廖保方，王群會，于忠良，馮 靚，孫彥春

(中油冀東油田分公司，河北 唐山 063000)

引 言

南堡凹陷古潛山油藏有5個斷塊古潛山。古潛山油氣勘探于2004年獲得突破，以2號古潛山A井在奧陶系下馬家溝組獲得高產(chǎn)油氣流為標志，相繼在2號構(gòu)造、1號構(gòu)造獲得工業(yè)油氣流，拉開了南堡凹陷古潛山油氣勘探開發(fā)的序幕。南堡凹陷古潛山油藏已完鉆井主要集中在1、2號古潛山。鉆遇地層包括寒武系鳳山組、長山組、張夏組、崮山組和奧陶系下馬家溝組、亮甲山組和冶里組。其中，2號古潛山頂部主要為下馬家溝組、而1號古潛山寒武系、奧陶系地層均有出露。試油、試采資料表明，油氣主要儲存在2號古潛山頂部的下馬家溝組。目前，在綜合前期地質(zhì)、油藏認識基礎(chǔ)上，2號古潛山下馬家溝組已部署水平井進行開發(fā)，所部署的水平井均獲得較高產(chǎn)能，證明了南堡古潛山油藏勘探開發(fā)采用技術(shù)的正確性。以南堡凹陷2號古潛山油藏為例，介紹了其儲層描述和部署優(yōu)化中采取的主要實用關(guān)鍵技術(shù)，以期為相似油藏的開發(fā)提供借鑒。

1 油藏基本地質(zhì)特征

南堡凹陷2號古潛山為向北東傾沒的復合斷塊古潛山，西以南堡2號大斷層為界，內(nèi)部被南堡2號東斷層所切割，形成南北2個次級斷塊古潛山，其內(nèi)部均被次級斷層所復雜化。其中，北塊發(fā)育凝析氣藏。南塊完鉆4口探井和5口開發(fā)井，均獲得工業(yè)油氣流，是南堡古潛山油氣藏主力區(qū)塊。

儲層巖性主要為泥晶灰?guī)r，少量白云質(zhì)泥晶灰?guī)r，泥晶含量高，生屑含量少，主要發(fā)育于深水浪控碳酸鹽緩坡背景下的開闊臺地、局限臺地環(huán)境。由于泥晶含量高而抗壓實能力弱，導致巖石原始粒間孔隙在壓實初期即迅速損失殆盡。印支期—燕山期，古潛山地層遭受構(gòu)造擠壓、抬升，形成大量裂縫，古潛山頂部地層(主要為下馬家溝組Ⅱ、Ⅲ、Ⅳ段)在暴露期沿裂縫、巖性軟弱面等溶蝕，形成喀斯特溶蝕孔洞體系，裂縫與溶蝕孔洞共同構(gòu)成主要有效儲集空間。

南堡2號構(gòu)造奧陶系古潛山為典型的斷階型古潛山，由多個平行的斷斜型古潛山組成，各斷塊為獨立的油水系統(tǒng)。根據(jù)目前分析化驗結(jié)果來看，各斷塊古潛山含油氣特征差異明顯。

2 儲層描述技術(shù)

2.1 巖性綜合判識技術(shù)

