陳振波，張曉磊，楊承偉，張 英

(1.中國(guó)石油長(zhǎng)慶油田分公司勘探開發(fā)研究院，陜西 西安710018;2.低滲透油氣田勘探開發(fā)國(guó)家工程實(shí)驗(yàn)室，陜西西安710063)

吳410區(qū)塊位于鄂爾多斯盆地南部沉積中心，主要含油層系為三疊系延長(zhǎng)組長(zhǎng)6油層，其沉積特點(diǎn)是以碎屑巖為主的內(nèi)陸湖泊～三角洲沉積，三角洲分流河道砂和河口壩砂體是良好的儲(chǔ)層，盆地沉積中心的暗色泥巖、油頁(yè)巖是良好的生油層，半深湖及沼澤相泥巖為主要蓋層［1］。構(gòu)造為一平緩的西傾單斜，屬于巖性油藏。長(zhǎng)6油層厚度13.5 m，平均空氣滲透率0.685 mD，為典型的超低滲透油藏。

區(qū)塊動(dòng)用含油面積30.5 km2，至目前已投入注水開發(fā)7年，平面上單井產(chǎn)油能力呈現(xiàn)明顯不均勻的分布狀況(見圖1):油藏西部邊部31%的油井高含水關(guān)停，開井綜合含水達(dá)68.7%;油藏北部平均單井產(chǎn)能 2.2 t/d，綜合含水 24.6%，局部單井含水較高;油藏東部平均單井產(chǎn)能1.0 t/d，綜合含水 49.2%;油藏中南部平均單井產(chǎn)能 0.6～0.9 t/d，綜合含水28%～38%。

研究并弄清區(qū)塊產(chǎn)能平面分布的控制因素有利于加深對(duì)超低滲透油藏的認(rèn)識(shí)，并能為制定科學(xué)合理的開發(fā)技術(shù)政策提供指導(dǎo)。

1 沉積砂體

鄂爾多斯內(nèi)陸湖盆從長(zhǎng)10期初始沉降開始，長(zhǎng)9、長(zhǎng)8期不斷擴(kuò)張，到長(zhǎng)7期達(dá)到全盛期，長(zhǎng)6期湖盆開始萎縮，長(zhǎng)4+5期出現(xiàn)短暫湖侵，一直到長(zhǎng)3期以后湖盆急劇消亡。長(zhǎng)6油層組代表的是湖盆萎縮早期的沉積，湖盆北東緣河控三角洲沉積體系發(fā)育，以分流河道與河口壩相沉積為主體的砂體大面積連片分布。

圖1 吳旗油田吳410區(qū)長(zhǎng)6油藏開采現(xiàn)狀圖

吳410區(qū)長(zhǎng)612期由于盆地可容納空間加大，加上物源充足，沉積加劇，砂體規(guī)模、厚度明顯增大，是三角洲沉積的主要建設(shè)期，以三角洲沉積體系中的前緣亞相沉積為主，主要發(fā)育水下分流河道、河口壩、水下天然堤、分流間灣等沉積微相。由于三角洲前緣是三角洲沉積的水下部分，且本區(qū)地勢(shì)平坦，河流分叉多，河流能量較大，分流河道相對(duì)較寬，沉積物主要以細(xì)砂巖、粉砂巖和泥巖為主。受兩個(gè)方向的水體的影響，砂體走向基本為NE～SW向，物源主要來自北東方向，由于物源充足，可容間較大，因此本期沉積速度較快，研究區(qū)砂體厚度較厚，大部分砂體厚度在20 m以上，部分地區(qū)發(fā)育30m以上的砂體，是本區(qū)主要的儲(chǔ)集層。

區(qū)塊主力小層長(zhǎng)612層，自西向東主要發(fā)育3條水下分流河道，區(qū)內(nèi)分流河道平面交織縱向切割，復(fù)合砂體發(fā)育(見圖2、圖3):其中油藏西部邊部、北部、東部河道相對(duì)獨(dú)立，中南部則主要為河道交匯區(qū)。不同的沉積砂體單元從本質(zhì)上決定了油井的產(chǎn)能差異。

圖2 吳旗油田吳410區(qū)長(zhǎng)612沉積微相圖

圖3 吳410區(qū)長(zhǎng)6油藏剖面圖(橫切油藏西部、北部、東部河道)

