变质岩潜山油藏储层特征及高效开发建议

汪利兵，童凯军，马时刚，周 蓉

(1.中海油(中国)天津分公司，天津 塘沽 300452;2.中海油(中国)有限公司，北京 100010; 3.中油吉林油田公司，吉林 松原 138000)

变质岩潜山油藏储层特征及高效开发建议

汪利兵1，童凯军1，马时刚2，周 蓉3

(1.中海油(中国)天津分公司，天津 塘沽 300452;2.中海油(中国)有限公司，北京 100010; 3.中油吉林油田公司，吉林 松原 138000)

渤海JZ25－1S油田太古界潜山油藏是1个孔、缝十分发育的变质岩似层状底水油藏，其地质结构极其复杂，具有裂缝空间发育规律差异大、潜山内幕裂缝发育段的连通模式不明确、优质储层变化大、非均质性极强、连续性及可对比性差等特点。结合JZ25－1S潜山油藏高产井的特点，从岩性、构造裂缝发育及井型等因素出发，分析潜山油藏产能的主控因素，提出潜山油藏高效开发建议，为后续潜山油藏的开发提供了一定的借鉴。

裂缝;发育特征;主控因素;变质岩;潜山油藏;渤海JZ25－1S油田

引言

JZ25－1S油田太古界潜山油藏的储层孔、缝并存，岩性及孔隙空间结构复杂，非均质性程度较高，自2009年投产以来，油藏最高采油速度为8%，平均采油速度高达5.6%。目前已采出可采储量的3.7%，油田综合含水已达8%。据双重介质的数值模拟预测，油藏最终采收率在28%左右。

由于潜山裂缝性油藏非均质性较强，不同部位的生产井的产能空间差异大。因此，对高产井的高产特点进行分析总结，从中总结经验，以指导新油田后续开发，具有十分重要的意义。

1 油藏特征及开发概况

JZ25－1S油田位于渤海湾辽西凸起中北段，西边界为辽西1号断层，东南呈缓坡向辽中凹陷过渡，内部断层十分发育，辽西2号断层将JZ25－1S油气田构造分为东、西2个高带。其中，太古界潜山油藏主要位于构造东高带，属于风化体块状储集层地貌潜山。

综合采用岩心井壁取心薄片分析、岩心描述统计、常规测井、FMI井壁成像测井、声波全波列测井及地球物理综合识别技术对潜山储层和裂缝分布特征进行了研究［1－2］，将潜山储层划分为风化壳、半风化壳与基岩，储层岩性以浅灰色片麻岩及其形成的碎裂岩为主，其储集空间为裂缝、溶蚀孔隙及碎裂粒间孔隙，测井解释储层总孔隙度平均为6.8%，裂缝平均孔隙度为1.08%，平均渗透率为260×10－3～900×10－3μm2，基质平均孔隙度为5.72%，小柱样渗透率多小于1×10－3μm2。裂缝是该储层最主要的储集空间和油气渗流通道，镜下观察裂缝多呈树枝状或网状(图1)，岩心观察及成像测井资料显示，潜山裂缝倾角以发育中高角度(20～60°)为主，走向主要有NE、NW和EW向。

2 高产井开发特点

2.1 油井初期产量高，非均质性较强，平面产能差异较大

潜山油藏完钻井型主要有水平井和定向井(包括4口水平井、2口定向井)，油藏开发初期，单井日产油在500 m3/d以上的5口油井，一般生产压差在1.5～3.5 MPa之间，采油指数最高的A17h水平井位于构造高部位，投产初期使用ø6.35 mm油嘴，日产油为 1 600 m3/d，生产压差为 0.98 MPa，采油指数高达1 525 m3/(d·MPa)。

统计资料较多的生产井产能差异大，累计产油最高的A17h井为25.3×104m3，最少的A35s井只有6.91×104m3，采油指数相差5～30倍，除了投产时间有一定影响外，主要跟生产层位有关。因此，从潜山带生产井距离潜山顶部海拔高差与产量的关系曲线可以发现，潜山内部半风化壳与基岩段生产井初期日产油为200～500 m3/d，风化壳及上部坡积砂岩段生产井4口，初期日产油稳定在800～1 600 m3/d，表明浅层油井产能好于深层产能。

图1 JZ25－1S油田片麻岩微观裂缝特征

2.2 高产井稳产期主要受地层能量制约

潜山油藏能量和含水变化是影响潜山裂缝性油藏开发效果的2个重要因素。根据研究区潜山油藏地质综合分析认为，该油藏水体能量有限，随着开发过程的进行，地层能量不断亏空。从典型单井的生产曲线可以看出(图2)，全区多数井和A18井一样，生产初期产能高，但在开发过程中，地层流压下降速度快，地层能量亏空大，油井基本没有稳产期。而含水基本处于2%以下，油井仍处于无水采油期，也体现出该区底水能量不强的特点。

