现状及动用条件，分析了保有未动用评价储量的分类，结合现有难动用储量类型和技术发展趋势，进一步厘清了低渗透油藏未来技术需求和攻关方向。Abstract: Reservoir with low-permeability is the future object of oil exploration and development. After multiple rounds of screening, the remaining reserves have poor grade. Therefore, the applicable conditions of development technology are the key factors for whether the reservoir can be produced. Taking SINOPEC low-permeability reservoirs as an example, it is discussed in this paper for the status of development technology and production conditions of proved undeveloped reserves in low-permeability reservoirs with different permeability levels since the 12th Five-Year Plan. Moreover, the classification of development potential of undeveloped reserves was carried out. Combined with the existing types of hard-to-develop reserves and technological development trends, the future technical requirements and research directions of low-permeability reservoirs were further clarified.
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低渗透油藏未开发储量是目前新区产建的主要阵地之一[1]。随着勘探开发进展，低渗透油藏未开发储量的动用难度越来越大，对开发技术进步的依赖程度越来越高[2]。因此，分析认清现有开发技术的适应性和针对性，进一步明确技术攻关方向和未开发储量的潜力，对促进低渗透油藏开发技术进步、推动低渗透油藏储量转化为产量和效益都具有重要意义。
1. 技术现状及动用条件
“十二五”以来，中国石化共动用未开发储量5.2×108 t，其中低渗透油藏动用储量1.05×108 t，平均渗透率为11.9×10-3 μm2, 平均储量丰度为80×104 t/km2，以特低渗透、超低渗透油藏为主，占低渗透油藏动用储量的80.2%。
随着勘探开发技术进步，低渗透油藏开发技术也取得了较大的进步，开发技术针对性不断增强。攻关形成了适应于不同类型低渗透油藏储层甜点预测、仿水平井注水开发、长水平段多级压裂和直斜井多级压裂开发、水平井立体开发等多项技术，不断突破低渗透油藏渗透率下限和油藏地质条件(表 1-2)。
表 1 “十二五”以来中国石化低渗透油藏开发技术应用情况Table 1. Application of development technology for low-permeability reservoirs by SINOPEC ever since 12th Five-Year Plan序号 开发技术 储量/104 t 占比/% 1 常规/超前注水 889 8 2 仿水平井注水开发 2 505 24 3 注二氧化碳开发 292 3 4 常规压裂 1 811 17 5 直井多级分层大型压裂 713 7 6 高导流压裂技术 210 2 7 水平井分段压裂 4 092 39 合计 10 512 100 表 2 低渗透油藏开发技术现状及动用条件Table 2. Current situation and production conditions of development technology for low-permeability reservoirs岩性 渗透率分级/
10-3 μm2动用储量
占比/%主要配套技术 深度范围/
m油层厚度
最小值/m储量丰度最小值/
