徐 寧，蘇幽雅，王碧濤，劉玉峰，王云楓

（中國(guó)石油長(zhǎng)慶油田分公司第三采油廠，寧夏銀川 750006）

1 宏觀地質(zhì)條件

1.1 構(gòu)造背景

低幅構(gòu)造油藏油氣運(yùn)移和聚集，是毛管壓力與油水密度差影響油水系統(tǒng)平衡的過(guò)程。經(jīng)過(guò)A地區(qū)長(zhǎng)2分小層構(gòu)造特征精細(xì)分析可以看出，該區(qū)長(zhǎng)2構(gòu)造繼承了伊陜斜坡西傾單斜的構(gòu)造背景，小層繼承性好，發(fā)育微幅排狀鼻隆、局部小穹窿等低幅構(gòu)造，構(gòu)造高差3 m～8 m，低幅構(gòu)造導(dǎo)致該區(qū)含油飽和度及含油豐度較低。

1.2 沉積環(huán)境

A地區(qū)長(zhǎng)2為三角洲平原亞相沉積控制，河道沉積砂體發(fā)育，湖盆水體進(jìn)一步變淺，湖盆收斂，主要發(fā)育分流河道、天然堤、分流間洼地沉積微相，具復(fù)合韻律特征的分流河道的心灘、邊灘及天然堤微相，發(fā)育程度高的砂泥薄互層，其儲(chǔ)集性能、孔隙結(jié)構(gòu)復(fù)雜，為低對(duì)比度油氣層發(fā)育有利相帶。

1.3 儲(chǔ)層特征

砂泥巖互層的油藏中，砂巖和泥巖是一個(gè)統(tǒng)一的地質(zhì)整體，埋藏過(guò)程中，經(jīng)歷了相同的成巖地球化學(xué)場(chǎng)。不同的沉積組合，砂泥比例關(guān)系和互層形式不同，靖安A地區(qū)長(zhǎng)2發(fā)育程度較高的砂泥互層，為低阻油氣層發(fā)育提供了有利條件。

儲(chǔ)層以細(xì)粒長(zhǎng)石砂巖為主，填隙物以綠泥石、鐵方解石、高嶺石為主，儲(chǔ)層粒度主要為細(xì)砂及細(xì)砂以下，泥質(zhì)較重，反映出該區(qū)位于物源中-遠(yuǎn)距離的范圍。五里灣長(zhǎng)2發(fā)育多套儲(chǔ)集層，主力小層長(zhǎng)221平均孔隙度為15.3%，平均滲透率為6.7 mD。儲(chǔ)層孔隙類(lèi)型以原生粒間孔為主，發(fā)育長(zhǎng)石溶孔、巖屑溶孔等次生孔隙，Ⅰ型、Ⅱ型毛細(xì)管壓力曲線類(lèi)型均發(fā)育，排驅(qū)壓力較高，孔隙結(jié)構(gòu)復(fù)雜。

1.4 成巖作用

該區(qū)成巖作用的類(lèi)型有膠結(jié)作用、壓實(shí)作用、交代作用和自生礦物的形成作用，成巖作用對(duì)孔隙的改造作用導(dǎo)致儲(chǔ)層性質(zhì)、孔隙結(jié)構(gòu)復(fù)雜化，膠結(jié)作用、壓實(shí)作用導(dǎo)致的微孔隙發(fā)育、束縛水增加，均是導(dǎo)致儲(chǔ)層低阻的重要因素。

2 低對(duì)比度油層本質(zhì)及判識(shí)

