高銀山，左 琴，劉俊凱，樊 輝，于 博，陳 華，周鵬飛

（中國(guó)石油長(zhǎng)慶油田分公司第五采油廠，陜西西安 710021）

姬塬油田H區(qū)塊產(chǎn)建隨鉆地質(zhì)研究

高銀山，左 琴，劉俊凱，樊 輝，于 博，陳 華，周鵬飛

（中國(guó)石油長(zhǎng)慶油田分公司第五采油廠，陜西西安 710021）

針對(duì)侏羅系油藏分布范圍小、油水關(guān)系復(fù)雜、隱蔽性強(qiáng)的特點(diǎn)，通過對(duì)H區(qū)塊延5油藏產(chǎn)建隨鉆分析和后期開發(fā)認(rèn)識(shí)，總結(jié)出構(gòu)造-巖性油藏產(chǎn)建中油水界面的確定及油層的識(shí)別方法，為下步該區(qū)侏羅系油藏產(chǎn)建隨鉆分析提供指導(dǎo)依據(jù)，確保鉆井成功率。

構(gòu)造-巖性油藏；油水界面；油水層識(shí)別；隨鉆分析；地質(zhì)研究

H區(qū)塊延5油藏位于姬塬油田西北部，屬三角洲平原分流河道沉積，是近兩年開發(fā)規(guī)模較大的侏羅系油藏。油藏埋深1920 m，有效厚度7.3 m，解釋孔隙度17.5%、滲透率27.4 mD，油藏類型為構(gòu)造—巖性油藏。2010年圍繞出油點(diǎn)滾動(dòng)建產(chǎn)，采用300 m正三角形井網(wǎng)，實(shí)施采油井23口、注水井7口，建成產(chǎn)能2.4×104t。目前該區(qū)開井29口，井均日產(chǎn)油4.27t，綜合含水48.1%。

1 產(chǎn)建中面臨的主要問題

（1）侏羅系油藏分布范圍小、構(gòu)造幅度相對(duì)平緩、隔夾層不發(fā)育等因素導(dǎo)致油水分異作用不明顯，僅從測(cè)井、試油資料無法準(zhǔn)確地確定油藏的油水界面。

（2）侏羅系油藏邊底水發(fā)育、油層電阻率相對(duì)較低且與下接水層相比，縱向上電阻率增大值一般較小，部分井油層與水層感應(yīng)電阻率比值甚至低于2，錄井顯示、測(cè)井解釋無法準(zhǔn)確地識(shí)別油水層。

（3）地面叢式井組開發(fā)和快速高效建產(chǎn)的要求，無法及時(shí)對(duì)更多井進(jìn)行試油試采，客觀上降低了對(duì)油藏的認(rèn)識(shí)程度，為后期開發(fā)帶來諸多困難。

2 產(chǎn)建地質(zhì)研究的主要做法

2.1 油水界面確定

砂巖儲(chǔ)層構(gòu)造—巖性油藏的油水界面，在不考慮水動(dòng)力等其他驅(qū)動(dòng)力的情況下，油藏內(nèi)油水分布是毛管力與浮力平衡的結(jié)果，宏觀上表現(xiàn)為受儲(chǔ)層物性變化的影響，一般都表現(xiàn)為波狀起伏的界面。油藏油水過渡帶的儲(chǔ)層物性越好，油水界面越低，當(dāng)油水過渡帶的儲(chǔ)層物性變化不大時(shí)，油水界面近似于一個(gè)平面[1]。

H區(qū)塊延5油藏面積?。s2.0 km2）、構(gòu)造相對(duì)穩(wěn)定、儲(chǔ)層物性接近，因此認(rèn)為油藏油水界面近似于平面。初期根據(jù)H井油層及試油試采情況，認(rèn)定油水界面為-363 m左右；隨著開發(fā)井試油試采資料的驗(yàn)證，考慮到侏羅系油藏開發(fā)后底水導(dǎo)致油水界面上升，進(jìn)一步確定油藏油水界面為-356 m左右。油水界面的確定，對(duì)于儲(chǔ)層改造及油水層識(shí)別具有重要的意義。

2.2 油水層識(shí)別

根據(jù)H區(qū)塊延5油層的測(cè)井響應(yīng)特征，總結(jié)出以下幾種判識(shí)方法，在實(shí)際產(chǎn)建隨鉆分析應(yīng)用中，要多種方法綜合利用、資料互相驗(yàn)證，才能提高油層識(shí)別效果，確保高效建產(chǎn)。

