楊志冬 張欣 胡清雄 石駿銘 張夢露 孫德強 李超 朱丹萍 王維一

摘? ?要：火山巖油氣藏的勘探開發(fā)一直是國內(nèi)外的一個難點，H井區(qū)石炭系油藏為裂縫—孔隙型雙重介質(zhì)的低孔特低滲儲層，其中火山角礫巖、凝灰質(zhì)砂巖為主要含油巖性，其次為凝灰?guī)r。含油級別相對較高的是凝灰質(zhì)砂巖和火山角礫巖。裂縫類型主要有斜交縫、充填縫、網(wǎng)狀縫、微細縫和誘導(dǎo)縫。從不同巖性裂縫發(fā)育情況來看，各種巖性均有裂縫發(fā)育，其中凝灰質(zhì)砂巖和安山玄武巖最為發(fā)育，其次為凝灰?guī)r和火山角礫巖。裂縫對各類孔隙起到重要的連通作用，且是影響溶蝕孔發(fā)育的重要因素。在近些年的滾動勘探開發(fā)過程中，形成了石炭系油藏水平井有效技術(shù)，該研究區(qū)將為國內(nèi)外低孔特低滲火山巖油藏的有效開發(fā)提供寶貴的實踐經(jīng)驗。

關(guān)鍵詞：低孔特低滲? 石炭系? 火山巖油藏? 儲層特征? 水平井開發(fā)

中圖分類號：P618.13? ? ? ? ? ? ? ? ? ? ? ? ? ? ? ?文獻標(biāo)識碼：A? ? ? ? ? ? ? ? ? ? ? ? 文章編號：1674-098X（2020）03（a）-0017-02

1? 研究區(qū)概況

H井區(qū)石炭系油藏發(fā)現(xiàn)井為紅116井，1984年3月在石炭系獲日產(chǎn)13.63t的工業(yè)油流。1986年4月，在CH20井?dāng)鄩K及CH211井?dāng)鄩K東北部上報石炭系探明含油面積共計17.6km2，石油地質(zhì)儲量1193.0×104t，溶解氣儲量6.5×108m3。

鑒于該區(qū)儲量資源較大，為最大程度動用該巨厚火山巖油藏，落實立體水平井效果，在深化地質(zhì)認識的基礎(chǔ)上，采用350m井距立體水平井井網(wǎng)進行部署，共部署總井?dāng)?shù)92口，鉆井總進尺24.58×104m，新建產(chǎn)能40.35×104t;其中直井1口，單井設(shè)計產(chǎn)能4.2t/d，新建產(chǎn)能0.13×104t;水平井91口，單井設(shè)計產(chǎn)能10.9～18.0t/d，新建產(chǎn)能40.22×104t。

2? H井區(qū)油藏儲層特征

2.1 地層及構(gòu)造特征

根據(jù)H井區(qū)新完鉆井情況，該區(qū)目的層石炭系與上覆侏羅系地層呈不整合接觸關(guān)系，頂部構(gòu)造具有西北高、東南低的特征，整體上為一東南傾的單斜，與原方案認識一致。

2.2 儲層特征

2.2.1 儲集空間類型

火山巖儲層巖相、巖性變化較快[1-5]，該區(qū)石炭系油藏儲集類型為裂縫—孔隙型雙重介質(zhì)。基質(zhì)孔隙類型以粒內(nèi)溶孔為主，火山角礫巖油層孔隙度8.10%～23.25%，平均12.63%，滲透率0.01～328.33mD，平均0.37mD;凝灰?guī)r油層孔隙度9.01%～13.71%，平均10.38%，滲透率0.01～536.77mD，平均7.43mD;凝灰質(zhì)砂巖油層孔隙度7.60%～20.70%，平均10.45%，滲透率0.01～315.08mD，平均0.23mD，均屬低孔特低滲儲層（見圖1）。