2.1 低對(duì)比度與低阻油層區(qū)分

低對(duì)比度油層包含低幅圈閉引起的油水電測(cè)井差別小、識(shí)別度低的油層以及復(fù)雜孔隙結(jié)構(gòu)導(dǎo)致油層與水層、干層間電測(cè)井、孔隙度測(cè)井差別小、不易分辨的油層[1-3]。通過(guò)查閱相關(guān)文獻(xiàn)資料，認(rèn)為視電阻增大率≤2為低阻油層（視電阻增大率是指細(xì)分層段后的油層與同層段典型水層電阻率之比），根據(jù)A地區(qū)長(zhǎng)2層68個(gè)油層、77個(gè)水層電阻率平均值比值，得出該區(qū)視電阻增大率為2.37，未到達(dá)低阻油層定義界限值，因此認(rèn)為A地區(qū)長(zhǎng)2為低對(duì)比度油層。但該區(qū)油層對(duì)比度低的主要原因?yàn)榈妥鑼?dǎo)致。

2.2 巖石物理學(xué)成因及油層判識(shí)

2.2.1 巖石物理學(xué)成因 導(dǎo)致油層低阻的巖石物理學(xué)成因繁多，結(jié)合A地區(qū)長(zhǎng)2已有分析資料及大量生產(chǎn)實(shí)踐，從導(dǎo)電物質(zhì)、導(dǎo)電物質(zhì)載體、載體存在空間及空間結(jié)構(gòu)三方面分析，可以得出導(dǎo)電離子是長(zhǎng)2低阻的核心因素，復(fù)雜孔隙結(jié)構(gòu)、儲(chǔ)層物性、含油性是長(zhǎng)2低阻主要影響因素，黏土礦物是長(zhǎng)2低阻次要影響因素。導(dǎo)電離子定量反應(yīng)為地層水礦化度，是存在流體中的導(dǎo)電物質(zhì)；高水飽可容納更多導(dǎo)電離子，同時(shí)流體中原油自身電阻率較高；儲(chǔ)層物性為導(dǎo)電物質(zhì)載體提供儲(chǔ)集空間和流動(dòng)空間。

針對(duì)導(dǎo)致油層低阻的儲(chǔ)層含油性、地層水礦化度（導(dǎo)電離子）、儲(chǔ)層物性等主要影響因素，歸納總結(jié)出對(duì)應(yīng)的判識(shí)方法（見(jiàn)表1），其中視電阻增大率判識(shí)法在2.1小節(jié)中已作分析，下面主要介紹地層水水型及綜合含油指數(shù)判識(shí)方法。

2.2.2 低對(duì)比度油層判識(shí)

2.2.2.1 地層水水型 通過(guò)A地區(qū)縱向不同地層水分析離子含量對(duì)比及長(zhǎng)2層內(nèi)離子總量變化引起的電阻率差異可以看出，長(zhǎng)2地層水礦化度較高（僅次于長(zhǎng)6），電阻率偏低。通過(guò)長(zhǎng)2層樣品礦化度-電阻率交會(huì)圖分析認(rèn)為，礦化度與電阻率呈一定反比關(guān)系（見(jiàn)圖1、表2）。

2.2.2.2 綜合含油指數(shù)判識(shí) 儲(chǔ)層物性、含油性與電阻率關(guān)系，在相同礦化度及儲(chǔ)層含油性條件下，儲(chǔ)層物性愈好，其導(dǎo)電網(wǎng)絡(luò)連通程度愈高，電阻率愈低；在相同礦化度及儲(chǔ)層物性條件下，儲(chǔ)層含油性愈低，其導(dǎo)電網(wǎng)絡(luò)導(dǎo)電能力愈好，電阻率愈低，一般在較好儲(chǔ)層物性條件下該相關(guān)性較為明顯（見(jiàn)圖2）。

