胡望水，高飛躍，李 明，郭志杰 ，王世超，李相明，李圣明，揭 瓊

（1.長江大學(xué)地球科學(xué)學(xué)院，武漢 430100；2.長江大學(xué)油氣資源與勘探技術(shù)教育部重點實驗室，武漢 430100；3.中國石化江漢油田分公司江漢采油廠，湖北 潛江 433128；4.中國石油華北油田公司開發(fā)部，河北任丘 062552；5.中國石油華北油田公司勘探開發(fā)研究院，河北 任丘 062552；6.中國石油華北油田公司第四采油廠，河北 廊坊 065000）

0 引言

渤海灣盆地廊固凹陷油氣勘探開發(fā)已全面進入中深層隱蔽油氣藏勘探開發(fā)階段［1-4］。隨著油田勘探開發(fā)進入中后期，有利的滾動開發(fā)目標越來越少，油田穩(wěn)產(chǎn)難度逐年增加［5］。近十幾年來對廊固凹陷中深層的研究主要集中在構(gòu)造、區(qū)域?qū)有虻貙訉W(xué)和沉積相等方面，揭示了沙三—沙四段的層序發(fā)育特征及其沉積與演化［6-8］。以往學(xué)者從油氣藏與烴源巖的匹配問題出發(fā)，在宏觀層面上對廊固凹陷不同層系的烴源巖生烴潛量進行了研究，揭示了該凹陷烴源巖的成藏機理，為廊固凹陷的勘探開發(fā)指明了方向。胡欣蕾等［9］、周磊等［10］以廊固凹陷大柳泉地區(qū)為研究區(qū)域，通過對相關(guān)斷層的側(cè)向封閉性及烴源巖和儲層條件的研究，建立了該地區(qū)的成藏模式；高長海等［11-12］通過對廊固凹陷沙河街組烴源巖成藏條件的研究，認為沙河街組沙三段及沙四段擁有較好的油氣成藏條件，并闡明了其油氣成藏規(guī)律。然而，一些研究人員［13-16］通過研究廊固凹陷河西務(wù)構(gòu)造帶沙四段的成藏機制，認為無論是區(qū)域成藏要素的研究，還是井區(qū)油藏地質(zhì)特征的解剖，均屬于宏觀空間尺度的研究，無法滿足油藏滾動評價和深度開發(fā)的需求。廊固凹陷沙河街組沙三段及沙四段的研究缺乏基于油藏勘探開發(fā)資料解剖及油藏油水分布主控因素的深入研究。

利用地質(zhì)、地球物理、油藏生產(chǎn)動態(tài)等資料，對渤海灣盆地廊固凹陷安11 井區(qū)、安22 井區(qū)沙三中亞段（）—沙四上亞段（）主力砂層組的油藏開展油藏單元類型和特征及流體連通關(guān)系的精細表征，以期為該區(qū)油藏的滾動評價和精細開發(fā)提供物質(zhì)基礎(chǔ)，并為廊固凹陷老油田的效益滾動開發(fā)提供一定理論指導(dǎo)。

1 地質(zhì)概況

廊固凹陷是位于渤海灣盆地冀中坳陷北部的一個次級凹陷，地理位置上處于河北省廊坊市、永清縣、固安縣一帶［17］。在構(gòu)造位置上，北東以桐柏鎮(zhèn)斷層為界緊鄰大廠凹陷，南靠牛駝鎮(zhèn)凸起，西北與大興凸起相鄰，東南與武清凹陷相鄰。廊固凹陷在大興斷層與河西務(wù)斷層的控制下，整體呈北高南低、東高西低的構(gòu)造格局，表現(xiàn)為北東走向的箕狀斷陷［18-19］，安11 井區(qū)、安22 井區(qū)位于該凹陷東南部（圖1）。廊固凹陷自上而下依次發(fā)育第四系平原組，古近系明化鎮(zhèn)組、東營組、沙河街組、孔店組及二疊系，石炭系和奧陶系［20］。沙河街組沙四上亞段、沙三中亞段為研究區(qū)主力含油層系，其中，可劃分為Ⅰ—Ⅴ共4 個砂組，主力儲層為Ⅰ砂組發(fā)育Ⅰ—Ⅵ共6 個砂組，并進一步細分為26 個小層，其中Ⅰ砂組劃分為3 個小層，Ⅱ砂組劃分為10 個小層，Ⅲ砂組有1 個小層，Ⅳ砂組劃分為5 個小層，Ⅴ砂組劃分為3個小層，Ⅵ砂組劃分為4個小層。