104 t/km2低渗砂岩 30~50 4.6 常规注水开发 1 850~3 200 10~30 15.1 小规模压裂/仿水平井开发/CO2驱 2 130~3 650 3.2 21 3~10 30.8 仿水平井注水开发/水平井分段压裂 2 050~3 700 3.5 23 0.2~3 39.0 长水平段多级压裂/直斜井多级大型压裂 2 070~3 900 7.1 38 低渗砂砾岩 3~10 6.0 常规压裂小井距注水开发 3 500~4 010 35 75 1.6~3 4.4 水平井立体开发技术/高导流通道压裂 3 400~4 300 75 178 针对渗透率大于10×10-3 μm2的一般低渗透油藏，常规注水开发基本都能解决有效开发的问题，采用小规模压裂、或仿水平井开发、或CO2驱会进一步改善开发效果。
针对渗透率大于等于3×10-3 μm2且小于10×10-3 μm2的低渗透油藏，配套应用的主要技术有仿水平井注水开发技术、水平井分段压裂技术或常规压裂小井距注水开发技术。仿水平井开发技术首先是胜利油田提出来的[3]，该技术集成创新了相控地应力预测技术、井网适配优化技术、长缝压裂技术以及径向水射流技术。该技术形成大井距小排距的注水开发井网模式，累计动用储量1.1×108 t。应用到砂岩油藏，有效厚度下限扩展到3.5 m、储量丰度下限23×104 t/km2；砂砾岩油藏的有效厚度和储量丰度下限要高一些。
针对渗透率小于3×10-3 μm2的砂岩或砂砾岩油藏，强调长水平段、多级压裂、大型压裂、高导流通道压裂、立体开发技术的综合应用[4-5]。这类油藏一般利用天然能量开发，有效开发需要油藏条件更好一些，砂岩油藏有效厚度下限7.1 m、储量丰度下限38×104 t/km2；砂砾岩油藏有效厚度下限75 m、储量丰度下限178×104 t/km2。
其中，针对渗透率大于0.2×10-3 μm2且小于3×10-3 μm2的砂岩油藏，采用长水平段多级压裂或直斜井多级大型压裂技术开发，主要在鄂南长8、长9储集体以及胜利油田浊积岩油藏应用[6]，取得了一定效果。但长8致密油储层含油性较差，可动油饱和度低，压裂规模和强度较小，平均单井加砂量200多m3，入井液体2 000多m3，导致油井稳产期偏短，累计产油量低，油井由于能量太低而过早关井。
针对渗透率大于1.6×10-3μm2且小于3×10-3μm2、油层厚度相对较大、无法注水开发的深层低渗透砂砾岩油藏，采用水平井立体开发技术，即水平井多级压裂结合立体井网技术，形成井间缝面交错、层间井位交错式井网，储层得以充分改造[7]，实现储量最大控制。该技术在胜利油田盐227区块应用，初产是直井的1.8倍，递减率下降了28.2%，第一年年产油是直井的2.6倍。高导流通道压裂普遍应用于开发致密砂岩和裂缝性储层[8]，通过脉冲纤维携砂，由传统压裂的“面”支撑变为“点”支撑，使得压裂后人工裂缝导流能力是常规压裂导流能力的几倍甚至几十倍, 大大增加油气井产能。胜利油田在盐222区块采用该技术，压裂加砂强度下降63.8%，导流能力提高25倍以上，原油生产能力提高了3倍，取得比较好的效果。
2. 低渗透油藏开发技术分类评价
2.1 未开发储量开发技术配套性分类
低渗透未开发评价储量5.02×108 t，按照探明未开发储量分类标准，分属2大类4个小类(表 3)，其中井控程度较高、地质认识较清楚的落实储量3.05×108 t，占总评价储量60.8%；井控程度较低，构造、储层、油水关系复杂，地质储量待落实储量1.97×108 t，占总评价储量39.2%。落实储量根据开发技术配套程度，进一步细分为开发技术配套储量和开发技术不配套储量。开发技术不配套储量指现有开发工艺技术尚不适应，单井产能未获得实质性突破，根据当前试采特征，工程成本降低30%仍不具备经济开发条件的储量。根据技术攻关认识程度分为2类：一类为已有技术攻关思路、方向，正开展或准备开展前期研究、现场试验的储量；一类为尚无技术攻关思路、方向，暂无研究计划的储量。
表 3 低渗透油藏评价储量分类Table 3. Classification of evaluated reserves in low-permeability reservoirs评价储量分类 地质储量/108 t 储量比例/% 落实储量 开发技术配套，效益待评价 0.36 7.2 开发技术不配套，攻关方向明确 2.06 41.0 开发技术不配套，攻关方向不明确 0.63 12.6 小计 3.05 60.8 待落实储量 构造/储层/油水关系不清 1.97 39.2 合计 5.02 100.0 2.2 技术配套储量潜力方向
在未开发储量细化分类的基础上，开发技术配套储量0.36×108 t，占落实储量的7.2%。主要包括两部分：
第一类主要属于储量丰度较高、渗透率相对较高的特低渗透油藏，渗透率一般大于3×10-3 μm2，储量丰度平均大于50×104 t/km2；主要依靠仿水平井注水开发、水平井分段压裂、常规压裂小井距注水开发等技术实现有效动用。
