鄧猛，舒曉，金寶強(qiáng)，周軍良，何康

(中海石油(中國(guó))有限公司天津分公司，天津 塘沽 300459)

0 引言

近年來(lái)，隨著油氣田開(kāi)發(fā)技術(shù)的不斷創(chuàng)新與進(jìn)步，在對(duì)老區(qū)復(fù)查過(guò)程中越來(lái)越多的低阻油層被發(fā)現(xiàn)，且開(kāi)發(fā)效果顯著。作為一類非常規(guī)油藏，低阻油藏因其潛力巨大，備受廣大石油地質(zhì)工作者關(guān)注，同時(shí)也逐步成為老油田挖潛和新增儲(chǔ)量接替的主要目標(biāo)之一。在低阻儲(chǔ)層研究方面，國(guó)內(nèi)外做了大量研究工作，包括低阻儲(chǔ)層宏觀沉積背景及地質(zhì)成因模式[1-3]、微觀成因機(jī)理[4-7]、低阻儲(chǔ)層識(shí)別及綜合評(píng)價(jià)[8-12]等。縱觀前人研究，目前針對(duì)低阻油層的研究多偏重于低阻成因分析及判識(shí)方法探索，但在低阻儲(chǔ)層開(kāi)發(fā)方面的關(guān)鍵研究，例如低阻儲(chǔ)層構(gòu)型精細(xì)表征、低阻儲(chǔ)層中的高滲、高產(chǎn)甜點(diǎn)預(yù)測(cè)、低阻儲(chǔ)層含油分布模式及富集主控因素方面的研究則少見(jiàn)報(bào)道。上述研究的缺乏對(duì)于低阻儲(chǔ)層的高效開(kāi)發(fā)十分不利。

本文綜合利用鉆井、測(cè)井及地震等資料，在儲(chǔ)層構(gòu)型解剖基礎(chǔ)上，多因素融合，定量表征不同構(gòu)型單元含油性差異，建立了渤海W油田館陶組辮狀河連片砂體低阻油層差異化分布模式和有利區(qū)預(yù)測(cè)方法，該研究成果不僅指導(dǎo)了本油田低阻油層開(kāi)發(fā)方案部署，同時(shí)其研究思路和方法也為其他類似油田的調(diào)整開(kāi)發(fā)提供了借鑒。

1 研究區(qū)概況

渤海W油田構(gòu)造上位于渤海中部海域石臼坨凸起中西部，是在古近系古隆起背景上發(fā)育起來(lái)的大型低幅披覆構(gòu)造[13](圖1)。該油田主要含油層段為明化鎮(zhèn)組下段和館陶組上段，其中明化鎮(zhèn)組下段為曲流河沉積，館陶組上段為辮狀河沉積。

圖1 渤海W油田構(gòu)造位置圖Fig.1 Tectonic position of oil field W in Bohai area

研究表明，渤海W油田館陶組上段自上而下劃分為3個(gè)小層：NgⅡ1、NgⅡ2和NgⅡ3。其中，NgⅡ1和NgⅡ3小層為大套粗粒含礫砂巖沉積，其水層電阻率一般為3.0～8.0 Ω·m，平均電阻率4.0 Ω·m，油層電阻率一般在10.0 Ω·m以上，屬常規(guī)儲(chǔ)層。NgⅡ2小層儲(chǔ)層以中-細(xì)砂巖、粉砂巖和泥質(zhì)粉砂巖為主，沉積物粒度整體偏細(xì)，泥質(zhì)含量和束縛水飽和度較高，多發(fā)育蒙脫石、高嶺石等黏土礦物，其電阻率為2.0～8.0 Ω·m，平均電阻率2.5 Ω·m，屬低阻油層，僅通過(guò)電阻率無(wú)法區(qū)分油層與水層[14-15]。