圖1 渤海灣盆地廊固凹陷區(qū)域構(gòu)造（a）及巖性地層綜合柱狀圖（b）Fig.1 Regional structure（a）and stratigraphic column（b）of Langgu Sag，Bohai Bay Basin

2 油藏單元類型及特征

2.1 油藏單元劃分原則

油藏單元，是指在三維空間上相互連通且具有統(tǒng)一油水界面和溫壓系統(tǒng)的最小油藏單位［21-24］。渤海灣盆地廊固凹陷各油藏單元具有獨立的油水系統(tǒng)，在開發(fā)過程中互不干擾（圖2）。油藏單元的劃分原則為：首先基于目的層油藏構(gòu)造圈閉類型、單砂體展布、隔夾層分布、縱向疊置形式及動態(tài)開發(fā)效果對研究區(qū)進行油藏單元劃分；其次結(jié)合試油和生產(chǎn)資料來檢驗、修正靜態(tài)油藏單元類型的劃分結(jié)果；最后在靜態(tài)油藏單元劃分的基礎(chǔ)上，表征油藏單元在平面上和縱向上的連通性，以確定油藏單元的平面分布及其特征。

圖2 渤海灣盆地廊固凹陷古近系沙河街組油藏單元縱向模式Fig.2 Vertical reservoir unit model of Paleogene Shahejie Formation in Langgu Sag，Bohai Bay Basin

廊固凹陷安11 井區(qū)、安22 井區(qū)油藏單元的劃分方法與流程：①單井縱向油藏單元劃分。以單井油層的沉積微相類型、砂體類型、油氣水關(guān)系及試油和生產(chǎn)數(shù)據(jù)等為依據(jù)，對目的層單井進行精細油藏單元劃分，并建立縱向油藏單元序列。②連井油藏單元確定。在單砂體連通關(guān)系刻畫的基礎(chǔ)上，結(jié)合測井解釋、試油結(jié)論、生產(chǎn)數(shù)據(jù)等進行滲透砂體和井間油藏油水關(guān)系及其流體連通性的識別，確定井間油藏單元分布及其序列。③在平面上確定油藏單元。利用單井及連井油藏單元的研究結(jié)果，以構(gòu)造圖為底圖，編制單砂體分布與油水分布疊合圖，確定油藏單元類型及其平面分布特征。

2.2 油藏單元類型及特征

基于油藏單元發(fā)育的主控因素，依據(jù)上述油藏單元的劃分方法，確定廊固凹陷沙河街組沙四段、沙三段的油藏單元類型為構(gòu)造型和“斷砂配置”型。

2.2.1 構(gòu)造型油藏單元

構(gòu)造型油藏單元是指由地質(zhì)構(gòu)造形成或控制的油藏單元類型，通常分為背斜型和斷層型2 種類型，其中斷層圈閉是形成構(gòu)造型油藏單元的基本要素。安11 井區(qū)斷層較為發(fā)育，可形成有效的斷層圈閉，油氣在斷層圈閉中聚集，則形成構(gòu)造型油藏單元（圖3）。斷層型油藏單元的基本特征：①沿斷層附近的儲集層因巖層被擠壓破裂而滲透性變好；②斷層的發(fā)育使油藏復(fù)雜化，構(gòu)造斷裂帶內(nèi)的油藏被斷層切割為許多斷塊，各斷塊內(nèi)含油層位、含油高度、含油面積均不一致；③油藏常富集在斷層靠油源一側(cè)。背斜型油藏單元的基本特征：①油氣局限于背斜圈閉內(nèi)；②油藏單元中的儲層呈層狀展布，儲集性在縱、橫向存在較大變化，但是相互連通。③相互連通的多油層構(gòu)成統(tǒng)一的塊狀儲集體，形成巨大油藏單元。