巖性識別是南堡凹陷古潛山油藏勘探開發(fā)的基礎(chǔ)。然而，南堡古潛山巖性識別遇到2個問題:①目的層地層厚度大，地層時代跨度大，跨越寒武系、奧陶系，沉積環(huán)境與巖性都在較大差異;②鉆井取心較少，導致利用巖心標定測井進行巖心識別困難。面臨這種現(xiàn)狀，采取將元素錄井、碳酸鹽含量分析、巖屑錄井和成像測井資料相結(jié)合的方法來建立地層巖性柱。在實施過程中，發(fā)現(xiàn)碳酸鈣含量較高的地層段不僅厚度大，而且成像測井表現(xiàn)出塊狀特征，元素錄井中高含量元素鋁、硅、鐵、鉀穩(wěn)定，反映其地層巖性穩(wěn)定，主要為泥晶灰?guī)r，常規(guī)測井表現(xiàn)為低自然伽馬、高深電阻率;而碳酸鎂含量較高地層段地層厚度較薄，而且成像測井以薄層狀為特征，水平層理清晰，元素錄井中鋁、硅、鉀、鐵含量均升高，反映該層段黏土礦物含量升高，常規(guī)測井表現(xiàn)為高自然伽馬、低電阻率。這種黏土含量升高、碳酸鎂含量升高的現(xiàn)象可以合理解釋為黏土礦物在轉(zhuǎn)化過程中向碳酸鹽巖輸送了鎂離子，使其向碳酸鎂轉(zhuǎn)化，形成白云石。由于黏土含量較低且層段較薄，因此并沒有發(fā)生大規(guī)模的白云石化現(xiàn)象。根據(jù)該巖性識別方法建立了南堡凹陷古潛山的地層層序，發(fā)現(xiàn)古潛山寒武系—奧陶系地層普遍發(fā)育高自然伽馬－低電阻率的海侵體系域薄層泥云質(zhì)灰?guī)r、灰質(zhì)泥云巖段與低自然伽馬－高電阻率的高位體系域厚層泥晶灰?guī)r段，而這種特征與冀東地區(qū)寒武系—奧陶系露頭的地層層序特征非常相似，反映了該巖性識別方法的準確性。同時，該方法也彌補了巖屑錄井遇到的地層歸位問題，準確的巖性識別為后期儲層控制因素、儲集空間厘定等研究打下了堅實基礎(chǔ)。

2.2 裂縫綜合預(yù)測技術(shù)

裂縫作為古潛山油藏的重要儲集空間之一，其空間分布預(yù)測的重要性不言而喻［1－3］。在南堡古潛山油藏勘探開發(fā)過程中，首先根據(jù)巖心觀察、成像測井資料對古潛山裂縫特征進行了描述，并結(jié)合相似巖性、相似構(gòu)造演化背景的冀東地區(qū)寒武系—奧陶系露頭裂縫發(fā)育特征考察，形成了古潛山裂縫發(fā)育規(guī)律。在此基礎(chǔ)上，分析了裂縫形成機制。裂縫包括構(gòu)造縫和非構(gòu)造縫，構(gòu)造縫以斜交和高角度縫為主，非構(gòu)造縫以風化縫、層面縫、溶塌碎裂縫、粒間縫為主。經(jīng)研究認為:①非構(gòu)造縫主要形成在古潛山頂部的喀斯特溶蝕帶;②構(gòu)造縫形成于構(gòu)造變形與破裂，而破裂是形成古潛山儲層有效儲集空間的最重要構(gòu)造作用。由此，形成了綜合考慮地震屬性裂縫預(yù)測和裂縫形成機制裂縫預(yù)測的裂縫綜合預(yù)測技術(shù)。

(1)基于裂縫形成機制的裂縫預(yù)測技術(shù)。該技術(shù)基于南堡凹陷古潛山及其鄰區(qū)構(gòu)造演化歷史過程，主要用于預(yù)測構(gòu)造裂縫。海西期，南堡古潛山地層整體升降，裂縫不發(fā)育;印支期，北東—南西向擠壓導致古潛山地層褶皺隆起，形成沿核部的近東西向張裂縫和北東、北西向兩組剪切裂縫。燕山期，北西—南東向強烈拉伸，形成沿早期裂縫帶分布的斷層及其伴生裂縫，其中，與拉伸方向垂直的北東向斷層及裂縫最為發(fā)育。喜山期，僅主控斷層發(fā)生小幅度走滑拉張，形成相應(yīng)伴生裂縫，其發(fā)育強度較小，分布范圍較窄。結(jié)合裂縫充填情況來看，海西期裂縫多被充填。因此，古潛山油藏裂縫主要形成于燕山期的斷裂過程?；诖?，根據(jù)正斷層伴生裂縫發(fā)育模式，預(yù)測古潛山構(gòu)造裂縫分布。

(2)地震屬性裂縫預(yù)測技術(shù)。對南堡古潛山油藏而言，基于南堡古潛山地震資料現(xiàn)狀，主要采用相干屬性對裂縫分布進行直接預(yù)測。因為斷裂形成的伴生構(gòu)造縫以及地表喀斯特風化、泄壓引張作用形成的非構(gòu)造縫裂縫具有相對較大開度，更易為相干屬性所顯示，預(yù)測效果較好。而曲率屬性反應(yīng)的僅為構(gòu)造定型期地層變形形成的相關(guān)裂縫，并非為南堡古潛山油藏的主要裂縫，故將其預(yù)測結(jié)果作為對其他裂縫預(yù)測技術(shù)的補充。

