沙埝油田沙7断块精细油藏描述

2013-05-13颜琳娜黄啸年林式微卢显荣中石化江苏油田分公司地质科学研究院江苏扬州225012

石油天然气学报 2013年1期

颜琳娜，黄啸年林式微，卢显荣（中石化江苏油田分公司地质科学研究院，江苏扬州225012）

1 油田概况

沙埝油田沙7断块位于江苏省高邮市沙埝镇北，南邻富民油田，为一弧形反向正断层，与近单斜的地层形成宽缓断鼻构造。探明地质储量222×104t，含油面积3．1km2。

该块自1994年9月投入试采以来，经过多年开发，暴露出诸多矛盾，主要表现为含水上升快、递减快、压力水平低、注入水外溢量大和水淹严重等。如何挖潜剩余油、提高采收率是当务之急，因此必须应用多学科理论和技术手段相结合进行油藏精细描述，以提高油藏开发水平［1～3］。

2 技术思路及路线

在充分吸收前人研究成果的基础上，充分利用该区的油藏静、动态资料，以构造地质学、沉积学、油层物理以及石油地质学为理论指导，应用现代油藏描述技术和油藏评价技术，进行油藏地质综合研究，建立精细的三维地质模型［4］，从而真正达到油藏精细描述的目的。由此制定技术路线。

3 精细油藏描述

沙7断块是一个开发多年的老油田，目前处于开发中后期，因此必须按照数字化精细油藏描述的要求，即充分利用各种最新的技术手段，以地质技术为核心，以测井技术、地震技术、计算机技术为工具，综合反映地下油藏的内幕特征。通常意义的油藏描述软件化仅是数字化精细油藏描述的一个方式，而实现高精度储集层预测、定量刻画油藏内幕才是数字化精细油藏描述的核心［1］。其技术特色体现在以下4个方面。

3．1 精细化

图1 沙埝油田细分层标准井图（沙7－1井）

精细对比表明，研究区储层以薄互层为主，横向连续性较好，储层物性差异导致含油性变化大，因此油层横向连续性较差。

2）砂体微构造特征油层微型构造（微构造）［2］是指在总的油田构造背景上，油层本身的微细起伏变化所显示的构造特征，其幅度和范围均很小，通常相对高差在10m以内，面积很少超过0．3km2。

根据砂层组、小层、单砂体顶面数据，研究沙7断块微构造。认为在E1f13内，除沙7－35井外，其他井的各砂体没有出现断缺现象，因此，油层内部不存在小断层。砂体微构造研究显示：构造较平缓，正向微构造和负向微构造不明显，砂体不同程度地出现尖灭，砂体微构造与砂层组、小层有较好的一致性。

3．2 定量化

定量化研究是利用储层定量化的地质知识库，精细解剖油田开发中后期储层物性参数变化规律，研究非均质性特征以及储量复算。

1）物性特征岩心资料分析研究认为，E1f13储层物性总体较差，为中孔、中低渗储层。孔隙度主频在25%，平均孔隙度22．1%，但多数集中在19%～26%；渗透率主频在50mD，平均渗透率57mD，多数样品集中在5～50mD。

2）非均质性特征利用岩心渗透率计算各小层的非均质参数，各小层变异系数在0．87～1．57之间，突进系数在3．59～6．07，级差在25．7～215．7，各小层均表现出强非均质性。利用劳伦兹曲线计算各小层的非均质参数［3］，在0．47～1．57之间，各小层均表现出中等非均质性。

3）储量计算截止到2011年4月，沙7断块共有完钻井44口井，其中探井2口，水平井1口，油层井39口。该块于1994年投入开发，1995年构造的西部井控不足，1995年后为了完善开发井网，又钻探了29口井，落实了西部构造，同时发现了新的含油层系，构造发生了较大变化，需要重新计算。

由于含油小层较多，且平面上分布不均，因此采用E1f13整体计算与分小层累计储量方法计算沙7断块储量。根据油水井钻遇情况确定砂层组整体及各小层含油面积。利用各井实际有效厚度勾画有效厚度等值线图，采用面积权衡法确定碾平厚度7．5m为E1f13砂层组整体有效厚度，根据各小层的含油面积图，采用井点平均或面积权衡的方法，确定各小层的有效厚度。最后结合单储系数，计算储量。计算结果显示，整体计算储量173．6×104t，分小层计算累计为175．0×104t。储量计算与上报探明储量176．0×104t基本接近，表明该断块储量落实可靠。

3．3 综合一体化

油藏描述是一项综合性很强的研究工作，涉及多种技术手段的运用、多种信息的整合以及多学科的相互渗透［4］，利用GPT一体化软件研究平台，对研究区宏观与微观、动态与静态的一体化研究进行综合研究。

3．3．1 研究平台的一体化

油藏是构造、储层与流体等各种油藏属性组成的有机整体，各种因素相互制约。而油藏各种属性的控制因素大多相同，如小层平面图的砂岩尖灭线、与沉积微相及砂体微构造中的尖灭线应一致；小层平面图中的有效厚度零线与有效厚度等值线图中的有效厚度零线也应是一致的。常规方法进行油藏描述，各软件功能独立，研究相互脱节，研究成果之间存在较多矛盾。