圖3 渤海灣盆地廊固凹陷安11 井區(qū)油藏單元（a）及油藏單元連通圖（b）Fig.3 Reservoir units distribution（a）and connectivity diagram（b）of upper in An 11 well area of Langgu Sag，Bohai Bay Basin

2.2.2 “斷砂配置”型油藏單元

斷層-巖性油藏單元是“斷砂配置”型油藏單元的一種，該類油藏單元是由斷續(xù)的砂體配置和地質(zhì)斷層共同形成。在井區(qū)邊界大斷層的控制下，安22井區(qū)在斷砂匹配合理的層位，發(fā)育“斷砂配置”型圈閉，為油氣運移和聚集提供了場所，運移的油氣一旦進入斷層-巖性圈閉，則形成斷層-巖性油藏單元。安22 井區(qū)中-Ⅴ-2 小層第2 號油藏單元在斷層的控制下，上升盤砂體與斷層下降盤泥巖或下降盤砂體與上升盤泥巖對接，形成斷層-巖性油藏單元（圖4—圖7）。“斷砂配置”型油藏單元的基本特征是油藏發(fā)育及油水分布主要受砂體分布范圍控制，且油水分布復(fù)雜化。

圖4 渤海灣盆地廊固凹陷安22井區(qū)-V-2 小層孔隙度等值線圖Fig.4 Porosity isopleth map of No.2 sublayer of the middle -V inAn 22wellareaof Langgu Sag，BohaiBay Basin

圖5 渤海灣盆地廊固凹陷安22 井區(qū)-V-2 小層滲透率等值線圖Fig.5 Permeability contour map of No.2 sublayer of the middle -V in An 22 well area of Langgu Sag，Bohai Bay Basin

圖6 渤海灣盆地廊固凹陷安22 井區(qū)-V-2 小層油藏單元平面圖Fig.6 Plan reservoir units distribution of No.2 sublayer of the middle -V in An 22 well area of Langgu Sag，Bohai Bay Basin

圖7 渤海灣盆地廊固凹陷安22井區(qū)-V-2 小層油藏單元連通圖Fig.7 Connectivity diagram of No.2 sublayer of the middle -V inAn 22wellareaof Langgu Sag，BohaiBay Basin

2.2.3 油藏單元序列

依據(jù)單井、連井和平面油藏單元類型劃分結(jié)果，建立了安11井區(qū)、安22井區(qū)的油藏單元識別序列（表1）。由表1 可見，安11井區(qū)-Ⅰ-1小層發(fā)育油藏單元數(shù)量最多（6 個），其次為2 小層，3 小層和4 小層發(fā)育油藏單元數(shù)量分別為5 個、3 個、2 個；安22井區(qū)-Ⅱ的3 小層和7 小層油藏單元發(fā)育較多（均為5 個），4 小層、5 小層和6 小層均發(fā)育4個油藏單元，-Ⅳ的2 小層和4 小層均發(fā)育2 個油藏單元，1 小層和3 小層均發(fā)育1 個油藏單元，-Ⅵ的1 小層、2 小層和3 小層發(fā)育油藏單元數(shù)量分別為3個、1 個和2 個-Ⅴ的1 小層、2 小層和3 小層發(fā)育油藏單元數(shù)量分別為2個、3 個和3 個。