結(jié)合上述2種方法的裂縫預(yù)測分布，完成了2號古潛山頂部裂縫分布預(yù)測工作(圖1)。

2.3 動靜結(jié)合的儲集空間厘定技術(shù)

自2004年南堡古潛山油藏開始勘探評價以來，困惑已久的是其儲集空間究竟是何種類型。綜合壓汞、鑄體薄片、熒光薄片以及成像測井等靜態(tài)資料和A井試采資料后，確認南堡古潛山油藏主要有效儲集空間為裂縫+溶蝕孔洞。常規(guī)小段塞巖心(代表其基質(zhì))壓汞分析反映其基質(zhì)基本不具有儲集能力。熒光薄片反映原油主要儲集在裂縫和溶蝕孔隙中?；|(zhì)鑄體薄片反映孔隙主要為裂縫和溶孔。成像測井、錄井資料反映古潛山普遍發(fā)育溶蝕孔洞。考慮到儲層主要為泥晶灰?guī)r，白云石含量低，白云石晶間孔僅占次要地位，有理由認為南堡古潛山儲層儲集空間主要為裂縫+溶蝕孔洞。從A井生產(chǎn)情況來看，該井于2005年5月16日試采，原油初期自然產(chǎn)能在50 t/d以上，2005年7月22日酸化以后，原油產(chǎn)量提高到150 t/d以上，最高達300 t/d，并且持續(xù)到2006年5月一直無水生產(chǎn)，見水后水量上升快，關(guān)井后底水得到遏制，產(chǎn)量恢復。這些特征與縫洞型和溶洞型儲層底水油藏的生產(chǎn)曲線特征相似，是溶洞對油井高產(chǎn)、穩(wěn)產(chǎn)貢獻的體現(xiàn)。

圖1 南堡2號潛山裂縫分布

2.4 基于溶蝕孔洞發(fā)育模式的儲層綜合預(yù)測技術(shù)

南堡古潛山地層印支—燕山期暴露風化，形成了完善的喀斯特溶蝕孔洞體系，溶蝕孔洞構(gòu)成古潛山儲層的重要儲集空間［4］。因此，在進行古潛山儲層預(yù)測時，必須考慮溶蝕孔洞體系分布對儲層預(yù)測的約束。分析喀斯特溶蝕孔洞發(fā)育的控制因素，發(fā)現(xiàn)其主要受裂縫、斷層、潛水面和巖性控制。古潛山地層巖性以泥晶灰?guī)r為主，巖性影響差異較小。2號古潛山經(jīng)歷了印支期的北東高—南西低到燕山期的北東低—南西高的構(gòu)造反轉(zhuǎn)，潛水面曾發(fā)生過遷移，造成2號古潛山南部地層早期埋藏、晚期抬升暴露，其喀斯特溶蝕孔洞以垂直滲流帶的垂直方向發(fā)育的孔洞縫為主，而北部地層早期剝蝕強烈，晚期埋藏，溶蝕孔洞體系以水平潛流帶的水平方向發(fā)育的溶蝕孔洞為主。更重要的是，露頭考察和成像測井反映溶蝕沿裂縫和斷層進行，對溶蝕孔洞的分布起到了關(guān)鍵控制作用。結(jié)合單井巖溶分帶(垂直滲流帶、水平潛流帶)劃分，建立南堡2號古潛山溶蝕孔洞發(fā)育模式。在此基礎(chǔ)上，以溶蝕孔洞發(fā)育模式約束地震多屬性(波阻抗、瞬時頻率、均方根振幅)進行儲層綜合預(yù)測，再結(jié)合油藏油水分布預(yù)測2號古潛山油藏有效儲層分布，預(yù)測結(jié)果得到開發(fā)水平井鉆探證實，反映了該儲層綜合預(yù)測技術(shù)的可靠性。

3 開發(fā)部署優(yōu)化

3.1 開發(fā)方式

A井區(qū)初期考慮采用天然能量開發(fā)，主要基于以下幾點考慮。

(1)A井區(qū)古潛山油藏屬未飽和油藏，地飽壓差達到12.88 MPa，借鑒國外類似油藏的開發(fā)經(jīng)驗［5］，一般早期可利用天然能量開發(fā)，待地層壓力水平降至飽和壓力附近時再轉(zhuǎn)換為注水開發(fā)，且注水后地層壓力均保持在飽和壓力附近。