2 儲(chǔ)層物性和非均質(zhì)性

吳410區(qū)長(zhǎng)6儲(chǔ)層巖石類型相對(duì)單一，從薄片資料統(tǒng)計(jì)結(jié)果來看，碎屑長(zhǎng)石平均含量 37.03%，石英平均含量45.82%，巖屑平均含量7.19%，云母平均含量4.58%，屬長(zhǎng)石砂巖類。填隙物有高嶺石、水云母、綠泥石、方解石、白云石、硅質(zhì)和濁沸石等，以方解石、綠泥石、水云母為主，占填隙物的85.3%。巖石顆粒分選中 ～好，細(xì)砂級(jí)占 62.5% ～93.1%，中砂級(jí)平均占11.01%，接觸方式為線接觸，磨圓度次棱狀，膠結(jié)類型孔隙～薄膜型。

孔隙類型主要有殘余粒間孔、長(zhǎng)石溶孔及微孔三大類組成，見少量的成巖縫及構(gòu)造破裂縫［2］?？紫督M合以溶孔～粒間孔組合為主要特征。長(zhǎng)6儲(chǔ)層面孔率平均4.43%，孔徑10～30 μm。粒間孔面孔率3.6%;溶孔較常見，以長(zhǎng)石溶孔為主，平均為0.63%;晶間孔主要為自生伊利石晶間孔，孔徑小，面孔率平均0.27%;微裂縫在部分樣品中可見，面孔率一般在0.2%以下。

2.1 儲(chǔ)層物性

根據(jù)吳旗油田1123塊孔隙度分析樣品及1033塊分析樣品的統(tǒng)計(jì)，主力油層長(zhǎng)612儲(chǔ)層孔隙度平均為11.04%，分布范圍主要集中在7% ～14%之間，占到總孔隙度的77.4%，孔隙度的分布相對(duì)比較集中。滲透率平均為0.685 mD，主要集中在 0.5 mD以下，其中 ＜0.2 mD占到總滲透率的45.6%，0.2 ～0.4 mD 之間占到 20.8%，0.4 ～1.0 mD 占到總滲透率的19.1%，而大于1.0 mD的僅占14.0%，滲透率分布范圍廣，非均質(zhì)性強(qiáng)。吳410井區(qū)長(zhǎng)6儲(chǔ)層孔隙度與滲透率沒有明顯的相關(guān)性，也就是說孔隙度的變化對(duì)滲透率沒有明顯的影響。其原因主要為自生的斑狀充填孔的伊利石較發(fā)育，此種伊利石具有很發(fā)育的晶間微孔隙，造成孔隙度高、滲透率低［3］。率2.41 mD，泥 質(zhì) 含 量 17.79%;油 藏 中 部 視 孔 隙 度12.15%，視滲透率2.34 mD，泥質(zhì)含量 19.22%;油藏南部視孔隙度12.21%，視滲透率2.08 mD，泥質(zhì)含量19.20%。儲(chǔ)層物性分布與產(chǎn)能分布具有很好的相關(guān)性。

圖4 吳410區(qū)長(zhǎng)6油藏物性分區(qū)對(duì)比圖

2.2 儲(chǔ)層非均質(zhì)性

2.2.1 滲透率非均質(zhì)性參數(shù)

對(duì)吳410區(qū)430口井的滲透率進(jìn)行統(tǒng)計(jì)，分別計(jì)算出長(zhǎng)6各小層滲透率的參數(shù)(表1)，對(duì)層內(nèi)非均質(zhì)性分布進(jìn)行評(píng)價(jià)分析。變異系數(shù)主要分布在0.3～0.5之間，級(jí)差主要分布在 3.0～17.0之間，突進(jìn)系數(shù)主要分布在 1.2～1.6之間，表明非均質(zhì)程度中等。主力小層長(zhǎng)612砂體厚度大，砂體發(fā)育單一，非均質(zhì)性較長(zhǎng)621、長(zhǎng) 611小層弱;平面分區(qū)來看，長(zhǎng)612在油藏中南部非均質(zhì)性強(qiáng)于油藏北部，油井初期產(chǎn)能相應(yīng)也是中南部低于北部(圖5)。

