萬洪程 鄭永旺 張航國

(1.2中石化華東分公司石油勘探開發(fā)研究院，江蘇 南京 210011)（3中石化華東分公司開發(fā)處，江蘇 南京 210011)

Z油田阜寧組油藏的勘探始于20世紀(jì)70年代，屬于典型的低滲小斷塊油藏，至21世紀(jì)初開始投入規(guī)模開發(fā)，但同一構(gòu)造背景下儲層的差異性發(fā)育限制著開發(fā)工作的進(jìn)行，前期多口相鄰開發(fā)井出現(xiàn)主力油層砂體厚度、物性特征差異較大，表明沉積相展布控制著儲集層的非均質(zhì)性[1]，從而影響著油藏的有效合理開發(fā)。此次研究通過綜合該區(qū)主力油層組地震反演、地質(zhì)及試油試采資料，深入剖析油藏灘壩砂平面展布特征，提出采用水平井進(jìn)行合理井網(wǎng)布署，取得了良好的效果。

1.區(qū)域地質(zhì)概況

Z油田位于蘇北海安凹陷西部曲塘次凹的北部陡坡帶，為油氣富集的有利區(qū)帶。北部陡坡帶位于大斷裂的下降盤，是一個由邊界斷層控制，多級斷層復(fù)雜化的大型鼻狀構(gòu)造，地層傾角30-50度，南部緩坡帶地層傾角15度左右，埋深2500-3500米，油氣儲量主要富集于下第三系阜寧組三段，主要發(fā)育III砂組，為灘壩砂沉積，儲層橫向變化大，展布規(guī)律不清。

2.儲層分布規(guī)律

2.1 沉積環(huán)境

通過對區(qū)內(nèi)多口井巖心的觀察研究，對比其巖性特征、生物特征、沉積構(gòu)造以及水動力條件，認(rèn)為儲層發(fā)育環(huán)境與東營凹陷砂四段灘壩砂沉積類似[2]。其砂巖儲層以細(xì)砂巖和粉砂巖為主，通過對樣品的粒度分析（表2-1），可以看出阜三段砂巖具有分選好，磨圓好的特點，反映出遠(yuǎn)源沉積的特征。

表2 -1阜三段砂巖的主要粒度參數(shù)

Z油田阜三段砂巖總體上顆粒粒度細(xì)，雜基含量較高，剖面結(jié)構(gòu)向上變細(xì)的正韻律不發(fā)育，表明與流水成因關(guān)系不大。巖芯上見大量的生物擾動構(gòu)造、水平層理、透鏡狀層理、沙紋層理、脈狀層理及平行層理，未見沖刷面及大型交錯層理，說明沉積時整體處于較弱的水動力條件。阜三段砂巖中藻屑易見，表明河流的注入不強(qiáng)。在粒度分析圖上阜三段砂巖沉積物在搬運(yùn)過程中均以跳躍搬運(yùn)為主，其次為懸浮搬運(yùn)，滾動搬運(yùn)組分極少，說明其水動力條件相對較弱。圖2-1趨勢線分段明顯，說明其結(jié)構(gòu)成熟度較高，距離物源遠(yuǎn)。

圖2 -1.阜三段砂巖粒度概率圖

在巖相分析的基礎(chǔ)上，結(jié)合測井相、粒度分析和區(qū)域地質(zhì)資料綜合分析，表明研究區(qū)阜三段為典型的淺湖亞相沉積，根據(jù)不同砂體所受的不同的水動力條件，可以劃分為壩砂、灘砂和淺湖泥三個沉積微相。壩砂是砂質(zhì)灘壩沉積的主體部分，砂質(zhì)層較少但沉積厚度大，一般在2-5m左右，沉積物的結(jié)構(gòu)成熟度和成分成熟度最高，表現(xiàn)為自然伽馬值低，曲線形態(tài)呈漏斗形或箱形，電阻率一般為高值；灘砂呈席狀發(fā)育于壩砂體兩側(cè)水位相對較深的位置，以頻繁的砂泥互層為主要特征，粒度較壩砂細(xì)，表現(xiàn)為中低伽馬值，曲線形態(tài)呈尖峰齒形或指形，電阻率為中值；淺湖泥是指分布在壩砂體與灘砂體之間水體較深部位（往往在浪基面以下）的泥質(zhì)沉積物，自然伽馬呈高值，電阻率表現(xiàn)為低值[3]（圖2-2）。

圖2 -2 Q1井單井沉積微相綜合柱狀圖

2.2 灘壩砂剖面特征

曲3-1至曲2井剖面圍繞曲塘凹陷中心延伸，從剖面（圖2-3）中可以看出，該地區(qū)中的Ⅲ砂組依然具有頻繁沙泥互層的特征，厚度2-5m，砂體厚度向曲塘區(qū)塊方向有變薄的趨勢，相對張家垛地層，砂體的質(zhì)量相對較好，壩砂明顯增加，說明其水體的深度較之更深，曲塘區(qū)塊灘砂發(fā)育，僅在頂部發(fā)育一層壩砂，說明曲塘區(qū)塊水體更深。

圖2 -3阜三段III砂組沉積相連井對比圖

2.3 儲層平面展布預(yù)測

針對灘壩砂沉積這類隱蔽油藏，開展了地震反演研究，選取隨機(jī)反演作為本次預(yù)測的手段，其原理是以地質(zhì)框架模型、測井和地震資料為基礎(chǔ)，以層為單位，利用儲層參數(shù)的空間分布規(guī)律和空間相關(guān)性進(jìn)行隨機(jī)反演，最終生成既滿足測井資料和地質(zhì)統(tǒng)計特性，又滿足地震資料的儲層參數(shù)模型。