(2)南堡油田奧陶系古潛山油藏屬裂縫孔隙性油藏，高角度網(wǎng)狀縫發(fā)育，A井試采表現(xiàn)為底水油藏特征，表明天然能量相對充足，為充分發(fā)揮天然能量作用，自噴高產(chǎn)，初期考慮采用天然能量開發(fā)。

(3)目前并沒有對南堡油田奧陶系古潛山油藏的儲層特征開展細致研究，儲集空間特征、裂縫系統(tǒng)發(fā)育程度及其分布規(guī)律的認識仍處于初級階段，因此開發(fā)前期不建議注水開發(fā)?？紤]可在研究比較深入的條件下，總體采用底部溫和注水方式開發(fā)油藏。

3.2 井型選擇

在底水古潛山油藏的開發(fā)中，無論是利用天然水侵還是人工注水補充能量開發(fā)，控制底水錐進是關(guān)鍵，其對最終采收率將產(chǎn)生較大影響［6－7］。南堡油田古潛山具有裂縫－孔隙型塊狀底水油藏特征，油藏非均質(zhì)性強;采用水平井水平段垂直(或斜交)裂縫方向可提高裂縫鉆遇率，提高產(chǎn)量;另外，采用水平井開發(fā)，生產(chǎn)壓差小，水線推進比較均勻，可抑制底水錐進，開發(fā)效果較好。為避免水體單點突進造成暴性水淹，水平井方向應(yīng)垂直裂縫方向，且軌跡與油水界面大致平行［8－9］，水平段在油層中的位置距油水界面0.7～0.9倍油層厚度，這樣能夠更有效控制含水上升，延長無水采油期。

3.3 布井方式

調(diào)研結(jié)果表明，留58古潛山、任丘油田霧迷山組、靜安堡和哈南古潛山油藏在開發(fā)初期采用500～600 m三角形井網(wǎng)，均能取得較好的開發(fā)效果。

根據(jù)目前對油藏認識、古潛山油藏水平井開發(fā)調(diào)研及類比同類油藏開發(fā)狀況，初步確定南堡油田古潛山油藏采用1套層系開發(fā)，水平井與定向井相結(jié)合，不均勻布井，頂密底稀［10］。高部位井距為400～500 m，腰部和底部井距為500～600 m;水平段距油層底部距離至少為60～80 m，水平段長300～350 m。

3.4 合理采油速度

理論研究及動態(tài)實踐資料表明，碳酸鹽巖古潛山油藏的油井見水是由于底水沿裂縫向井底突進的結(jié)果，此突進高度即為通常所說的水錐高度。水錐高度受儲層性質(zhì)(裂縫孔隙度，裂縫滲透率)和工作制度(單井產(chǎn)量、生產(chǎn)壓差)的影響，且底水古潛山油藏見水后含水上升特別快，因此控制合理采油速度是開發(fā)好底水古潛山油藏的重點，與油藏開發(fā)穩(wěn)產(chǎn)期和最終采收率緊密相關(guān)。

從生產(chǎn)實例可知，當采油速度過大時，含水上升快，驅(qū)油效率降低，因此需要確定油田的臨界產(chǎn)量。借鑒任丘油田北部底水古潛山油藏的開發(fā)模式，對比南堡油田古潛山油藏與任丘油田北部古潛山油藏地質(zhì)特征(表1)，結(jié)合目前試采井的試采情況，綜合認為南堡油田古潛山油藏采油速度控制在2%左右為宜。

表1 南堡油田古潛山油藏與任丘油田北部古潛山油藏主要油藏地質(zhì)特征對比

4 結(jié)束語

南堡古潛山油藏開發(fā)目前主要集中在2號構(gòu)造古潛山頂部的下馬家溝組。該油藏在滾動勘探開發(fā)過程中，立足于油田資料現(xiàn)狀，形成5項經(jīng)濟、可行、實用的關(guān)鍵開發(fā)技術(shù)。目前該構(gòu)造油藏已投入開發(fā)，應(yīng)用以上技術(shù)預(yù)測古潛山頂面精度達到20 m左右，鉆井成功率為100%，油井初期平均單井日產(chǎn)油為50.5 t/d，達到了預(yù)期效果。

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