第二类主要为较适宜CO2驱的特低渗透油藏，根据砂岩油藏CO2驱筛选标准与潜力评价等级标准[9]，渗透率大于1×10-3 μm2、储量丰度50×104 t/km2左右(浊积岩储量丰度70×104 t/km2)、地层原油黏度小于50 mPa·s的油藏具有CO2气驱潜力。胜利油田提出了“大井距、超前注、全过程超高压混相CO2驱”开发技术，在樊142区块已初见成效[10]，地层压力由17.1 MPa恢复至33.7 MPa，单井日油稳定在5~6 t(注气前1~2 t/d)，阶段CO2换油率为0.37 t/t，该技术将进一步扩大到梁751、义176区块。但CO2驱技术应用项目总体处于边际效益，投资回收期长，品位较差的特低渗透油藏仍然有较大储量比例需要依靠工程降本才能达到效益开发。
2.3 技术不配套储量的攻关方向
采取工程降本后仍然达不到效益开发的区块需要开展技术攻关。其中有明确技术攻关方向储量2.06×108 t，主要为特低渗透、超低渗透及致密油藏，油藏平均埋深3 000 m，平均储量丰度43×104 t/km2，平均渗透率3.8×10-3 μm2，平均地面原油黏度18.3 mPa·s。主要攻关方向是CO2驱提高采收率技术和大型压裂提高储层渗流能力技术[11-12]。
目前CO2驱提高采收率技术主要有2个攻关方向。针对原油重质组分含量高、混相压力高(30 MPa)的难点，开展CO2驱混相机理研究，降低混相压力；针对储层非均质严重、气窜严重(井距小于350 m)低丰度致密油藏，开展CO2驱增稠体系研发、CO2驱泡沫调剖技术研究等[13-15]。
与国外相比，我国CO2驱技术存在差距[16]。我国陆相沉积、低渗透油藏非均质性强，天然裂缝和人工裂缝交织[17-18]，埋藏深、原油黏度高，对CO2驱油技术和效益开发带来了极大挑战。我国完成全生命周期的注气项目较少，矿场试验规模不大，气驱技术尚处于试验和完善阶段，还存在若干需要解决或完善的技术问题。胜利高89、华东草舍等区块开展CO2驱矿场试验，增油效果明显，但受储层非均质性、人工裂缝、单向注采等因素的影响，导致气窜等问题突出[19]。
大型压裂技术主要攻关4个方面：一是攻关CO2复合体积压裂“压—注—采”水平井一体化技术[20]，该技术压入大量功能性压裂液，提高地层能量并改善原油性质，优化工作制度，待地层压力平衡后“控制式”采油；二是针对微裂缝发育的油藏，攻关直井全支撑压裂技术；三是针对致密、厚层、深层浊积岩油藏，攻关高导流通道压裂技术[21]；四是针对地层脆性指数较低、应力差较大的油藏，攻关密切割压裂技术[22]。这些体积压裂技术的攻关内容，主要包括全过程储层保护、新型压裂液体系、大规模体积压裂优化设计及施工等(表 4)。
表 4 低渗透砂岩油藏压裂技术攻关类型分布Table 4. Types of fracturing techniques for low-permeability sandstone reservoirs序号 压裂技术类型 储量/104 t 占比/% 1 高导流通道压裂 436 32.3 2 水平井“压+注+采”一体化 502 37.2 3 薄差层压裂增产 230 17.1 4 长水平段水平井多段压裂 84 6.2 5 直井全支撑压裂 96 7.1 总计 1 348 100.0 我国特低渗、致密油藏埋深大，高温、高压，含油饱和度低，地应力各向异性较强，在低成本、环保的大环境下，迫切需要攻关解决大规模体积改造技术[23]。体积压裂改造技术是压裂技术发展的总趋势，“缝网”是体积改造追求的裂缝形态，体积压裂技术不仅在非常规储集层广泛应用，在低饱和度油藏、稠油油藏，甚至常规油气藏中均有应用[24]。近年来体积改造技术新进展主要体现在井距与簇间距不断缩小，对多层或厚层油气藏采用立体式体积改造，以及超长水平井大幅降低成本并提高最终可采储量等方面。
2.4 暂无技术攻关方向储量
无明确攻关方向储量约6 300×104 t，主要是以下几类油藏：超低丰度(储量丰度小于30×104 t/km2) 滩坝砂、砂砾岩、浊积岩油藏，单井累产低；深层基山砂岩体油藏，原始含油饱和度低，油水互层，不压裂无产能，压裂后含水高。上述几类油藏，无论注气还是压裂都难以提高产能、实现效益开发。
3. 结论
(1) 明确了现阶段不同类型低渗透油藏开发技术现状及动用条件。针对渗透率大于10×10-3 μm2的一般低渗透油藏，常规注水开发基本都能解决有效开发的问题，采用小规模压裂、或仿水平井开发、或CO2驱会进一步改善开发效果；针对渗透率大于等于3×10-3 μm2、小于10×10-3 μm2的低渗透油藏，强调应用仿水平井注水开发技术、或水平井分段压裂技术或常规压裂小井距注水开发技术，砂岩油藏的油藏条件可以扩展到有效厚度下限3.5 m、储量丰度下限23×104 t/km2，砂砾岩油藏的油藏条件有效厚度和储量丰度下限要高一些；针对渗透率小于3×10-3μm2的砂岩或砂砾岩油藏，强调长水平段、多级压裂、大型压裂、高导流通道压裂、立体开发技术的综合应用，这类油藏一般都是天然能量开发，砂岩油藏有效厚度下限7.1 m、储量丰度下限38×104 t/km2，砂砾岩油藏有效厚度下限75 m、储量丰度下限178×104 t/km2。