表1 渤海灣盆地廊固凹陷安11 井區(qū)、安22 井區(qū)油藏單元劃分Table 1 Division of reservoir units in An 11 and An 22 well areas of Langgu Sag，Bohai Bay Basin

2.2.4 油藏單元連通性

利用油藏油水系統(tǒng)對劃分的油藏單元進行驗證與調(diào)整。首先利用測井、試油、生產(chǎn)、油藏開發(fā)等多個流體數(shù)據(jù)確立油藏單元準確的油水界面；然后利用連井油藏單元劃分結(jié)果，對油藏單元流體的橫向連通性進行識別，建立油藏單元流體二維剖面連通模型，進而建立油藏單元流體二維柵狀模型，以確定油藏單元在縱向、橫向上的連通狀況。鑒于油藏單元流體連通的復(fù)雜性和實際資料的有限性，通過油水界面法和隔層厚度統(tǒng)計法2 種方法對油藏單元流體的縱向、橫向連通性進行分析。

（1）油水界面法

當縱向上相鄰油藏單元的油水界面相同時，可判定2 個油藏單元在縱向上是連通的，則合并為一個油藏單元，作為同一開發(fā)層系進行開發(fā)，以提高開發(fā)效率。

針對復(fù)雜斷塊區(qū)多層油藏疊置導(dǎo)致的復(fù)雜且非系統(tǒng)的油水邊界狀況，首次提出“準油水界面”的研究方法。該方法是指能滿足儲量計算且具有操作性的一種研究方法，而實際研究過程中并未利用真正的油水邊界?！皽视退缑妗币陨系膬訛橛蛯樱韵碌膬訛樗畬?，之間的儲層為油水同層。應(yīng)用“準油水界面”分析法，首先對油藏單元內(nèi)各單井測井解釋結(jié)果進行分析，以獲得指示油水邊界的油層底界、水層頂界、油水同層頂界及油水同層底界的深度；然后結(jié)合測井解釋的試油情況、生產(chǎn)情況與鉆井時間（開發(fā)前期、開發(fā)期），確定測井解釋的準確性；最后，從空間上系統(tǒng)研究各井油藏單元的油水界面深度，以綜合分析各油藏單元的油水界面。

“準油水界面”是依據(jù)勘探、評價、開發(fā)等階段的油藏單元的油水資料而確定的接近油藏真實油水界面的一種動態(tài)油水界面。早期因油水資料有限，確定的油水界面單一，隨著勘探開發(fā)的深入，油水資料增多，早期確定的油水界面已不能滿足深度開發(fā)的需要?；谟筒貑卧木殑澐郑⒍嘤退缑娴亩鄬盈B置油藏，對早期“準油水界面”進行修正，以建立適合深度開發(fā)階段的更加精細的“準油水界面”。多油水界面油藏模型的建立，給研究區(qū)目的層油藏深度開發(fā)方案的編制提供了更加準確的油水界面信息，大幅提高了油藏開發(fā)效率。

（2）隔層厚度統(tǒng)計法

隔層是指上、下2 個相鄰油藏單元間的泥巖或致密砂巖。依據(jù)相鄰油藏單元砂體的頂界深度與底界深度，計算相鄰油藏單元間隔層的厚度。以隔層厚度統(tǒng)計法為基礎(chǔ)，依據(jù)油藏油水界面流體分布特征，建立縱向油藏單元間相互關(guān)聯(lián)性的判斷方法，判定油藏單元間流體的連通狀況，并進一步核實油藏單元劃分的可靠性，建立油層的空間油藏單元分布序列，為油藏深度開發(fā)建立精細的油藏單元模型。

縱向上相鄰2 個油藏單元在隔層的作用下可能連通也可能不連通，縱向是否連通以油水界面分析法為準。安11井區(qū)油藏單元主要集中在-Ⅰ砂組和Ⅱ砂組，縱向以連通為主（表2）。