館陶組低阻油藏開(kāi)發(fā)初期，借鑒館陶組NgⅡ1常規(guī)構(gòu)造油藏的開(kāi)發(fā)經(jīng)驗(yàn)，認(rèn)為NgⅡ2低阻儲(chǔ)層大面積連片分布，橫向連通性好，油水主要受構(gòu)造控制。實(shí)踐表明NgⅡ2小層部分井構(gòu)造高部位鉆遇水層，且相鄰井間油水分布和生產(chǎn)動(dòng)態(tài)響應(yīng)差異明顯，含油分布復(fù)雜，因此有必要對(duì)低阻儲(chǔ)層及其含油分布模式進(jìn)行深入研究。

2 低阻辮狀河儲(chǔ)層構(gòu)型及特征

儲(chǔ)層構(gòu)型是控制油氣分布的關(guān)鍵因素[16-17]。此次研究在構(gòu)型單元?jiǎng)澐只A(chǔ)上，運(yùn)用地震沉積學(xué)方法，精細(xì)刻畫(huà)單期辮狀河砂體平面展布特征，并通過(guò)測(cè)井相與地震振幅值交匯分析，明確了辮狀河不同構(gòu)型單元地震振幅值范圍，厘清了不同構(gòu)型單元空間組合關(guān)系，實(shí)現(xiàn)了海上大井距、少井情況下低阻辮狀河儲(chǔ)層構(gòu)型精細(xì)刻畫(huà)。

2.1 構(gòu)型單元?jiǎng)澐旨疤卣?/h3>

參考Miall(1985)構(gòu)型分級(jí)，本次研究重點(diǎn)表征了辮狀河低阻儲(chǔ)層四級(jí)構(gòu)型單元的分布[18-19]?；趲r芯觀察和測(cè)井資料分析，研究區(qū)館陶組主要發(fā)育心灘壩、辮狀水道、泛濫平原3種四級(jí)構(gòu)型構(gòu)型單元。

(1)心灘壩

心灘壩是研究區(qū)NgⅡ2低阻儲(chǔ)層主要構(gòu)型單元之一，縱向多期疊置，砂體較厚，普遍為8～11 m，儲(chǔ)層物性較好，平均孔隙度29.8%，平均滲透率1503.9 mD，為高孔高滲儲(chǔ)層。巖性以粗-中砂巖、中砂巖為主，單層砂體厚度較大，發(fā)育交錯(cuò)層理、平行層理，砂巖底部見(jiàn)沖刷面、泥礫，含油級(jí)別高，為富含油或油浸。垂向上沉積物以粗粒碎屑為主，呈均質(zhì)韻律或不明顯正韻律特征。測(cè)井曲線以箱形、箱形—鐘形為主(見(jiàn)表1)。

(2)辮狀水道

辮狀水道縱向上呈頂平底凸?fàn)?，砂體厚度較同期心灘壩變薄，一般為5～8 m，儲(chǔ)層物性中等，平均孔隙度19.5%，平均滲透率80 mD，為中孔中滲儲(chǔ)層。巖性以中-細(xì)砂巖、細(xì)砂巖為主，夾薄層粉砂巖，泥質(zhì)粉砂巖，發(fā)育平行層理、交錯(cuò)層理和波狀層理，含油級(jí)別低，為油斑、油跡或不含油。垂向上沉積物呈下粗上細(xì)特征，為典型正韻律。測(cè)井曲線以鐘形、疊塔形為主(表1)。

(3)泛濫平原

泛濫平原主要為細(xì)粒沉積，巖性以灰色、灰綠色泥巖、粉砂質(zhì)泥巖和泥質(zhì)粉砂巖為主，局部夾薄層砂質(zhì)條帶，砂質(zhì)條帶多見(jiàn)油跡。主要發(fā)育水平層理、波紋層理和塊狀層理。測(cè)井曲線為齒狀線型(表1)。受各辮流帶河道沖刷影響，研究區(qū)油層段泛濫平原泥巖保存不完整，多以泥質(zhì)隔夾層賦存。

