周建堂，王 軍，康麗俠，戚秋生，趙曉紅，陳貞萬

(1.中國石油長慶油田分公司第四采油廠地質(zhì)研究所，寧夏 銀川 750005； 2.北京凱博瑞石油科技有限公司，北京 100083)

1 研究區(qū)概況

J油田位于鄂爾多斯盆地中東部，發(fā)育有一構(gòu)造-巖性的長2油藏，平均油層厚度11.7 m，平均孔隙度為14.0%，滲透率為9.1 mD，于1997年開始建產(chǎn)。該區(qū)長2沉積期由于湖盆持續(xù)收縮，進(jìn)一步平原、沼澤化，河流亞相或平原分流河道發(fā)育是這一時期的重要特征[1-3]，區(qū)域內(nèi)構(gòu)造總體為西傾單斜構(gòu)造，呈東南高、西北低的特征。研究區(qū)為典型網(wǎng)狀河沉積特征，沉積物源方向主要為北東-南西向，主要發(fā)育微相類型為河道、天然堤與河漫灘，如圖1所示。

研究區(qū)面積共24.4 km2，區(qū)內(nèi)完鉆各類油水井329口，其中采油井241口，區(qū)塊最大日產(chǎn)油量達(dá)485 t以上，是J油田的主力產(chǎn)油區(qū)。前期的老油田開發(fā)經(jīng)驗表明，單砂體特征對油田開發(fā)具有重要影響，單砂體的研究對油田開發(fā)至關(guān)重要。前期，該區(qū)單砂體的發(fā)現(xiàn)主要基于油水井試井解釋分析，根據(jù)該區(qū)大量油水井的試井解釋成果，生產(chǎn)井早期井儲段過后，中期地層普遍呈現(xiàn)典型的徑向復(fù)合特征，后期呈現(xiàn)有邊界反映。同時，該區(qū)生產(chǎn)動態(tài)分析也表明，生產(chǎn)井在相鄰注水井基本相當(dāng)?shù)淖⑺芰垦a(bǔ)充情況下，生產(chǎn)井周圍地層壓力差異性較大，綜合認(rèn)為該區(qū)油井周圍附近有物性差或存在砂體邊界，單砂體普遍發(fā)育。因此，有必要進(jìn)一步對該區(qū)單砂體的精細(xì)刻畫和研究，為油田開發(fā)調(diào)整提供依據(jù)。

2 單砂體類別及特征

單砂體分析主要以沉積理論為指導(dǎo)，建立單一砂體對比追蹤模式，使地質(zhì)研究單元精細(xì)到單砂體。并以沉積學(xué)理論為指導(dǎo)，對復(fù)合砂體進(jìn)行內(nèi)部結(jié)構(gòu)解剖，識別出單一河道砂體，揭示砂體間連接關(guān)系。前期對J油田長2油藏地質(zhì)特征分析可以看出，研究區(qū)主力油層長22-長21細(xì)分縱向非均質(zhì)強(qiáng)，沉積微相差異較大，可細(xì)分為多個沉積期。結(jié)合密井網(wǎng)條件下的巖心、剖面、巖電特征等資料，細(xì)分小層剖面顯示縱向上為多期河道相互疊置，如圖2所示。沿物源方向河道砂體連續(xù)性較好，且延伸距離遠(yuǎn)，垂直物源方向儲層連續(xù)性變差。平面上，河道自北東向西南方向多條河道相互交匯，呈網(wǎng)狀及帶狀分布，長23-長21時期水動力逐漸變?nèi)?，河道變窄，河漫灘發(fā)育廣泛，如圖3所示。

總結(jié)該區(qū)前期的沉積微相研究成果，區(qū)內(nèi)主要發(fā)育有河道、天然堤、河漫灘3種類型的砂體，不同砂體特征明顯。

(1)河道：測井相主要以鐘形、箱形、疊置的鐘形、齒化的箱形為主。巖性以中、細(xì)粒砂巖為主，物性好。交錯層理、平行層理發(fā)育，為正韻律或復(fù)合韻律；

(2)天然堤：測井相主要為鋸齒形曲線，呈指狀。以粉細(xì)砂巖、灰黑色泥巖薄互層為主，沉積構(gòu)造為沙紋層理、波紋層理，呈正韻律或復(fù)合韻律；

(3)河漫灘：測井相主要為平直微齒型曲線，微齒狀，呈基線，無負(fù)幅度偏移。巖性為泥質(zhì)沉積夾薄層粉砂，偶見水平層理 、沙紋層理等層理構(gòu)造。

2.1 單砂體垂向接觸模式

在沉積模式的指導(dǎo)下，依據(jù)巖心、測井資料識別河道砂體構(gòu)型界面，發(fā)現(xiàn)該區(qū)的單砂體垂向疊置關(guān)系主要有疊切、分離、疊置3類模式，如圖4所示。