通過對不同反演參數(shù)的對比測試，選取子波類型為地震提取子波、子波相位0度、長度100ms、最大迭代次數(shù)10000、CDF分級50、全局相關(guān)系數(shù)最大0.95為最終參數(shù)。

利用未參與反演鉆井Q3、Q2-2HF井對疊后反演結(jié)果進(jìn)行檢驗，圖2-4為過Q3-Q2-2HF井反演剖面與GR曲線標(biāo)定圖。在目的層段內(nèi)，從井點處分析，目的層段的砂體在反演剖面上有很好的反映，縱向上分辨率較高，與井曲線表現(xiàn)出來的特征基本吻合，橫向上砂體延伸范圍及厚度的變化都能夠很好地識別。

圖2 -4過Q3、Q2-2HF井波阻抗反演剖面

在反演得到阻抗數(shù)據(jù)體基礎(chǔ)之上，把測井解釋砂巖的結(jié)果做為過濾砂體的門檻值進(jìn)行砂體過濾，在地質(zhì)層位控制之下來通過時間厚度與砂巖速度來計算砂巖厚度，再用已知井砂巖真厚度進(jìn)行砂體厚度校正來得到阜三段III砂組砂巖厚度分布圖（圖2-5）?？梢钥闯鯥II砂組厚度較薄，砂體厚度主要集中在5-15m之間，厚度較大區(qū)域集中在Z2-2B井以南，Z3B井以南，預(yù)測的砂體分布也映證灘壩砂的非連續(xù)性分布特征。

圖2 -5阜三段III砂組砂體厚度平面預(yù)測分布圖

3.開發(fā)方式分析

在對儲層較為發(fā)育的地區(qū)進(jìn)行井網(wǎng)布署，同時結(jié)合區(qū)內(nèi)10口井取心段物性統(tǒng)計分析及測井物性解釋，發(fā)現(xiàn)阜三段儲層孔隙度比較高，平均值為18.2%，無明顯峰值，孔隙度在14-20%的占比達(dá)到66%，低值所占比例較小，為中孔；滲透率平均值6.5×10-3μm2，滲透率小于5×10-3μm2的要占64%，低值起到了主導(dǎo)地位，為低滲儲層[4]，所以前期直井大部分測試及試采產(chǎn)量偏低，考慮到縱向上油層存在多而薄，隔層較厚且穩(wěn)定的特征，采用壓裂的方式進(jìn)行開發(fā)，同時在數(shù)值模擬的基礎(chǔ)上對直井、大斜度井、水平井井型進(jìn)行了采出程度對比分析，得出結(jié)果在注水開發(fā)時，水平井采出程度最高，達(dá)到近15%，將多段壓裂縫等效多口直井的泄油面積，實現(xiàn)一口井代替多口的目的。

針對水平井壓裂參數(shù)進(jìn)行了一系列優(yōu)化，裂縫越長產(chǎn)量越高，但增幅逐漸減小，而從施工難度和投資考慮，特定的地層存在一個最佳施工參數(shù)，對不同情況下的水平段長度、壓裂裂縫長度、合理井距及夾角大小進(jìn)行了論證分析，得出水平段長度550-650m、裂縫長度120m、井距300-350m、水平井與裂縫夾角90度為井網(wǎng)最優(yōu)化參數(shù)，由于人工裂縫基本垂直于最方主應(yīng)力方向，水平井方位以平行最大主應(yīng)力方向為宜。（圖3-1）。

圖3 -1壓裂條件下不同井型以及水平井與裂縫不同夾角的采出效果對比

4.結(jié)語

4.1 通過巖心資料、粒度分析和沉積相分析技術(shù)對Z油田灘壩砂的沉積背景、測井曲線特征以及縱向上沉積相發(fā)育特征進(jìn)行描述，明確了儲層縱向多而薄的特點，同時結(jié)合地震反演對研究區(qū)內(nèi)主要目的層進(jìn)行了平面儲層展布預(yù)測，為研究區(qū)高效開發(fā)工作指明了方向。

4.2 針對研究區(qū)儲層低滲特點，提出運(yùn)用水平井壓裂技術(shù)進(jìn)行開發(fā)，并給出各種水平井參數(shù)的合理建議，在實際運(yùn)用過程中，Z油田Z3-2HF井壓裂后取得了152t/d的高產(chǎn)油流。

[1]劉雅利，劉鵬，伊偉.渤南洼陷沙四上亞段沉積相相及有利儲集層分布[J],新疆石油地質(zhì)，2014，25（1）：39-43.

[2]蔣解梅，王新征，李繼山等.東營凹陷沙四段灘壩砂微相劃分與砂體橫向預(yù)測—以王家崗油田王73井為例[J],石油地質(zhì)與工程，2007，21（4）：13-16.

[3]田繼軍，姜在興.惠民凹陷與東營凹陷沙四上亞段灘壩沉積特征對比與分析[J].吉林大學(xué)學(xué)報,2012,42(3):612-623.

[4]張立安，王鵬飛等.低滲儲層特征及主控因素研究---以A油田X油層組為例[J].石油天然氣學(xué)報,2013,35(11):15-20.