表1 A地區(qū)長(zhǎng)2低識(shí)別度油層判識(shí)方法表

圖1 長(zhǎng)2層礦化度-電阻率交會(huì)圖

表2 A地區(qū)縱向地層水分析離子含量對(duì)比表

圖2 A地區(qū)長(zhǎng)2層不同滲透率區(qū)間含油飽和度-電阻率關(guān)系圖

綜合含油指數(shù)是指目標(biāo)層電阻率與計(jì)算孔隙度的乘積與鄰近標(biāo)準(zhǔn)水層電阻率與計(jì)算孔隙度的乘積的比值，經(jīng)過(guò)應(yīng)用含油指數(shù)法前后對(duì)比（見(jiàn)圖3、圖4），采用綜合含油指數(shù)可進(jìn)一步弱化儲(chǔ)層物性對(duì)低阻影響，能有效區(qū)分油水層界限。依據(jù)含油指數(shù)判識(shí)圖版，長(zhǎng)2油層主要位于（含油指數(shù)＞2.0，Rt＞9.5 Ω·m）范圍內(nèi)，在已開(kāi)發(fā)區(qū)塊內(nèi)經(jīng)過(guò)大量井層實(shí)例驗(yàn)證，多數(shù)均符合該綜合含油指數(shù)下限值。

3 成藏主控因素研究

3.1 成藏富集規(guī)律研究

通過(guò)對(duì)A地區(qū)長(zhǎng)2綜合地質(zhì)研究認(rèn)為，縱向連通性砂體及古河不整合面是油氣運(yùn)移有利疏導(dǎo)條件；河道砂體、泥巖蓋層與地層排狀鼻隆構(gòu)造配置成了長(zhǎng)2層多成因有效圈閉控制長(zhǎng)2油氣富集成藏；區(qū)域性泥巖蓋層是阻止油氣繼續(xù)運(yùn)移的有效遮擋；平面圖上電阻率、含油飽和度高值區(qū)為油氣富集部位；整體上長(zhǎng)2油藏具有“上部富集，區(qū)域多點(diǎn)，局部集中”的分布特征。

3.2 成藏主控因素分析

3.2.1 電阻率、含油飽和度因素 通過(guò)四性交會(huì)關(guān)系分析（見(jiàn)圖5），認(rèn)為電阻率、含油飽和度與儲(chǔ)層含油性相關(guān)，而孔隙度、滲透率、聲波時(shí)差與儲(chǔ)層含油性相關(guān)關(guān)系不明顯。

結(jié)合投產(chǎn)情況確定電阻率≥9.5 Ω·m、含油飽和度≥38%為出油下限值。

3.2.2 夾層厚度 經(jīng)過(guò)對(duì)投產(chǎn)層與下部砂體夾層厚度統(tǒng)計(jì)分析，初期產(chǎn)量0 t～2 t井平均夾層厚度1.6 m，大于0.6 m井?dāng)?shù)占41.7%，而初期產(chǎn)量在2 t～4 t及大于4 t井平均夾層厚度分別為2.8 m和2.5 m，大于0.6 m井?dāng)?shù)分別占64.0%和100%，含油層與下部砂體夾層厚度，與產(chǎn)能呈一定正比關(guān)系。

3.2.3 油水接觸模式 A地區(qū)長(zhǎng)2河道橫向遷移快，儲(chǔ)層存在3種油水接觸模式 ，分別為強(qiáng)遮擋型、弱遮擋型、底水接觸型，通過(guò)大量已開(kāi)發(fā)井情況分析，強(qiáng)遮擋型儲(chǔ)層產(chǎn)能明顯高于弱遮擋型及底水接觸型儲(chǔ)層，底水接觸型儲(chǔ)層投產(chǎn)大多不出油或高含水。

圖3 長(zhǎng)2層電阻率與聲波時(shí)差交會(huì)圖

圖4 長(zhǎng)2層電阻率與綜合含油指數(shù)交會(huì)圖

圖5 長(zhǎng)2層電阻率與含油飽和度交會(huì)圖

3.2.4 儲(chǔ)層改造方式 通過(guò)對(duì)投產(chǎn)井儲(chǔ)層改造方式及產(chǎn)能情況統(tǒng)計(jì)分析，初期采用壓裂措施改造井含水大多高于射孔求初產(chǎn)井含水。

