李婷婷

（中國石油集團測井有限公司，陜西 西安710065）

Q油田位于柴達木盆地Q斷階帶，該區(qū)古近紀(jì)開始接受沉積，共發(fā)育七個泉組（Q1＋2）－上干柴溝組（N1）、下干柴溝組上段（E23）、下干柴溝組下段（E13）和路樂河組（E1＋2）等多套地層，不同區(qū)域地層缺失程度不同，沉積厚度大致800～2600m。Q6區(qū)塊E1＋2以辮狀三角洲平原到前緣過渡帶沉積為主，儲層巖石類型主要為巖屑長石砂巖，儲層空間類型為殘余原生粒間孔為主。取心及測井資料表明，孔隙度1.9%～22.0%，平均12.8%；滲透率0.01～501.5mD，平均7.6mD，屬于低孔低滲儲層。Q6區(qū)塊構(gòu)造整體呈北西西向展布，構(gòu)造高點位于Q601、Q602井附近，呈斷層控制背斜形態(tài)；地震資料水平切片和各個方向的地震剖面上均能見背斜的形態(tài)，構(gòu)造南翼較陡、北翼較緩，東部寬緩、西部窄，淺層緩、深層陡，構(gòu)造南側(cè)深層還有小斷層切割。通過鉆探在構(gòu)造圈閉以外多口井獲得工業(yè)油流，證實了巖性圈閉的存在。

1 低效井儲層類別

根據(jù)前期儲層分類研究成果，利用儲層品質(zhì)因子建立的模型計算可得低效井儲層類別。下面分別就主力小層Ⅱ－7、Ⅱ－8及次主力小層Ⅱ－10的儲層類別進行了分析。

據(jù)要求解釋的44口井Ⅱ－7小層儲層分類結(jié)果可得，目的區(qū)Ⅰ類儲層少，主要以Ⅱ、Ⅲ類儲層為主，同時在Ⅱ－7小層中，基本無產(chǎn)的Ⅳ類儲層主要分布在構(gòu)造的外圍，而構(gòu)造西部Ⅱ－7小層以Ⅱ、Ⅲ類為主。

邊部井Ⅱ－8小層Ⅰ類儲層少，主要以Ⅱ、Ⅲ類儲層為主，同時在Ⅱ－8小層中，基本無產(chǎn)的Ⅳ類儲層主要分布在構(gòu)造西部和南部。

Ⅱ－10小層在邊部沒有Ⅰ類儲層，發(fā)育Ⅱ類儲層的有3口井，主要以Ⅲ類儲層為主，同時在該小層中，基本無產(chǎn)的Ⅳ類儲層主要分布在構(gòu)造北部和南部。

2 低效井原因分析

結(jié)合試油試采及構(gòu)造情況，對構(gòu)造西部和邊部的低效井進行了重點解釋。針對構(gòu)造西部和邊部井含水率高、產(chǎn)能低的問題，分析認(rèn)為有5方面原因。

1）沿構(gòu)造主體向外延，儲層的有效厚度逐漸減小，物性變差（見圖1）。構(gòu)造主體部位的主力油層在電性曲線上表現(xiàn)為SP異常幅度大，顯示滲透性好。三孔隙度曲線顯示物性很好，聲波值遠(yuǎn)大于下限值220μm／s。密度值2.3～2.55g／cm3，小于下限值2.6g／cm3。油層中子值明顯降低，與聲波值呈現(xiàn)包絡(luò)面，深感應(yīng)值明顯較圍巖增大，全烴曲線呈箱型或鐘形特征，測井解釋處理的含油飽和度達到50%以上，最高到76%，這與實際生產(chǎn)結(jié)果一致。在流體識別圖版上，均落在油層的位置，且顯示物性較好。儲層分類多數(shù)屬于Ⅱ類。沿構(gòu)造主體部位外圍，SP曲線負(fù)異常幅度明顯減小，滲透率變差，三孔隙度曲線值多顯示在下限附近，電阻率曲線起伏不大，含油不飽滿，受物性控制作用明顯，產(chǎn)量較好者日產(chǎn)油少于2m3。這些儲層在流體識別圖版上處于Ⅲ類儲層或Ⅳ類儲層，測井解釋多數(shù)為差油層或干層，處于Ⅲ、Ⅳ類儲層的界限區(qū)。以上低效特征在構(gòu)造西部和構(gòu)造邊部均有出現(xiàn)。

圖1 Q油田E13和E1＋2油藏測井解釋連井剖面

對4－10井Ⅱ－10、Ⅱ－11小層進行壓裂，從測井曲線（見圖2）上看，3個解釋層的三孔隙度曲線比上部Ⅱ－8差，儲層厚度小，測井曲線上表現(xiàn)為砂泥互層，電阻率值較低，與圍巖相差不大。從定量結(jié)果分析，2個小層計算平均孔隙度分別為6.2%和6%，位于物性下限以下，解釋為干層；Ⅱ－10小層計算平均孔隙度為8%，滲透率為0.4mD，計算含油飽和度偏低，但從測井曲線特征看高電阻對應(yīng)密度、中子曲線有含油 “鏡像”特征，在分類圖版中該層處于邊界區(qū)，解釋為差油層。該段投產(chǎn)壓裂后初期產(chǎn)水量高，目前產(chǎn)水量下降，日產(chǎn)水1.74m3，產(chǎn)油0.03m3，單層產(chǎn)量低，具一定含油性。

