姬塬油田H区块产建随钻地质研究

2012-11-14高银山刘俊凯周鹏飞

石油化工应用 2012年3期

关键词：试油口井侏罗系

高银山，左琴，刘俊凯，樊辉，于博，陈华，周鹏飞

（中国石油长庆油田分公司第五采油厂，陕西西安 710021）

姬塬油田H区块产建随钻地质研究

高银山，左琴，刘俊凯，樊辉，于博，陈华，周鹏飞

（中国石油长庆油田分公司第五采油厂，陕西西安 710021）

针对侏罗系油藏分布范围小、油水关系复杂、隐蔽性强的特点，通过对H区块延5油藏产建随钻分析和后期开发认识，总结出构造-岩性油藏产建中油水界面的确定及油层的识别方法，为下步该区侏罗系油藏产建随钻分析提供指导依据，确保钻井成功率。

构造-岩性油藏；油水界面；油水层识别；随钻分析；地质研究

H区块延5油藏位于姬塬油田西北部，属三角洲平原分流河道沉积，是近两年开发规模较大的侏罗系油藏。油藏埋深1920 m，有效厚度7.3 m，解释孔隙度17.5%、渗透率27.4 mD，油藏类型为构造—岩性油藏。2010年围绕出油点滚动建产，采用300 m正三角形井网，实施采油井23口、注水井7口，建成产能2.4×104t。目前该区开井29口，井均日产油4.27t，综合含水48.1%。

1 产建中面临的主要问题

（1）侏罗系油藏分布范围小、构造幅度相对平缓、隔夹层不发育等因素导致油水分异作用不明显，仅从测井、试油资料无法准确地确定油藏的油水界面。

（2）侏罗系油藏边底水发育、油层电阻率相对较低且与下接水层相比，纵向上电阻率增大值一般较小，部分井油层与水层感应电阻率比值甚至低于2，录井显示、测井解释无法准确地识别油水层。

（3）地面丛式井组开发和快速高效建产的要求，无法及时对更多井进行试油试采，客观上降低了对油藏的认识程度，为后期开发带来诸多困难。

2 产建地质研究的主要做法

2.1 油水界面确定

砂岩储层构造—岩性油藏的油水界面，在不考虑水动力等其他驱动力的情况下，油藏内油水分布是毛管力与浮力平衡的结果，宏观上表现为受储层物性变化的影响，一般都表现为波状起伏的界面。油藏油水过渡带的储层物性越好，油水界面越低，当油水过渡带的储层物性变化不大时，油水界面近似于一个平面[1]。

H区块延5油藏面积小（约2.0 km2）、构造相对稳定、储层物性接近，因此认为油藏油水界面近似于平面。初期根据H井油层及试油试采情况，认定油水界面为-363 m左右；随着开发井试油试采资料的验证，考虑到侏罗系油藏开发后底水导致油水界面上升，进一步确定油藏油水界面为-356 m左右。油水界面的确定，对于储层改造及油水层识别具有重要的意义。

2.2 油水层识别

根据H区块延5油层的测井响应特征，总结出以下几种判识方法，在实际产建随钻分析应用中，要多种方法综合利用、资料互相验证，才能提高油层识别效果，确保高效建产。

2.2.1 电阻率增大值法前人的研究成果和矿场试验效果表明，电阻率增大值法在低阻油气藏勘探和开发中发挥了重要作用。在油气勘探开发测井中，油水层的判断通常是以电阻率测井为基础，电阻率增大值是通过目的层与同样条件下（物性相当）水层电阻率作比较，达到对不同电阻率显示的产层作出定性评价[2]。对H区块30口井测井解释为油（油水）层与下接水层感应电阻率资料统计分析，当电阻率增大值不小于2时，19口统计井全部分布在含油面积内，解释结果与后期试油试采效果较吻合；电阻率增大值低于2的11口井中，仅有H76-34井试油油水同出，H82-30和H80-32井试采含水均维持在95%以上，而另外8口井试油试采均出水，解释结果符合率较低。若电阻率增大值以2为界限，该方法对H区块延5层的油水层判识效果明显。

2.2.2 开发参数限值法通过试油试采资料，编制电性参数交会图，得出各类电性参数的有效开发下限值。随着区块试油试采井数的增多，可以进一步验证和完善出油下限取值的合理性。一般常用的有声波时差—感应电阻率交会图、孔隙度—含水饱和度交会图等。