圖5 吳410區(qū)長(zhǎng)612非均質(zhì)性與初期產(chǎn)能關(guān)系圖

2.2.2 儲(chǔ)層韻律性

吳410區(qū)長(zhǎng)6儲(chǔ)層表現(xiàn)為較強(qiáng)的正韻律，縱向上呈向下變粗的正粒序剖面結(jié)構(gòu)，自然電位曲線多成鐘形。油藏北部、東部由于水下分流河道砂體發(fā)育更好，表現(xiàn)出的正韻律性也強(qiáng)于油藏中南部。該區(qū)儲(chǔ)層的正韻律造成了吸水剖面下移的現(xiàn)象，尤以油藏東部為甚，最終導(dǎo)致注水單向突進(jìn)，油井水淹。吳410區(qū)2013年存在不同程度吸水下移的注水井比例達(dá)到12.8%，主要分布在油藏東、北部，對(duì)應(yīng)油井見水比例達(dá)68.5%。例如旗85－88井，從2002年到2007年，吸水段持續(xù)下移累計(jì)達(dá)11.0 m。

2.2.3 層內(nèi)夾層特征

受沉積環(huán)境控制，夾層在橫向上分布不穩(wěn)定，在砂巖中多呈透鏡狀分布。不穩(wěn)定夾層對(duì)流體的流動(dòng)起著不滲透或極低滲透的作用，影響著垂直和水平方向上滲透率的變化，它的分布具有隨機(jī)性，通常采用夾層的分布頻率和夾層分布密度兩個(gè)參數(shù)來定量描述［4］。

夾層分布頻率(Pk)指每米儲(chǔ)層內(nèi)非滲透性?shī)A層的個(gè)數(shù);夾層的分布密度(Dk)指每米儲(chǔ)層內(nèi)非滲透性?shī)A層的厚度。

吳410區(qū)長(zhǎng)6各小層夾.層分布特征如表1所示，從表中可知，夾層分布受沉積作用影響和控制，橫向上分布不穩(wěn)定，分支河道交匯處，砂體較為發(fā)育，同時(shí)夾層密度也較大，層內(nèi)非均質(zhì)性較強(qiáng)。主力生產(chǎn)層位長(zhǎng)612在油藏北部、中部和南部夾層頻率基本一樣，但南部夾層密度最小，說明油藏南部長(zhǎng)612夾層薄且發(fā)育，注水開發(fā)更容易受到層間的影響。

表1 吳410區(qū)長(zhǎng)6油藏非均質(zhì)性參數(shù)統(tǒng)計(jì)表

3 儲(chǔ)層構(gòu)造

鄂爾多斯盆地可劃分為六個(gè)一級(jí)構(gòu)造單元，即北部的伊盟隆起，東部的晉西撓褶帶，南部的渭北隆起，西緣相鄰產(chǎn)出的天環(huán)拗陷和西緣逆沖帶，以及中部的陜北斜坡帶［5］。吳旗油田吳410區(qū)位于陜北斜坡帶的中西部，該斜坡形成于早白堊世，呈微向西傾斜的單斜構(gòu)造，坡度0.5°左右，平均坡降8～10 m/km。

該區(qū)長(zhǎng)6頂構(gòu)造簡(jiǎn)單，為向西傾斜的單傾向斜構(gòu)造，各小層呈現(xiàn)出明顯的繼承性，在此背景下發(fā)育了一系列由于差異壓實(shí)作用而形成的微鼻狀隆起，隆起幅度一般小于10 m，隆起部分的長(zhǎng)軸部分大致呈E－W向，整個(gè)區(qū)域內(nèi)發(fā)育了10條左右的微鼻狀隆起，這是由于南北方向上的擠壓應(yīng)力作用的結(jié)果。

長(zhǎng)612小層高度繼承了長(zhǎng)621小層的構(gòu)造形態(tài)，構(gòu)造高度從－315～－245 m，整體呈東高西低略向北傾斜的構(gòu)造形態(tài)，在旗81－104井～旗82－104井～旗83－104井～旗95－104井一線、旗87－100井 ～旗97－101井一線、旗84－95井～旗97－95井一線附近發(fā)育了幅度相對(duì)較高的鼻狀隆起，在區(qū)塊的南部也發(fā)育了幾條隆起，隆起幅度相對(duì)較小。

吳410區(qū)油藏西部邊部構(gòu)造位置相對(duì)較低，同時(shí)也受儲(chǔ)層物性的影響，油井大多投產(chǎn)即高含水(見水類型為地層水)，統(tǒng)計(jì)表明，當(dāng)油井射孔段低于海拔－305 m，投產(chǎn)更易水淹(圖6)。

圖6 吳410區(qū)旗80－95—旗86－95長(zhǎng)61油藏剖面圖(自西向東)