疊切模式：主要表征為底沖刷界面。由于晚期河道流速過大對前期沉積河道沉積物沖刷所形成的沉積界面，測井形態(tài)上聲波時差SP、自然伽馬GR有明顯臺階，曲線響應(yīng)特征明顯，如圖4(a)所示。

分離模式：主要表征為河道砂體內(nèi)部具有泥質(zhì)夾層。測井形態(tài)中GR、SP曲線明顯偏向泥巖基線，高聲波時差A(yù)C，低自然伽馬RT，如圖4(b)所示。

疊置模式：具有明顯的物性夾層。測井形態(tài)表現(xiàn)為自然伽馬GR、自然電位SP曲線微異常偏向泥巖基線，高聲波時差A(yù)C較低，如圖4(c)所示。

2.2 單砂體側(cè)向接觸關(guān)系

依據(jù)單砂體剖面特征研究得出：該區(qū)同期單砂體間的側(cè)向砂體接觸模式主要有孤立式、對接式、側(cè)切式共3種，如圖5所示。

本次研究中單砂體側(cè)向接觸模式識別主要依據(jù)不同沉積微相、測井相及高程差異以及井組注采響應(yīng)進(jìn)行區(qū)分。

①根據(jù)砂體所處的不同微相來確定河道的邊界；

②測井曲線形態(tài)不同判斷砂體規(guī)模，不同測井曲線形態(tài)能夠反映出不同沉積模型及水動力變化。

③依據(jù)砂體高程差“厚-薄-厚”來判斷河道規(guī)模。

④對測井曲線相似的井要綜合依據(jù)研究區(qū)內(nèi)河道規(guī)模大小來判斷河道邊界。

⑤依據(jù)井組注采響應(yīng)情況來判斷側(cè)向接觸關(guān)系，在同一河道內(nèi)，砂體連通性好，注采響應(yīng)最快，其次為側(cè)切式接觸，對接式接觸模式注采響應(yīng)最慢，側(cè)向孤立式的砂體注采不見效。

通過研究表征得出：J油田長2油藏在不同期次河道垂向上以相互疊置及疊切為主，同期單河道接觸以對接式與側(cè)切式為主，該區(qū)不同期次單河道垂向及側(cè)向接觸模式圖如圖6所示。結(jié)合精細(xì)刻畫單砂體邊界及砂體發(fā)育規(guī)模，綜合統(tǒng)計表明該區(qū)長2油藏單河道寬度約為180～790 m，寬厚比為60～100。

2.3 單砂體平面展布特征

2.4 單砂體接觸關(guān)系刻畫

3 單砂體接觸模式對油田開發(fā)的影響

J油田長2油藏于1997年開始開發(fā)，共歷經(jīng)3個開發(fā)階段：建產(chǎn)階段(1997-2002年)、穩(wěn)產(chǎn)階段(2003-2012年)、遞減階段(2012-目前)。截至目前，該區(qū)累計產(chǎn)油206.2×104t，采出程度達(dá)18.7%，初期平均單井產(chǎn)能3.6 t/d，具有較長的穩(wěn)產(chǎn)期，目前單井產(chǎn)能均小于5 t，主要分布在小于1 t/d范圍，平均單井產(chǎn)能為0.9 t/d。該區(qū)生產(chǎn)井受單砂體發(fā)育的影響，生產(chǎn)動態(tài)主要表現(xiàn)出：平面單井產(chǎn)能差異大、含水及水淹狀況分布不一致、各單砂層生產(chǎn)井產(chǎn)量遞減類型存在較大差別、地層壓力保持水平較低(約75%)、平面壓力分布不均等特征。因此詳細(xì)剖析單砂體接觸關(guān)系對開發(fā)的影響，有助于合理選擇調(diào)整開發(fā)方式，維持油田的長期穩(wěn)產(chǎn)，從而有效提高原油采收率。

單砂體發(fā)育的油藏，開發(fā)中普遍面臨著注水壓力上升較快、能量分布不均、產(chǎn)量遞減大等問題，開展單砂體研究是油田開發(fā)與調(diào)整的基礎(chǔ)，根據(jù)研究區(qū)單砂體的分布特征研究，發(fā)現(xiàn)單砂體側(cè)向接觸關(guān)系不僅影響著油藏注水開發(fā)效果，單砂體垂向接觸關(guān)系也影響單井產(chǎn)能的高低。

3.1 單砂體接觸模式對注水開發(fā)的影響

在油層內(nèi)單砂體接觸模式的研究中，示蹤劑技術(shù)是一種能準(zhǔn)確反映油水井特征及關(guān)系的一項手段。井間示蹤劑監(jiān)測技術(shù)是從注入井中注入一種水溶性示蹤劑，周圍監(jiān)測井中取水樣，分析所取水樣中示蹤劑的濃度，根據(jù)示蹤劑產(chǎn)出量并利用解釋軟件對示蹤劑產(chǎn)出曲線進(jìn)行分析，并采用數(shù)值分析方法獲取油層特性參數(shù)，該方法可有效判識水淹方向、驗證井間竄通以及識別水流優(yōu)勢通道。