2.2.1 電阻率增大值法 前人的研究成果和礦場(chǎng)試驗(yàn)效果表明，電阻率增大值法在低阻油氣藏勘探和開發(fā)中發(fā)揮了重要作用。在油氣勘探開發(fā)測(cè)井中，油水層的判斷通常是以電阻率測(cè)井為基礎(chǔ)，電阻率增大值是通過目的層與同樣條件下（物性相當(dāng)）水層電阻率作比較，達(dá)到對(duì)不同電阻率顯示的產(chǎn)層作出定性評(píng)價(jià)[2]。對(duì)H區(qū)塊30口井測(cè)井解釋為油（油水）層與下接水層感應(yīng)電阻率資料統(tǒng)計(jì)分析，當(dāng)電阻率增大值不小于2時(shí)，19口統(tǒng)計(jì)井全部分布在含油面積內(nèi)，解釋結(jié)果與后期試油試采效果較吻合；電阻率增大值低于2的11口井中，僅有H76-34井試油油水同出，H82-30和H80-32井試采含水均維持在95%以上，而另外8口井試油試采均出水，解釋結(jié)果符合率較低。若電阻率增大值以2為界限，該方法對(duì)H區(qū)塊延5層的油水層判識(shí)效果明顯。

2.2.2 開發(fā)參數(shù)限值法 通過試油試采資料，編制電性參數(shù)交會(huì)圖，得出各類電性參數(shù)的有效開發(fā)下限值。隨著區(qū)塊試油試采井?dāng)?shù)的增多，可以進(jìn)一步驗(yàn)證和完善出油下限取值的合理性。一般常用的有聲波時(shí)差—感應(yīng)電阻率交會(huì)圖、孔隙度—含水飽和度交會(huì)圖等。

從H區(qū)塊延5層的聲波時(shí)差—感應(yīng)電阻率交會(huì)圖可以看出，該區(qū)塊感應(yīng)電阻率有效開發(fā)下限為8.2 Ω·m、聲波時(shí)差有效開發(fā)下限為246.7 μs/m。在此基礎(chǔ)上當(dāng)感應(yīng)電阻率大于13.3 Ω·m，基本都可以認(rèn)定為油層。另外對(duì)測(cè)井解釋為油水層、試油試采卻出水的9口井，將其儲(chǔ)層電性參數(shù)投入到交會(huì)圖中，僅H80-32井處于油水層范圍內(nèi)，其它井全部分布在水層區(qū)域，同樣具有較高的判識(shí)符合率（見圖1）。

圖1 H區(qū)塊延5層聲波時(shí)差與感應(yīng)電阻率交會(huì)圖

2.2.3 油頂構(gòu)造差值法 鄂爾多斯盆地構(gòu)造總體上顯示為東翼寬緩、西翼陡窄，盆地內(nèi)部構(gòu)造相對(duì)簡(jiǎn)單，以鼻狀構(gòu)造為主，地層平緩[3]。H區(qū)塊位于陜北斜坡中段西部，構(gòu)造平均坡度小于1°，每公里平坡降約7 m。H區(qū)塊延5地層厚度26～31 m，平均厚度28 m；地層頂面構(gòu)造-354～-339 m，相對(duì)高差15 m，總體上地層厚度與構(gòu)造趨勢(shì)較為穩(wěn)定。由于侏羅系油藏多是由差異壓實(shí)作用形成的局部鼻隆，構(gòu)造隆起幅度不大，產(chǎn)建時(shí)要注意實(shí)施井的油層顯示和油頂海拔變化情況[4]。H區(qū)塊采用300 m正三角形井網(wǎng)，在此區(qū)域構(gòu)造背景下，若一個(gè)井距油頂海拔變化在5 m以上時(shí)，要及時(shí)分析原因，必要時(shí)進(jìn)行試油試采驗(yàn)證。對(duì)H區(qū)塊相鄰開發(fā)井油頂構(gòu)造差值統(tǒng)計(jì)分析，除H80-28和H78-30井屬局部構(gòu)造高點(diǎn)與鄰井差值較大，其它9口井油頂海拔低于鄰井5 m。該9口井中5口井為明顯水層，試油試采也驗(yàn)證了這一判斷；另外的4口井油頂海拔接近油水界面，試采初期平均單井日產(chǎn)油僅0.69 t，含水高達(dá)88%。利用鄰井油頂構(gòu)造差值，結(jié)合H區(qū)塊砂體展布特征，對(duì)油藏邊界和油水界面進(jìn)一步認(rèn)識(shí)和控制，提高對(duì)油水層的判識(shí)程度，為區(qū)塊的產(chǎn)建調(diào)整指明方向（見圖2）。

圖2 H區(qū)塊延5油層頂面構(gòu)造起伏圖

3.2.4 綜合對(duì)比分析法。通過對(duì)區(qū)塊儲(chǔ)層電性與物性、含油性的匹配關(guān)系，以及錄井顯示、隔夾層發(fā)育情況，綜合定性地識(shí)別油水層。

侏羅系出油層均為粉砂巖，含油級(jí)別均在油斑級(jí)以上。H區(qū)塊延5油層錄井顯示與后期開發(fā)驗(yàn)證結(jié)果符合率為69%，因此錄井顯示僅可以作為油水層識(shí)別的參考（特別是解釋水層但上下具有明顯的電阻“臺(tái)階”變化），因其現(xiàn)場(chǎng)人為因素的影響，顯示結(jié)果往往又給測(cè)井解釋造成一定的誤導(dǎo)。