2.2.2 巖相特征

通過對新完鉆井單井相分析，巖相展布特征與原方案認識基本一致，巖相平面上以火山沉積相為主，局部發(fā)育爆發(fā)相和溢流相，近火山口相主要分布在北部的CH210井附近、H井區(qū)開發(fā)區(qū)內(nèi)與南部的CH244、CH245及CH22a井附近。該區(qū)石炭系是由多次噴發(fā)和正常沉積作用下形成的具有層層疊加的以火山巖為主的地質(zhì)體。巖相在垂向上具有一定的繼承性，自下而上，為近火山口相的火山角礫巖→爆發(fā)相的凝灰?guī)r→火山沉積相的凝灰質(zhì)砂巖以及局部區(qū)域發(fā)育的溢流相的安山玄武巖。

2.2.3 裂縫特征

根據(jù)新完鉆井情況，裂縫發(fā)育與原認識一致。平面分布上，全區(qū)裂縫厚度12.6～108.5m，平均69.7m。其中CH210-DC013-DC202一帶、車峰7井段塊裂縫厚度較大，呈條帶狀分布，CH229-CH228井區(qū)域成連片狀分布。

2.2.4 油層特征

油藏特征從剖面上看，油層分散，分布跨度大，在發(fā)育有利儲層的部位均有油層分布，主力油層位于石炭系頂面以下50～350m范圍內(nèi)，油層高度達300m，為充分動用該巨厚油藏，采用立體水平井開發(fā)。

3? H井區(qū)水平井合理井距

H井區(qū)石炭系油藏具有縱向跨度大，整體含油局部富集的特點，鑒于立體水平試驗井取得較好的初期開發(fā)效果，根據(jù)各斷塊不同地質(zhì)特征及主力層系，本次立足立體水平井部署，最大程度動用油藏。

3.1 井網(wǎng)井距適應(yīng)性評價

（1）微地震監(jiān)測法分析裂縫半長。

針對人工縫網(wǎng)發(fā)育情況，目前H井區(qū)石炭系油藏共有3口水平井開展壓裂縫微地震監(jiān)測（CHHW2102、CHHW2117、CHHW2118），監(jiān)測裂縫半長50～273m，平均113.5m，以90～110m居多;半縫高11.0～49.0m，平均25.5m。

（2）基質(zhì)有效滲流半徑確定。

考慮到該區(qū)石炭系油藏基質(zhì)也存在一定的滲流能力，在微地震監(jiān)測未監(jiān)測到裂縫區(qū)域外仍存在基質(zhì)有效滲流半徑，目前采用試井及啟動壓力梯度法進行基質(zhì)有效滲流半徑計算。綜合以上兩種方法，確定基質(zhì)有效滲流半徑為58.3～80.4m。

綜上所述，H井區(qū)石炭系油藏壓裂縫半縫長平均為113.5m，基質(zhì)滲流半徑為58.3～80.4m，計算合理水平井井距為343.6～387.8m。

同時采用多種方法，確定H井區(qū)石炭系油藏同層系水平井合理井距為350m左右，縱向井距待干擾試井結(jié)果，進一步論證，目前按原方案暫定100m。

4? 結(jié)語

（1）H井區(qū)石炭系油藏為裂縫—孔隙型雙重介質(zhì)的低孔特低滲儲層，其中火山角礫巖、凝灰質(zhì)砂巖為主要含油巖性，其次為凝灰?guī)r。

（2）H井區(qū)發(fā)現(xiàn)井為紅116井，該區(qū)塊發(fā)現(xiàn)后一直沒有效開發(fā)，2013—2016年對該區(qū)進行滾動評價，2017年12月，在H井區(qū)申報新增探明儲量5464.89萬t。

（3）在近些年的滾動勘探開發(fā)過程中，形成了石炭系油藏水平井合理井距論證技術(shù)，該研究區(qū)將為國內(nèi)外低孔特低滲火山巖油藏的有效開發(fā)提供寶貴的實踐經(jīng)驗。

參考文獻

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