从H区块延5层的声波时差—感应电阻率交会图可以看出，该区块感应电阻率有效开发下限为8.2 Ω·m、声波时差有效开发下限为246.7 μs/m。在此基础上当感应电阻率大于13.3 Ω·m，基本都可以认定为油层。另外对测井解释为油水层、试油试采却出水的9口井，将其储层电性参数投入到交会图中，仅H80-32井处于油水层范围内，其它井全部分布在水层区域，同样具有较高的判识符合率（见图1）。

图1 H区块延5层声波时差与感应电阻率交会图

2.2.3 油顶构造差值法鄂尔多斯盆地构造总体上显示为东翼宽缓、西翼陡窄，盆地内部构造相对简单，以鼻状构造为主，地层平缓[3]。H区块位于陕北斜坡中段西部，构造平均坡度小于1°，每公里平坡降约7 m。H区块延5地层厚度26～31 m，平均厚度28 m；地层顶面构造-354～-339 m，相对高差15 m，总体上地层厚度与构造趋势较为稳定。由于侏罗系油藏多是由差异压实作用形成的局部鼻隆，构造隆起幅度不大，产建时要注意实施井的油层显示和油顶海拔变化情况[4]。H区块采用300 m正三角形井网，在此区域构造背景下，若一个井距油顶海拔变化在5 m以上时，要及时分析原因，必要时进行试油试采验证。对H区块相邻开发井油顶构造差值统计分析，除H80-28和H78-30井属局部构造高点与邻井差值较大，其它9口井油顶海拔低于邻井5 m。该9口井中5口井为明显水层，试油试采也验证了这一判断；另外的4口井油顶海拔接近油水界面，试采初期平均单井日产油仅0.69 t，含水高达88%。利用邻井油顶构造差值，结合H区块砂体展布特征，对油藏边界和油水界面进一步认识和控制，提高对油水层的判识程度，为区块的产建调整指明方向（见图2）。

图2 H区块延5油层顶面构造起伏图

3.2.4 综合对比分析法。通过对区块储层电性与物性、含油性的匹配关系，以及录井显示、隔夹层发育情况，综合定性地识别油水层。

侏罗系出油层均为粉砂岩，含油级别均在油斑级以上。H区块延5油层录井显示与后期开发验证结果符合率为69%，因此录井显示仅可以作为油水层识别的参考（特别是解释水层但上下具有明显的电阻“台阶”变化），因其现场人为因素的影响，显示结果往往又给测井解释造成一定的误导。

侏罗系油层底水发育，隔夹层对于油水分异起着重要的作用。H77-30和H80-32井油顶海拔接近、电性与物性相当，由于H77-30井油（油水）层与下接水层中间有16.7 m的隔层，试油日产油22.7 t、日产水7.7 m3；H80-32井顶部油水层与下接大段水层间仅有0.4 m的隔层，即使选择复合射孔改造技术，由于隔层较薄未起到明显的封隔作用，试油日产油0 t、日产水24.9 m3，试采排液至今仍未出油，此段油水层应解释为水层（见图3）。另外，对H区块延5层内隔夹层统计分析，区块共有12口井发育隔夹层，平均厚度2.35 m，其中9口井分布在含油面积内，占统计井数的75%，该批井试采初期单井日产油高达9.59 t，含水仅为10.5%，可看出对于侏罗系油藏，隔夹层在开发中对底水所起的遮挡作用。

当对油藏的油水界面、储层开发电性下限有较充分的认识后，若某井的砂体海拔在已知出油井的油水界面之上，对应层应解释为油层。H80-28井层Ⅰ海拔-347.4 m（层厚1.8 m）、层Ⅱ海拔-353.4 m（层厚3.3 m），按照油水界面-356 m来判识，层Ⅰ为油层、层Ⅱ应为油水层；将两小层的电性参数投至电性图板上，相应地层Ⅰ处在油层区间、层Ⅱ也处在油水层区间。两小层合试日产油31.8 t，试采初期日产油10.59 t、含水13.0%，后期生产中含水基本维持在17%左右。因此层Ⅰ和层Ⅱ初始解释含油水层应相应地调整，提高含油级别（见图4）。