表1 W油田辮狀河低阻儲(chǔ)層構(gòu)型單元類型及特征Table 1 Configuration types and characteristics of low resistance reservoirs in oil field W

2.2 儲(chǔ)層構(gòu)型單元平面展布

研究區(qū)NgⅡ2低阻儲(chǔ)層僅有少量定向井過(guò)路，后續(xù)以水平井開(kāi)發(fā)為主，平面井距大，不同構(gòu)型單元定量規(guī)模及其空間展布特征存在較大不確定性。此次研究充分利用研究區(qū)地震資料橫向分辨率高的優(yōu)勢(shì)，結(jié)合水平井豐富的橫向信息，開(kāi)展了基于地震屬性約束的低阻儲(chǔ)層構(gòu)型單元空間展布特征研究。

2.2.1 水平井評(píng)價(jià)地震構(gòu)型刻畫(huà)可行性

研究表明，自然伽馬、電阻率、全烴氣測(cè)為低阻儲(chǔ)層評(píng)價(jià)的關(guān)鍵參數(shù)，也是沉積微相劃分的重要參數(shù)[20]。通過(guò)對(duì)研究區(qū)13口水平井鉆、測(cè)井資料和地震資料對(duì)比分析，結(jié)果表明心灘壩主體自然伽馬小于60API、電阻率大于4 Ω·m、全烴值10%～14%，其地震振幅響應(yīng)強(qiáng)圖2；心灘壩壩緣自然伽馬60～70API、電阻率2.5～4 Ω·m、全烴值4%～8%，其地震振幅響應(yīng)中等；辮狀水道自然伽馬大于70API、電阻率小于2.5 Ω·m、全烴值0～1%，地震振幅響應(yīng)弱。

圖2 水平井信息VS最大地震振幅屬性對(duì)比Fig.2 Data from the horizontal wells VS attribute of the maximum seismic amplitude

總的來(lái)看，最大地震振幅屬性與低阻儲(chǔ)層評(píng)價(jià)關(guān)鍵參數(shù)和構(gòu)型單元類型相關(guān)性較好，地震振幅屬性越強(qiáng)，自然伽馬越低、電阻率、全烴值越高，證實(shí)了利用地震屬性表征低阻儲(chǔ)層構(gòu)型具有較好的適用性。

2.2.2 基于地震屬性的儲(chǔ)層構(gòu)型解剖

通過(guò)井點(diǎn)處構(gòu)型單元類型與地震振幅值的統(tǒng)計(jì)交匯分析，確定了不同類型構(gòu)型單元的地震振幅值分布范圍。

分析結(jié)果表明，不同類型構(gòu)型單元地震振幅值差異明顯：心灘壩主體地震振幅響應(yīng)強(qiáng)，振幅值大于4500；心灘壩壩緣地震振幅響應(yīng)次之，振幅值在3500～4500之間；辮狀水道地震振幅響應(yīng)弱，振幅值小于3500(圖3)。

圖3 NgⅡ2低阻儲(chǔ)層沉積微相和地震振幅值交會(huì)圖Fig.3 Plot showing cross of micro facies figure and seismic amplitude values of low resistance reservoir Ng112

在明確不同構(gòu)型單元地震振幅值范圍基礎(chǔ)上，通過(guò)地震振幅值分帶刻畫(huà)，結(jié)合水平井信息，實(shí)現(xiàn)了無(wú)井區(qū)地震屬性約束下的儲(chǔ)層構(gòu)型平面刻畫(huà)(圖4)。

圖4 NgⅡ2低阻儲(chǔ)層構(gòu)型單元平面展布Fig.4 Map showing plenary distribution of low resistance of the configuration units of low resistance reservoir Ng112