图2 典型油井日生产曲线(A18井)

2.3 高产井井口温度高

潜山油藏的高产井正常生产时，井口温度一般都在35～75℃之间。对于不含水的油井来说，一般生产井产液量越高，井口温度也越高。当日产油大于1 000 m3/d，井口温度约为65℃;当日产油为500～1 000 m3/d时，井口温度为55～65℃;当日产油小于500 m3/d时，井口温度为45～55℃。根据统计规律显示，产液量越低，井口温度变化幅度越大;在产量相同情况下，含水油井的温度高于不含水的油井的温度。即使在产量稳定的情况下，随着开采时间增长，井口温度不但不下降，还略有上升，这是因为随着油井累计产量的增加，油水界面上升，深部温度高的底水不断向潜山顶部油井流动，反映出潜山内幕含有一定体积的水体存在。

2.4 完井方式采用筛管完井

根据国内外潜山油气田的经验，完井方式可以分为防砂型和非防砂型。美国、墨西哥、埃及等国家及中国的辽河油田都以尾管射孔为主，裸眼完井只占极少数;伊朗、伊拉克等中东国家及中国部分油田多采用先期裸眼完井方式［3－5］。而对裂缝性变质岩潜山油藏的储层，岩性较坚硬、致密，井壁稳定不易坍塌，可以不考虑防砂，采取非防砂完井方式。JZ25－1S裂缝性潜山油藏储层完井方法采用下筛管+盲管(封堵特殊岩性段)简易防砂的裸眼完井方式，油层完全裸露，使油层具有最大的渗流面积，产能较高。

3 高产井产能影响因素分析

3.1 岩性是影响储集性能及油井产能的基本因素

依据岩心观察和薄片鉴定结果可知，JZ25－1S油田太古界潜山基底岩性为1套混合岩化的花岗片麻岩，岩性较单一，镜下具明显碎裂结构。按照长石矿物的种类及其相对含量可细分为斜长片麻岩和二长片麻岩。

斜长片麻岩和二长片麻岩的组成矿物均包括长石(斜长石和钾长石等)、石英、少量暗色矿物及方解石等副矿物，其区别主要在于长石中斜长石和钾长石的含量不同。斜长片麻岩中石英、斜长石含量占40% ～70%［1］，暗色矿物含量多小于30%［6］，而石英、斜长石均属脆性粒状矿物，在构造应力下易产生裂缝，暗色矿物为相对韧性矿物，不易产生裂缝。平面分布上，研究区储层岩性中的暗色矿物由西往东逐渐减少;而在北东往南西走向上，黑云母减少，角闪石增加，暗色矿物总量上无明显规律。总体上来说，JZ25－1S潜山岩性整体变化不大，属于片麻岩类及其碎裂岩类，其中的暗色矿物的含量变化对储集层有一定的影响。而岩性对产能的影响也存在，构造北部暗色矿物含量高的斜长片麻岩仍然可以获得高产。

3.2 构造裂缝的发育程度是潜山油藏高产的关键因素

断裂作用形成的各级裂缝是控制有效油气储层的关键因素，油气显示较好的井段均与裂缝发育程度有关。裂缝在空间的分布受各构造期次的应力场及岩性控制，其规律十分复杂。

影响潜山储层发育的因素有岩性、古地貌、埋深、风化作用、潜水和构造运动等。潜山油藏的形成与演化主要受构造活动特别是断裂作用的影响，是裂缝形成、发育、分布及演化的主要控制因素［7］。变质岩潜山储层的储集空间以裂缝为主，岩性和断层是影响裂缝发育的主要因素。随着浅色矿物增加，岩石脆性增大，裂缝发育程度增强，储集性能变好。在断层附近，受断层两盘相对运动所产生的扰动应力作用，碎裂岩裂缝发育，储集性能较好。由于受印支、燕山和喜山等多期强烈构造运动和长期风化剥蚀的影响，太古界变质岩潜山顶面风化壳及内幕层中以裂缝发育为主、溶蚀为辅的良好储集空间［8］。通过对研究区变质岩储层特征进行分析认为，研究区潜山储层受岩性、构造运动及风化溶蚀作用等因素影响，构造运动是主控因素;基岩岩性较为单一;而风化溶蚀作用对于储集空间有一定影响，主要是对裂缝储层的进一步改造。