表2 渤海灣盆地廊固凹陷安11 井區(qū)古近系沙河街組油藏單元垂向連通關(guān)系Table 2 Vertical connectivity of reservoir units of Paleogene Shahejie Formation in An 11 well area of Langgu Sag，Bohai Bay Basin

3 油藏單元分布及特征

3.1 安11 井區(qū)油藏單元分布

表3 渤海灣盆地廊固凹陷安11井區(qū)油藏單元油水界面統(tǒng)計Table 3 Statistics of oil-water contact of reservoir units of upperin An11 wellareaof Langgu Sag，Bohai BayBasin

表3 渤海灣盆地廊固凹陷安11井區(qū)油藏單元油水界面統(tǒng)計Table 3 Statistics of oil-water contact of reservoir units of upperin An11 wellareaof Langgu Sag，Bohai BayBasin

圖8 渤海灣盆地廊固凹陷安11 井區(qū)-Ⅰ砂組2 小層油藏單元平面展布Fig.8 Distribution of reservoir units of No.2 sublayer of the upper-Ⅰin An 11 well area of Langgu Sag，Bohai Bay Basin

3.2 安22 井區(qū)油藏單元分布

圖9 渤海灣盆地廊固凹陷安22 井區(qū)-Ⅱ-7 小層油藏單元平面展布Fig.9 Distribution of reservoir units of No.7 sublayer of the middle -Ⅱin An 22 well area of Langgu Sag，Bohai Bay Basin

4 開發(fā)效果

通過對渤海灣盆地廊固凹陷安11 井區(qū)、安22井區(qū)油藏單元進行精細解剖，確定了該區(qū)油藏分布的連通關(guān)系。安11 井區(qū)油藏單元連通率自50%提高至85%，安22 井區(qū)油藏單元連通率自42% 提高至78%。基于油藏單元模型，以油藏單元為開發(fā)單元實施開發(fā)后，安11 井區(qū)-Ⅰ砂組1 小層、2 小層、3 小層、4 小層平均單井日增原油量分別為0.36 t，0.23 t，0.21 t，0.13 t，安22 井區(qū)-Ⅱ砂組3小層、4 小層、5 小層、6 小層、7 小層平均單井日增原油量分別為0.27 t，0.21 t，016 t，0.13 t，0.22 t。由此可見，通過油藏單元的精細表征，不僅能發(fā)現(xiàn)勘探開發(fā)中的滾動評價目標，為新增儲量做預(yù)備，而且可以為開發(fā)過程中動態(tài)儲量及經(jīng)濟可采儲量的標定提供準確的油層厚度、油藏邊界及油藏分布范圍等。

5 結(jié)論

（1）基于渤海灣盆地廊固凹陷安11井區(qū)、安22井區(qū)油藏單元模型，應(yīng)用“準油水界面”法，建立了更加精細的多“準油水界面”的動靜油藏單元模型；利用隔層厚度統(tǒng)計法建立了油層的空間油藏單元分布序列，為油藏的深度開發(fā)建立了精細的油藏單元模型，給油藏深度開發(fā)方案的編制提供了更加準確有效的流體變化信息。

（2）油藏單元的精細表征，不僅可以發(fā)現(xiàn)勘探開發(fā)中的滾動評價目標，為新增儲量做預(yù)備，而且可以給開發(fā)可動用儲量的計算模擬提供更加準確的油水信息，從而提高油藏的開發(fā)效率。

（3）以多“準油水界面”油藏單元為開發(fā)單元實施開發(fā)后，落實了“一單元一策”的開發(fā)政策，井區(qū)每口油井實現(xiàn)了原油增產(chǎn)，提高了復(fù)雜油水系統(tǒng)多層油藏的開發(fā)水準，為開發(fā)過程中動態(tài)儲量及經(jīng)濟可采儲量的標定提供了準確的儲量參數(shù)，也為其他類似油藏的滾動評價和高效開發(fā)積累了經(jīng)驗和方法。