(2) 明确了现有开发技术条件下未开发储量的潜力和主要技术措施。可有效开发的储量0.36×108 t，潜力小，包括两部分：第一类主要属于特低渗透油藏中渗透率较高、储量丰度较高的油藏，主要依靠仿水平井注水开发、水平井分段压裂、常规压裂小井距注水开发等技术实现有效动用；第二类主要属于特低渗透油藏中适宜CO2驱的油藏。
(3) 明确了低渗透油藏开展技术攻关的油藏类型、储量规模和技术方向。需要开展技术攻关储量2.06×108 t，主要为特低渗透、超低渗透及致密油藏，主要攻关方向是CO2驱提高采收率技术和大型压裂提高储层渗流能力技术。
(4) 明确了无技术攻关方向的储量规模及油藏类型，储量约6 300×104 t，主要是超低丰度滩坝砂、浊积岩、砂砾岩油藏，及低含油饱和度的深层基山砂岩体油藏。
致谢: 本论文撰写基础资料来自中国石化各分公司，中国石化石油勘探开发研究院的凡哲元、魏萍等领导和同事也给予了极大的帮助，审稿专家和编辑老师也对本文提出了关键性的修改意见，在此一并感谢！ -
表 1 “十二五”以来中国石化低渗透油藏开发技术应用情况
Table 1. Application of development technology for low-permeability reservoirs by SINOPEC ever since 12th Five-Year Plan
序号 开发技术 储量/104 t 占比/% 1 常规/超前注水 889 8 2 仿水平井注水开发 2 505 24 3 注二氧化碳开发 292 3 4 常规压裂 1 811 17 5 直井多级分层大型压裂 713 7 6 高导流压裂技术 210 2 7 水平井分段压裂 4 092 39 合计 10 512 100 
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表 2 低渗透油藏开发技术现状及动用条件
Table 2. Current situation and production conditions of development technology for low-permeability reservoirs
岩性 渗透率分级/
10-3 μm2动用储量
占比/%主要配套技术 深度范围/
m油层厚度
最小值/m储量丰度最小值/
104 t/km2低渗砂岩 30~50 4.6 常规注水开发 1 850~3 200 10~30 15.1 小规模压裂/仿水平井开发/CO2驱 2 130~3 650 3.2 21 3~10 30.8 仿水平井注水开发/水平井分段压裂 2 050~3 700 3.5 23 0.2~3 39.0 长水平段多级压裂/直斜井多级大型压裂 2 070~3 900 7.1 38 低渗砂砾岩 3~10 6.0 常规压裂小井距注水开发 3 500~4 010 35 75 1.6~3 4.4 水平井立体开发技术/高导流通道压裂 3 400~4 300 75 178
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表 3 低渗透油藏评价储量分类
Table 3. Classification of evaluated reserves in low-permeability reservoirs
评价储量分类 地质储量/108 t 储量比例/% 落实储量 开发技术配套，效益待评价 0.36 7.2 开发技术不配套，攻关方向明确 2.06 41.0 开发技术不配套，攻关方向不明确 0.63 12.6 小计 3.05 60.8 待落实储量 构造/储层/油水关系不清 1.97 39.2 合计 5.02 100.0
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表 4 低渗透砂岩油藏压裂技术攻关类型分布
Table 4. Types of fracturing techniques for low-permeability sandstone reservoirs
序号 压裂技术类型 储量/104 t 占比/% 1 高导流通道压裂 436 32.3 2 水平井“压+注+采”一体化 502 37.2 3 薄差层压裂增产 230 17.1 4 长水平段水平井多段压裂 84 6.2 5 直井全支撑压裂 96 7.1 总计 1 348 100.0
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