4 研究成果應(yīng)用

4.1 建產(chǎn)有利區(qū)優(yōu)選

4.1.1 優(yōu)選原則 有利富集區(qū)帶，滿足沉積、構(gòu)造、儲(chǔ)層等成藏要素、產(chǎn)能控制因素分析，優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層（產(chǎn)層）甄別、落實(shí)程度篩選，分層次部署。

4.1.2 優(yōu)選結(jié)果 在滿足上述條件下，共優(yōu)選出7個(gè)區(qū)塊作為下步建產(chǎn)目標(biāo)，其中落實(shí)區(qū)1個(gè)，拓展區(qū)6個(gè)。

4.2 實(shí)例分析

4.2.1 柳a東部區(qū)（落實(shí)區(qū)） 該區(qū)位于已開(kāi)發(fā)區(qū)塊邊部，為復(fù)合性圈閉油藏類(lèi)型，井均鉆遇油層2.9 m，油水層7.2 m，邊部8口油井初期產(chǎn)量2.3 t，平均夾層厚度1.2 m，井均電阻率 16.3 Ω·m，含油飽和度 56.02%，視電阻增大率2.05，綜合含油指數(shù)2.3。通過(guò)下限分析，該區(qū)油層發(fā)育，含油指數(shù)高，滿足電阻率及含油飽和度出油下限，夾層發(fā)育，邊井初期產(chǎn)量及落實(shí)程度較高，可作為下步建產(chǎn)落實(shí)區(qū)。

4.2.2 Zs區(qū)（拓展區(qū)） 該區(qū)共鉆遇5口井，落實(shí)程度較低，井均鉆遇油水層3.6 m，初期投產(chǎn)2口井井均產(chǎn)量 2.8 t，其中高48井初期產(chǎn)量不到1 t，高含水，夾層厚度 0.3 m（弱遮擋型），電阻率26.4 Ω·m，含油飽和度46.8%，視電阻增大率1.8，綜合含油指數(shù)2.1。該區(qū)落實(shí)程度較低，含油指數(shù)偏低，滿足出油下限但夾層不發(fā)育，初期產(chǎn)量低，有一定建產(chǎn)潛力，可作為下步建產(chǎn)拓展區(qū)。

5 結(jié)論與認(rèn)識(shí)

（1）在精細(xì)小層研究的基礎(chǔ)上，認(rèn)為低幅度構(gòu)造、低能沉積相帶、砂泥薄互層和復(fù)雜的孔隙結(jié)構(gòu)是形成該區(qū)低識(shí)別度油藏的地質(zhì)背景?？偨Y(jié)出該區(qū)油藏富集規(guī)律，認(rèn)為A地區(qū)長(zhǎng)2油藏受縱向砂體及古河不整合面運(yùn)移疏導(dǎo)、多成因圈閉、區(qū)域性蓋層遮擋等因素共同作用。

（2）重點(diǎn)應(yīng)用視電阻增大率、地層水水型分析、綜合含油指數(shù)等方法分析，對(duì)五里灣長(zhǎng)2油層低阻的成因及判識(shí)方法進(jìn)行研究，形成了對(duì)長(zhǎng)2低對(duì)比度油層的新認(rèn)識(shí)及判別標(biāo)準(zhǔn)。

（3）開(kāi)展了該區(qū)長(zhǎng)2油藏主控因素研究，認(rèn)為長(zhǎng)2油藏在油砂層發(fā)育情況、構(gòu)造位置等有利成藏條件下，其產(chǎn)能主要受控于電阻率、含油飽和度與底水接觸關(guān)系。

（4）應(yīng)用小層研究、成藏富集規(guī)律、低對(duì)比度油層判識(shí)及產(chǎn)能控制因素分析等成果，同時(shí)結(jié)合試油試采等資料，分層次進(jìn)行下步產(chǎn)建部署，并提出產(chǎn)建落實(shí)區(qū)1個(gè)，目標(biāo)區(qū)6個(gè)。