該區(qū)T22-21井組于2015年開展示蹤劑監(jiān)測，T22-21井組示蹤劑監(jiān)測顯示結(jié)果如圖10所示，從監(jiān)測時間可以看出：T22-22、T23-21井與注水井井距基本相同，由于注水井與T23-21井處同一單河道內(nèi)，見效時間僅為14 d，而T22-22井處不同單河道油井見效時間達(dá)30 d，如表1所示。

表1 T22-21井組示蹤劑監(jiān)測結(jié)果Table 1 Tracer monitoring results of well group T22-21

結(jié)合開發(fā)區(qū)內(nèi)井組示蹤劑監(jiān)測結(jié)果表明：平面接觸模式影響注水見效時間；同一單砂體內(nèi)注水見效時間快，側(cè)切河道油井見效時間相對較慢。

3.2 單砂體垂向疊置關(guān)系對產(chǎn)量的影響

長2油藏單砂體垂向接觸關(guān)系主要分為疊切、分離、疊置，在同一構(gòu)造高程下，3種接觸關(guān)系影響單井產(chǎn)量。總結(jié)分析該區(qū)單砂體特征與產(chǎn)量之間關(guān)系，單砂體間垂向接觸關(guān)系為疊切式，產(chǎn)能遞減較慢，其次為疊置式，單砂體間分離式單井產(chǎn)能遞減最大，如圖11所示，如T31-14井單砂體間存在物性夾層屬于疊置式；T31-15、T31-16井單砂體間縱向上連通較好，屬于疊置式；而T31-18井開發(fā)層為一獨立單砂體，屬于分離式；從井間連井剖面可以看出，井間構(gòu)造基本一致，3種不同模式的井在生產(chǎn)動態(tài)特征上表現(xiàn)出較大的差異，即油層單砂體間疊切式單井遞減最小(<1.0%)，其次為疊置式，分離式產(chǎn)能遞減最大，如圖12所示。此外，同期不同單河道存在滲流屏障導(dǎo)致油井生產(chǎn)差異大，單河道內(nèi)構(gòu)造高部位油井產(chǎn)量高，含水上升慢，剩余油也較富集。

綜合前面單砂體特征分析可以看出：該區(qū)長2油藏單砂體的垂向接觸模式類型影響著單井產(chǎn)能大小，側(cè)向接觸模式影響注水見效時間的快慢和剩余油分布。

4 結(jié)論

(1)研究區(qū)長2油藏屬于網(wǎng)狀河沉積特征，主要沉積微相類型為河道、天然堤及河漫灘沉積，砂體自北東向西南方向展布。通過對長2油藏單砂體精細(xì)解剖發(fā)現(xiàn)，該區(qū)單砂體垂向接觸為疊切、疊置及分離式接觸模式；砂體間側(cè)向接觸分為側(cè)切式、對接式及孤立式。主力砂層長22-長21可細(xì)分為16期單砂體沉積，綜合統(tǒng)計表明，該區(qū)長2油藏單河道寬度約為180～790 m，寬厚比為60～100。

(2)結(jié)合油井生產(chǎn)動態(tài)特征，單砂體側(cè)向接觸模式影響井組注采見效時間及剩余油的分布；在同一構(gòu)造高程下，單砂體垂向接觸關(guān)系影響單井產(chǎn)能，疊切式接觸模式由于水動力較強(qiáng)，對下伏沉積沖刷較徹底，縱向上砂體之間連通性較好，在生產(chǎn)開發(fā)過程中，此類井產(chǎn)能遞減較慢，單井月遞減0.2%～0.7%；疊置式接觸模式由于水動力變?nèi)?，對下伏沉積沖刷不夠徹底，砂體之間存在不同程度的物性夾層，此類井垂向能量補(bǔ)充不足產(chǎn)能遞減相對較快；當(dāng)兩期砂體縱向上相互獨立，砂體之間存在不同程度泥質(zhì)夾層，垂向能量無法補(bǔ)給，此類井產(chǎn)能遞減較快，月遞減高達(dá)1.6%。

(3)通過對J油田長2油藏主力開發(fā)層內(nèi)單砂體及其內(nèi)部泥巖隔夾層或物性夾層的重新精細(xì)認(rèn)識和研究，可為后期油田的開發(fā)注采關(guān)系調(diào)整及挖潛措施的制定提供更準(zhǔn)確、更可靠的地質(zhì)依據(jù)，不斷提高油田開發(fā)調(diào)整水平有很好的經(jīng)濟(jì)效益。同時該區(qū)單砂體研究方法及相關(guān)的研究成果為相鄰開發(fā)區(qū)的同類油藏單砂體分析提供了借鑒。