因此，要放在一个平台上来研究，就是要把地质研究的各个单项集成，如微构造的研究、沉积微相的研究、非均质性的研究、对比图、剖面图、平面图等研究放在一个平台上来研究，而不是独立的。选用GPT油藏描述软件可以提供一体化研究平台。

3．3．2 宏观与微观研究一体化

油藏静态研究，即对油藏进行宏观与微观方面的研究，宏观方面主要包括沉积微相、储层非均质性研究以及油藏分布特征，微观方面主要是微观孔喉特征。

沉积微相作为宏观研究的重点，贯穿于地质工作的整个过程。通过岩心观察、粒度分析，在确定单井沉积微相的基础上，结合测井相分析技术，细分全区沉积微相，识别成因单元砂体，结合砂岩厚度分布情况确定成因砂体空间展布形态及叠置模式。研究过程中，单井相各小层沉积微相应与沉积微相平面图和剖面图中的沉积微相保持一致。

精细沉积微相研究结果表明，沙7断块主要以三角洲前缘席状砂沉积为主，水下分流河道砂体和河口坝砂体相对不发育。平面上，中、西部水下分流河道砂体较发育，纵向上以E1f1－63小层较发育。

对储层孔隙度、渗透率进行定性描述，发现分流河道和河口砂坝砂体的物性较好，渗透率和孔隙度等值线密度较大，孔隙度、渗透率的方向性与水下分流河道砂体展布方向一致，与沉积微相平面分布具有较好的一致性，沉积微相的划分具有合理性。

经精细划分对比后，单砂体油藏规模小，含油面积为0．021～1．322km2，超过70%的油砂体面积小于0．5km2。含油带窄，油藏宽度在100～470m之间，油层更分散。

油藏纵向研究表明，油藏单一，但相对较集中；油层厚度薄，油层有效厚度大多集中在2m左右；油柱高度在70m左右，油柱高度小；油层横向连续性较差；为具非统一油水界面的层位状油藏。

微观方面，铸体薄片和扫描电镜分析，发现研究区E1f13储层岩石喉道类型以点状喉道为主，次为片状或弯片状喉道，孔隙之间连通性较差，局部孔隙之间无喉道连通。而压汞试验结果则表明孔喉非均质性较强，反映出较强的非均质性。

常规压汞实验采用的是恒压法，给出的是某一级别的喉道所控制的孔隙体积，无法提供关于喉道大小和数量的信息；而恒速压汞技术可以对多孔介质的孔隙和喉道的大小和数量进行直接测量，同时给出孔隙中孔隙和喉道的信息。根据恒速压汞试验分析，2块样品为高孔、中渗储层，1块样品为中孔、特低渗储层。从试验结果（表1）知，研究区中渗储层排驱压力0．06MPa左右，明显比特低渗储层低；孔喉分布为单峰，平均喉道半径1．246～5．779μm，最大连通喉道半径12．672μm，孔喉分布峰位1．6～6．7μm，渗透率贡献峰位4．0～10μm，表明E1f13储层以细－中喉为主。

表1 沙7断块恒速压汞孔喉特征参数表

3．3．3 动、静态结合研究一体化

1）利用动态资料验证储层非均质性利用示踪剂监测研究层内非均质性（主渗通道）。根据沙7－33井注入示踪剂后，统计主、次峰到达的先后（表2）。结合微构造研究认为：试验砂体中，沙7－9井、沙7－19井仅（阜宁组三段1砂层组3小层1号砂体）、砂体与沙7－33井有效连通，主渗通道存在于这2个砂体之间。说明层内非均质性较强。

表2 沙埝油田沙7断块产出井示踪剂检测统计表

2）利用流态剩余油测井研究层间非均质性（高含水层）根据沙7－19井流态剩余油测井成果（表3）可知，小层为主出水层。沙11井吸水剖面显示小层为主要的吸水层，究竟是哪一砂体吸水导致水淹？结合3个砂体的微构造分析可知，砂体水淹导致全井含水，由此可见层间非均质性较强。

表3 沙7－19井流态剩余油测井解释成果表

3）利用示踪剂监测平面非均质性 2009年7月26日，示踪剂注入沙7－33井后第92d，一线受效井沙7－9井（井距175m）、沙7－19井（井距340m）监测到示踪剂。示踪剂产出浓度未能观察到设计的峰值浓度，沙7－9井约为设计理论值的1／2，但沙7－19井仅为1／8，沙7－3井等其他油井未能检测到示踪剂，未见注水效果，由此可见平面矛盾突出。

4）沉积微相与开发动态关系研究利用油水井的吸水强度与产液剖面来研究沉积微相与油水井生产指数之间的联系，同时也对沉积微相划分正确性进行检验。根据研究区12口注水井吸水强度与沉积微相认识的统计分析可知，席状砂的吸水强度指数最弱，范围为0．04～3．65m3／（d·m）；河口砂坝以及水下分流河道相吸水强度相对较强，范围为1．2～7．0m3／（d·m）。

再根据研究区3口油井的产液剖面可知，沙7－18井、沙7－17井以及沙7－2井的小层砂体的产液指数明显好于其他砂体，与沉积微相对比可知，河道及河口砂坝的产液量明显较大，产液强度与其微相类型较为相符。