3 辮狀河低阻儲(chǔ)層含油分布模式

3.1 基于巖心的含油性分析

巖心觀察表明，不同構(gòu)型單元含油性差異明顯。心灘壩主體巖心熒光呈亮黃色，含油面積大于30%，含油飽和度高，為油層；心灘壩壩緣巖心熒光呈暗黃色，面積10%～30%，含油飽和度中等，為油層；而辮狀水道巖心熒光呈深藍(lán)色，面積小于10%，含油飽和度低，為水層、含油水層或油水同層。

巖心半滲透隔板實(shí)驗(yàn)表明，束縛水飽和度與滲透率相關(guān)性較好：滲透率越高，束縛水飽和度越低，含油飽和度越高。心灘壩滲透率明顯高于辮狀水道，其含油飽和度也普遍高于辮狀水道(圖5)。

圖5 巖心滲透率與束縛水飽和度交會(huì)圖Fig.5 Plot showing intersection of permeability and irreducible water saturation of core

3.2 基于生產(chǎn)動(dòng)態(tài)的含油性分析

在儲(chǔ)層構(gòu)型解剖和巖心分析基礎(chǔ)上，結(jié)合已投產(chǎn)調(diào)整井生產(chǎn)動(dòng)態(tài)和全烴氣測(cè)，探討了儲(chǔ)層與構(gòu)造對(duì)含油分布的控制，進(jìn)一步明確了低阻油藏含油分布主控因素。

構(gòu)造控油方面，根據(jù)已投產(chǎn)井生產(chǎn)情況，調(diào)整井A4H1和A5H1位于研究區(qū)西側(cè)，為同一心灘壩，儲(chǔ)層物性和水平段長(zhǎng)度基本一致。其中A4H1井位于構(gòu)造高部位，隨鉆錄井全烴含量、電阻率高，投產(chǎn)初期含水0.7%，初期產(chǎn)油102 m3/d；A5H1井位于構(gòu)造較低部位，隨鉆錄井全烴含量、電阻率較低，投產(chǎn)初期含水20%，初期產(chǎn)油73 m3/d(圖6)。同一心灘壩內(nèi)，構(gòu)造高部位儲(chǔ)層含油性較構(gòu)造低部位好，鉆井產(chǎn)能高，構(gòu)造對(duì)于含油分布具有一定控制作用。

圖6 構(gòu)造控制含油分布生產(chǎn)動(dòng)態(tài)響應(yīng)Fig.6 Plot showing response of dynamic production to the structurally controlled oil distribution

儲(chǔ)層控油方面，調(diào)整井A7H、A4H和A5H位于研究區(qū)西側(cè)，其中A7H井位于心灘壩，儲(chǔ)層物性好，氣測(cè)全烴含量、電阻率高，投產(chǎn)初期含水1.2%，初期產(chǎn)油114 m3/d。A5H井位于壩緣，儲(chǔ)層物性較差，氣測(cè)全烴含量、電阻率較低，投產(chǎn)后產(chǎn)油量和產(chǎn)液量都很低，日產(chǎn)液僅30 m3/d。此外，根據(jù)A4H投產(chǎn)效果，該井位于構(gòu)造高部位，為辮狀水道沉積，儲(chǔ)層物性差、氣測(cè)全烴含量和電阻率均很低，投產(chǎn)后即高含水，含水率達(dá)100%(圖7)。

圖7 儲(chǔ)層控制含油分布生產(chǎn)動(dòng)態(tài)響應(yīng)Fig.7 Plot showing response of dynamic production to the reservoir-controlled oil distributionr

綜上所述，研究區(qū)辮狀河低阻儲(chǔ)層含油性主要受構(gòu)造和儲(chǔ)層物性控制，其中儲(chǔ)層物性為主要控制因素，構(gòu)造為次要因素。低阻油藏含油分布具有巖性控制物性、物性決定含油性的特征，一般儲(chǔ)層物性越好、含油性越高、產(chǎn)能貢獻(xiàn)越大。