以裂缝数值模拟预测为主，结合区域构造和多种裂缝预测技术综合分析得出，JZ25－1S变质岩储集层裂缝的主要展布方向为与大断裂平行的北东—南西向和与大断层斜交的北北西—南南东向。裂缝发育与断层关系十分密切，断层附近往往是裂缝较为发育的区域，依据反演结果进行储层预测可知，纵向上JZ25－1S潜山的风化壳—半风化壳裂缝储层发育;平面上裂缝储层主要集中发育于中部的2、7井区和北面的1、8井区(图3)。其中，2、7井区已实施的开发井均部署在潜山顶部50 m范围内，最终均获高产。

图3 风化壳—半风化壳有效裂缝储层厚度

3.3 水平井开发提高油井采油指数，是保持油井长期高产的重要因素

JZ25－1S潜山开发井完钻井井型主要有水平井和定向井2类。裂缝性储层在研究区西部翘倾构造高部位发育，潜山的局部高点控制潜山储集层的分布。此外，构造顶部的风化残积物是变质岩潜山中最好的储集层类型之一，其孔隙类型以类似于砂砾岩粒间孔隙的块体间孔隙及其溶蚀扩大孔隙为主，孔渗性较好，但该优质储层在区域内没有大面积分布，主要分布于局部高点相对较高位置的宽缓斜坡区［8］。其中，已投产开发水平井也主要分布在该构造高部位的优质储层中，再加上中高角度裂缝的上下沟通及水平井自身的优势，采用水平井开发可大大提高油井采油指数，扩大连通范围，增加控制可动储量，开发后的实际情况也表明，水平井初期产能为定向井的2～3倍;生产6个月以上，水平井产能仍为定向井的3倍左右，且基本不含水，处于无水采油期，表明了采用水平井开发是保持潜山油藏油井长期高产的重要因素之一。

4 潜山裂缝性油藏高效开发建议

4.1 井网不断优化调整，提高储量动用率

JZ25－1S变质岩潜山油藏的原油主要聚集在基岩储集空间内，储层非均质性极强。早期采用定向井不规则三角形井网开发，开发过程中逐步优化调整开发方案，在构造顶部部署水平井开发，逐步提高原油储量动用率，极大地改善油田的整体开发效果，保证了水平段最大程度上钻遇裂缝储层，扩大泄油面积，最终均获得单井高产。

4.2 底部人工注水保持地层压力，提高油藏采收率

在油田早期对底水水体强弱认识不清的情况下，采取油井衰竭开发，动态监测单井含水变化情况，经过一段时间的高速、高效开采，发现位于构造低部位的定向井均处于低含水或者不含水状态，而且潜山各部位油井井底流压下降较快。因此，最终决定在潜山油藏内部构造底部试注水，通过注水建立起人工底水，减缓地层压力下降速度使其最终趋于稳定。目前试注水对周边生产井有一定影响，单井递减率有所降低，进一步的注水效果有待于科学论证，应加强对注水强度、注水部位以及地层压力的监测和注采过程的调整。

4.3 加强油藏动态监测与管理，及时进行开发调整

潜山油藏的开发成败很大程度上取决于油藏地层压力的保持程度，目前最常用的手段就是注水保压。因此，需要加强油藏动态监测和管理，应用生产测井、同位素检测及流线模拟等方法监测或模拟注入水的水驱前缘，保证注入水的均匀推进，及时对油藏注采过程进行调整，防止注入水沿大孔大缝发生水窜，暴性水淹油井。力争在合理注水保压与降低单井含水之间找到平衡点，最大程度上提高潜山油藏的开发效果。

5 结 论

(1)通过对JZ25－1S油田潜山油藏生产井动态特征进行研究，发现油井初期产能较高，而且位于构造高部位的水平井生产能力更强。

(2)分析控制潜山油藏油井产能的各种因素，认为岩性是控制储集性能及油井产能的基本因素，在全区岩性变化不大的前提下，对油井产能影响有限;构造裂缝的发育程度是潜山油藏高产的主控因素，此外，水平井可提高单井产能及控制储量。

(3)从潜山油藏的高速高效角度考虑，及时优化井网调整，同时相应调整开发思路，如提高储量动用率、实施底部人工注水保持地层压力、加强油藏动态监测与管理等，可最终提高潜山油藏可采储量与采收率。

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编辑 黄华彪

TE122.2

A

1006－6535(2012)04－0029－04

10.3969/j.issn.1006－6535.2012.04.008

20110819;改回日期:20111212

国家重大专项“大型油气田及煤层气开发”(2011ZX05057－001)

汪利兵(1980－)，男，工程师，1998年毕业于中国石油大学(华东)资源勘查工程专业，2005年毕业于中国石油大学(华东)矿产普查与勘探专业，获硕士学位，现从事油气油田开发地质研究工作。