圖2 E1＋2油藏Q6區(qū)塊4－10井綜合解釋成果圖

2）邊部井儲層流體性質(zhì)以含水為主，造成投產(chǎn)后含水較高。構(gòu)造西部井電性特征顯示，儲層中含原生水，射孔后出水多，與構(gòu)造高部位井相比，這些井的主力層段滲透性差，物性差，電阻率較高部位水層的值升高，壓裂后仍產(chǎn)水。在流體識別圖版上位于水區(qū)，儲層類別屬于Ⅲ類儲層（見圖3）。據(jù)投產(chǎn)結(jié)果，該層壓裂日產(chǎn)水9.69m3，含水99%，與解釋結(jié)論一致。

圖3 E1＋2油藏Q6區(qū)塊3－13井綜合解釋成果圖

3）儲層改造影響。長井段壓裂，造成大量束縛水得到解放，或?qū)⒏浇畬訅洪_，造成水量太大，油量下降。從該區(qū)探井、評價井相滲資料分析可得，沿構(gòu)造高部位至外圍，束縛水飽和度由21%增加到65%，說明E1＋2外圍地層束縛水含量較高。位于構(gòu)造高部的Q606井，束縛水飽和度為20%～27.37%，同樣位于構(gòu)造高部位的Q602井束縛水飽和度分布在33.14%～37.82%，而位于構(gòu)造邊部的Q607井、Q608井、Q609井和Q610井，束縛水飽和度分布在50%～65.6%。沿構(gòu)造高部位到外圍，束縛水飽和度明顯升高，可見高束縛水飽和度是構(gòu)造邊部井壓裂出水的重要原因。

Q6區(qū)塊7－3井處于構(gòu)造西部，從測井曲線（見圖4）上看，該段Ⅱ－7（上）、Ⅱ－10和Ⅱ－11小層物性差，SP異常不明顯，計算孔隙度在物性下限以下，解釋為干層。Ⅱ－7（下）與Ⅱ－8小層物性相對好，但物性與電性曲線匹配性差，解釋為差油層。該井在投產(chǎn)過程中對Ⅱ－7到Ⅱ－115層進行壓裂，壓開了其間的薄砂層，造成大量束縛水產(chǎn)出，雖然Ⅱ－7＋8有一定含油性，但兩層均屬差油層或薄油層，含油飽和度均在40%左右，自身含油豐度低、束縛水飽和度高，因此出水量大，油量小。

4）壓裂施工的影響。2011年壓裂Ⅱ－9小層，初產(chǎn)日產(chǎn)油1.96m3，日產(chǎn)水4.66m3，投產(chǎn)一個月后，產(chǎn)液量下降，到2012年7月對Ⅱ－8小層進行補孔，補孔后日產(chǎn)油1.06m3，日產(chǎn)水12.37m3，含水92%，解釋為差油層，在儲層分類圖版上位于Ⅳ類儲層，且該井固井質(zhì)量差，分析認(rèn)為是將Ⅱ－10水層上部壓開所致。綜合導(dǎo)致產(chǎn)水高。2012年對Ⅱ－8小層補孔壓裂后，初期含水較高，但目前產(chǎn)油量較之補孔前有所增加，主力層還是具有一定含油性（見圖5）。

5）構(gòu)造位置的影響。構(gòu)造西部井含水較高，儲層性質(zhì)含水，沿著主體向外圍油水界限的位置需重新認(rèn)識，如p4位于斷層兩側(cè)的井，受斷層影響儲層物性和含油性明顯變差。在兩條斷層所夾的西部斷塊上，斷塊中部物性稍好，有含油顯示，壓裂投產(chǎn)后有含油顯示，往兩側(cè)含油下降。

總體來說，外圍井主力油層儲層物性變差是造成單井產(chǎn)油量低的主要原因。外圍井處于構(gòu)造較低部位，雖有含油特征，但原油充注程度不高，難以開采。另外，本區(qū)外圍地層束縛水含量較高，同時含油飽和度降低，在采取措施求產(chǎn)時，尤其是長井段壓裂時，會造成含水普遍較高的現(xiàn)象。

3 建議

1）對于該區(qū)邊部物性較差儲層，措施改造時建議盡量不要大井段壓裂，以免大量束縛水排出抑制油產(chǎn)量。

圖4 E1＋2油藏Q6區(qū)塊7－3井綜合解釋成果圖

圖5 E1＋2油藏Q6區(qū)塊8－5井綜合解釋成果圖

2）邊部主力小層附近水層發(fā)育，對于此類距離水層較近的油層的開采方式還需考慮。

3）外圍井儲層厚度大多變薄、物性變差，含油豐度降低，針對薄差層的開發(fā)可能需要采取與主體不同的方式。

當(dāng)然，造成油井低效的原因是多方面的。有條件的話可以從地質(zhì)、構(gòu)造、油藏、工程方面綜合分析，逐項排查，待下一步的深入研究能找出真正制約油井產(chǎn)能的原因。

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