4 儲(chǔ)層裂縫

4.1.1 層內(nèi)微裂縫

研究表明，鄂爾多斯盆地延長(zhǎng)組微裂縫較發(fā)育，野外露頭地表主要發(fā)育EW向裂縫，裂縫大多數(shù)為垂直縫［3］;鉆井時(shí)的反應(yīng)、干擾試井、注示蹤劑試驗(yàn)、同位素測(cè)吸水剖面反應(yīng)、注水指示曲線測(cè)試、注水動(dòng)態(tài)反應(yīng)等資料也顯示儲(chǔ)層存在天然裂縫，而且裂縫方向主要為NE70～80°。吳410區(qū)長(zhǎng)6油層組儲(chǔ)層通過巖心成像測(cè)井、微地震監(jiān)測(cè)、ERT測(cè)試等多種技術(shù)手段證明發(fā)育微裂縫，裂縫主體方向?yàn)楸睎|方向，在地層條件下基本呈閉合狀態(tài)，但在人工壓裂和注水過程中，部分隱裂縫可能變?yōu)轱@裂縫［6］。

隨著吳410區(qū)注水開發(fā)時(shí)間的延長(zhǎng)，在油藏北部、油藏東部出現(xiàn)了一些NE－SW方向來水水淹的單井點(diǎn)，嚴(yán)重影響了油井產(chǎn)能。分析認(rèn)為，儲(chǔ)層微裂縫開啟是造成單井點(diǎn)水淹的主要原因。

4.1.2 層間垂直裂縫

吳410區(qū)油藏中部注水開發(fā)時(shí)間較早，該區(qū)域單井產(chǎn)能長(zhǎng)期在0.5～0.8 t/d，根據(jù)注采物質(zhì)平衡法推算出長(zhǎng)61目的層注水利用率僅為4.2%。井—地ERT水驅(qū)前緣測(cè)試顯示非射孔層段長(zhǎng)4+5、長(zhǎng)62存在注入水波及現(xiàn)象，表明層間有水竄通道;聲電成像測(cè)試顯示長(zhǎng)6下部泥巖發(fā)育垂直裂縫，可能導(dǎo)致注水向下流逸。

5 結(jié)語(yǔ)

(1)同一個(gè)超低滲油藏中不同的沉積砂體(即使屬相同的沉積微相)從根本上決定了產(chǎn)能平面分布不均。

(2)超低滲透油藏儲(chǔ)層物性差異和非均質(zhì)性強(qiáng)弱是油井產(chǎn)能和含水率不同的直接原因，也是油藏開發(fā)過程中制定針對(duì)性開發(fā)技術(shù)政策的依據(jù)。例如吳410長(zhǎng)6油藏在北部實(shí)施了強(qiáng)化注水和化學(xué)調(diào)剖，在東部實(shí)施了分層注水，在中南部實(shí)施了油井體積壓裂和分層注水等，油藏開發(fā)形勢(shì)保持了穩(wěn)中有升的較好趨勢(shì)。

(3)超低滲透油藏為巖性油藏，但儲(chǔ)層構(gòu)造有時(shí)對(duì)油氣聚集分布影響也不容小覷。如吳410油藏西部邊部構(gòu)造高度低于海拔－350 m的層段多為含油水層。

(4)超低滲透油藏儲(chǔ)層一般發(fā)育微裂縫，在注水開發(fā)過程中微裂縫易開啟造成注水突進(jìn)，形成單井點(diǎn)水淹。層間垂直裂縫會(huì)導(dǎo)致注入水縱向竄流，大大降低注水利用率。

［1］武富禮，李文厚，等.鄂爾多斯盆地上三疊統(tǒng)延長(zhǎng)組三角洲沉積及演化.古地理學(xué)報(bào).2004，6(3).

［2］姬塬地區(qū)整體開發(fā)概念方案.長(zhǎng)慶油田分公司勘探開發(fā)研究院.內(nèi)部資料.2006.

［3］王道富.長(zhǎng)慶油氣田勘探開發(fā)技術(shù)展望.北京:石油工業(yè)出版社.2004.

［4］延吉生，孟英峰.我國(guó)低滲透油氣資源開發(fā)中的問題和技術(shù)需求.西南石油學(xué)院學(xué)報(bào).2004，26(5):45 －50.

［5］楊俊杰.鄂爾多斯盆地構(gòu)造演化與油氣分布規(guī)律.北京:石油工業(yè)出版社.2002.

［6］謝桂學(xué)，寇永強(qiáng)，黃瓊冰.低滲透油田開發(fā)中的特點(diǎn)、主要矛盾及基本做法.低滲透油田.1997(2).