3.3 低阻儲(chǔ)層差異化含油分布模式

根據(jù)巖心、測(cè)井、生產(chǎn)動(dòng)態(tài)等資料綜合分析，在明確低阻儲(chǔ)層含油分布主控因素基礎(chǔ)上，建立了館陶組辮狀河低阻油藏差異化含油分布模式(圖8)。在辮狀河低阻油藏成藏過(guò)程中，構(gòu)造控制油氣運(yùn)移整體方向，儲(chǔ)層物性控制油氣聚集和成藏，受不同沉積微相儲(chǔ)層物性差異影響，油氣充注呈不均衡狀態(tài)。心灘壩透率高，石油易于充注和聚集，具有較高含油飽和度，為開(kāi)發(fā)調(diào)整有利區(qū)。辮狀水道滲透率低，以重力、浮力為主的弱成藏動(dòng)力難以排驅(qū)較小喉道孔隙中原生水，油氣不易充注，含油飽和度低，多為水層。

圖8 W油田NgⅡ2低阻儲(chǔ)層差異化含油分布模式Fig.8 The differentiated oil distribution model of low resistance reservoir Ng112 in oil field W

4 礦場(chǎng)應(yīng)用

辮狀河低阻油藏的成功發(fā)現(xiàn)為W油田增儲(chǔ)上產(chǎn)注入了新的動(dòng)力。為進(jìn)一步加快儲(chǔ)量的有效動(dòng)用，將儲(chǔ)量轉(zhuǎn)化為產(chǎn)量，在對(duì)沉積微相、高產(chǎn)甜點(diǎn)、含油分布模式認(rèn)識(shí)不足的情況下，先期實(shí)施多口評(píng)價(jià)井和調(diào)整井。其中，調(diào)整井A1H1井獲得高產(chǎn)油流，日產(chǎn)油87.08 m3/d，而評(píng)價(jià)井I38P1鉆遇水層，調(diào)整井A3H1、A5H液量低，調(diào)整井A4H、A6H1高產(chǎn)水，未見(jiàn)油流，復(fù)雜的油水分布致使研究區(qū)低阻油藏開(kāi)發(fā)陷入困局。

基于本次研究成果，在差異化含油分布模式建立基礎(chǔ)上，針對(duì)心灘壩甜點(diǎn)區(qū)先后部署實(shí)施7口水平井，均取得較好生產(chǎn)效果(圖9)。目前該低阻油層在生產(chǎn)水平調(diào)整井10口，日產(chǎn)油超700 m3/d，為W油田增產(chǎn)穩(wěn)產(chǎn)做出貢獻(xiàn)，取得巨大經(jīng)濟(jì)效益。

圖9 W油田NgⅡ2低阻油藏開(kāi)發(fā)效果對(duì)比圖Fig.9 Comparative plot of oil development of the reservoir Ng112

5 結(jié)論

(1)針對(duì)海上油田井距大、鉆井少和錄取資料有限等困難，基于豐富水平井信息和高品質(zhì)地震資料，實(shí)現(xiàn)了辮狀河低阻儲(chǔ)層心灘壩、壩緣、辮狀河道等沉積微相的精細(xì)刻畫(huà)。研究區(qū)辮狀河低阻儲(chǔ)層為一套沉積微相控制的弱連續(xù)性儲(chǔ)層，非大面積連片、連續(xù)分布。

(2)研究區(qū)辮狀河低阻儲(chǔ)層含油分布受儲(chǔ)層沉積微相、物性和構(gòu)造共同控制，其中儲(chǔ)層沉積微相、物性為主要控制因素，構(gòu)造為次要因素。

(3)首次建立W油田低阻儲(chǔ)層的差異化含油分布模式，揭示了低阻儲(chǔ)層具有沉積微相控制物性、物性決定含油性的總體規(guī)律。并確定低阻辮狀河儲(chǔ)層的中、高滲透率心灘壩為石油富集區(qū)域，具有高含油飽和度，低滲透率辮狀河道含油飽和度很低，主要為水層。