侏羅系油層底水發(fā)育，隔夾層對(duì)于油水分異起著重要的作用。H77-30和H80-32井油頂海拔接近、電性與物性相當(dāng)，由于H77-30井油（油水）層與下接水層中間有16.7 m的隔層，試油日產(chǎn)油22.7 t、日產(chǎn)水7.7 m3；H80-32井頂部油水層與下接大段水層間僅有0.4 m的隔層，即使選擇復(fù)合射孔改造技術(shù)，由于隔層較薄未起到明顯的封隔作用，試油日產(chǎn)油0 t、日產(chǎn)水24.9 m3，試采排液至今仍未出油，此段油水層應(yīng)解釋為水層（見圖3）。另外，對(duì)H區(qū)塊延5層內(nèi)隔夾層統(tǒng)計(jì)分析，區(qū)塊共有12口井發(fā)育隔夾層，平均厚度2.35 m，其中9口井分布在含油面積內(nèi)，占統(tǒng)計(jì)井?dāng)?shù)的75%，該批井試采初期單井日產(chǎn)油高達(dá)9.59 t，含水僅為10.5%，可看出對(duì)于侏羅系油藏，隔夾層在開發(fā)中對(duì)底水所起的遮擋作用。

當(dāng)對(duì)油藏的油水界面、儲(chǔ)層開發(fā)電性下限有較充分的認(rèn)識(shí)后，若某井的砂體海拔在已知出油井的油水界面之上，對(duì)應(yīng)層應(yīng)解釋為油層。H80-28井層Ⅰ海拔-347.4 m（層厚1.8 m）、層Ⅱ海拔-353.4 m（層厚3.3 m），按照油水界面-356 m來判識(shí)，層Ⅰ為油層、層Ⅱ應(yīng)為油水層；將兩小層的電性參數(shù)投至電性圖板上，相應(yīng)地層Ⅰ處在油層區(qū)間、層Ⅱ也處在油水層區(qū)間。兩小層合試日產(chǎn)油31.8 t，試采初期日產(chǎn)油10.59 t、含水13.0%，后期生產(chǎn)中含水基本維持在17%左右。因此層Ⅰ和層Ⅱ初始解釋含油水層應(yīng)相應(yīng)地調(diào)整，提高含油級(jí)別（見圖4）。

圖3 H77-30和H80-32井隔層示意圖

圖4 H80-28井測(cè)井解釋圖

3 結(jié)論和建議

（1）侏羅系構(gòu)造—巖性油藏分布范圍小、油水關(guān)系復(fù)雜、受控因素不同，產(chǎn)建中應(yīng)分析區(qū)塊砂體展布、構(gòu)造特征和儲(chǔ)層特征等方面之間的匹配關(guān)系，提高對(duì)油藏的認(rèn)識(shí)程度，具體區(qū)塊具體分析，沒有可遵循的固有模式。

（2）侏羅系油藏油水界面的識(shí)別是一個(gè)從單井預(yù)測(cè)到多井驗(yàn)證的過程，確定出較為準(zhǔn)確的油水界面對(duì)于油層識(shí)別和產(chǎn)建調(diào)整具有重要的指導(dǎo)意義。

（3）電阻率增大值法、開發(fā)參數(shù)限值法、油頂構(gòu)造差值法、綜合對(duì)比分析法等多種方法對(duì)識(shí)別油水層各有優(yōu)缺點(diǎn)，產(chǎn)建中各種方法要聯(lián)合應(yīng)用、相互驗(yàn)證，才能提高油水層解釋符合率。

（4）鼻隆構(gòu)造和河道主砂體上傾方向巖性尖滅遮擋配合，為本區(qū)侏羅系油氣聚集提供了有利的圈閉空間。侏羅系油層物性好、產(chǎn)量高，建產(chǎn)周期短的特點(diǎn)，將成為后期該區(qū)增儲(chǔ)上產(chǎn)的重要層系。

[1] 林景曄，童英，王新江.大慶長(zhǎng)垣砂巖儲(chǔ)層構(gòu)造油藏油水界面控制因素研究[J] .中國(guó)石油勘探，2007，28（3）：13-16.

[2] 中國(guó)石油勘探與生產(chǎn)分公司.低阻油氣藏測(cè)井判別評(píng)價(jià)方法與技術(shù)[M] .北京：石油工業(yè)出版社，2006.

[3] 王道富.鄂爾多斯盆地特低滲透油田開發(fā)[M] .北京：石油工業(yè)出版社，2007.

[4] 蘇幽雅，高阿龍.侏羅系油藏高效建產(chǎn)產(chǎn)建隨鉆地質(zhì)研究[J] .石油化工應(yīng)用，2011，30（1）：69-72.

TE311

A

1673-5285（2012）03-0079-05

2012－01-19

高銀山，男（1985-），畢業(yè)于中國(guó)地質(zhì)大學(xué)（北京）石油工程專業(yè)，現(xiàn)在長(zhǎng)慶油田第五采油廠地質(zhì)研究所工作。