安塞油田长小层单砂体界面识别及划分方法

2014-08-10安明胜马明宇曹燕燕王磊飞

石油化工应用 2014年1期

张欢，安明胜，马明宇，曹燕燕，王磊飞，黄炜

（1.中国石油长庆油田分公司第一采油厂，陕西延安 716000；2.中国石油长庆油田分公司超低渗透油藏开发部，陕西西安 710021）

安塞油田是我国陆上第一个亿吨级的整装特低渗透油田，具有典型的低渗、低压、低产特征。油层分布广、含油层系多，自下而上发育三叠系长10、长6、长4+5、长3、长2、侏罗系延安组等多套含油层系。其中长6 为主要含油层组，长6 探明含油面积占总含油面积的89.6 %，产量比例占72.8 %。长6 油藏为典型的低渗、低压、低产油藏，空气渗透率1.29 mD，压力系数0.7～0.8，油层无自然产能，经压裂和注水后，单井日产油能力2～3 t[1-2]。而长6 层又分为长61、长62、长63三个层，长61分为长、长、长、长等四个小层，其中长小层为主力开采层位，厚度一般为15～20 m，总体连片性较好、稳定性较强。

近年来，随着油田实施规模加密调整，发现密井网、小井距条件下可不断提高水驱储量控制程度，反应出长小层内部砂体并非是一个稳定的整体，而是被泥质夹层隔开的四套不稳定的小砂体。依据河道侧向叠加的期次关系和测井曲线所能反应的纵向有效分辨率，可将长611-2进一步细分为四个单砂体：长、长、长、长。对长小层单砂体进行细分，有助于进一步认清小层内部结构，为油田开发技术政策制定提供依据。

1 单砂体划分方法

研究单砂体对油田开发具有重要的指导作用，这就需要建立一套单砂体划分方法，主要分为野外露头与井下对比、测井曲线归一化处理、量化划分标准等三方面。

1.1 野外露头与井下对比

进行单砂体划分，首先要开展野外露头与井下对比。通过长611-2小层的野外露头来看（见图1），长611-2可细分为四个单砂体：长611-2-1、长611-2-2、长611-2-3、长611-2-4。这四个单砂体间有清晰的界面。

图1 延长组长小层野外露头剖面

参照野外露头，进行井下对比，从王检16-156 单井综合柱状图（见图2）来看，长小层内部也有清晰的泥质夹层界面，也可对等地刻画为四个单砂体，说明长露头与井下对比的一致性较好。

图2 王检16-156 单井综合柱状图

1.2 测井曲线归一化处理

但是在实际运用过程中，首先要进行曲线归一化处理。安塞油田已开发二十余年，同一地区老井、扩边井、加密井产建时间不同，测井仪器、测井工艺水平都在发生变化，导致出现同一测井系列刻度范围值不一致的现象。GR 曲线有-2～5、2～3、20～100、0～200 等多个刻度范围值，需要将曲线数值归一化，统一刻度范围值，消除新老曲线不一致产生的误差。一般采取下列公式进行归一化，将所有井刻度范围值全部调整为0～1（无量纲）。

式中：SPnew、GRnew 表示SP 和GR 归一化曲线值，SP.max、GR.max 表示SP 和GR 原始曲线最大值，SP.min、GR.min 表示SP 和GR 原始曲线最小值。

然后将SP 曲线和GR 曲线做处理，增强岩性区分效果，进行交集填充和增强重构，便于划分单砂体。

1.3 量化划分标准

划分单砂体，首先需要研究单井特征，对单井的单砂体进行划分，单砂体间界面的判定以高GR 尖峰为主，GR 往往以0.4～0.5（归一化值，无量纲）作为标准，大于这一数值界限的GR 尖峰可认为是单砂体间的界面。单井的单砂体划分好后，再画连井剖面，画连井剖面时，应体现单砂体内储层地质特征的相对近似性、单砂体间的差异性和相对稳定性。当个别井GR 尖峰和界面不明显时，应以邻井的单砂体厚度值作为参考，进行识别，单砂体平均厚度为2～5 m。

2 单砂体形成背景

长611-2油层受河流控制，水下分流河道沉积微相为其骨架砂体。由于河道迁徙冲刷，河道在地质历史中频繁摆动，导致水下分流河道和分流间湾相间分布，这就是单砂体形成的历史背景。王20-04 井的长611-2小层的测井曲线处理图（见图3）。

图3 王20-04 测井曲线处理图

3 研究单砂体的重要意义

单砂体划分和研究是油藏剖面研究向精细化发展的重大进步，对油田开发中后期整体加密调整及措施增产有着重要的积极意义。

随着地质认识的深化，从野外露头（见图4）及小层单砂体划分来看，单砂体稳定性差，变化较快，常有尖灭。发现原井网存在部分透镜状单砂体未被控制住，平均厚度为2～5 m。单砂体变化较快的特征导致井网控制程度低，影响油水井间水驱效果。所以，针对这一特征，在油井间实施整体加密，可较大程度地提高储层水驱控制程度，有效动用透镜状单砂体或尖灭单砂体的剩余油，这对实施井网加密调整具有重要的理论支持。2010-2011 年在安塞油田王窑西南区开展的整体加密试验，说明通过整体加密，可大幅提高水驱储量控制程度和最终采收率。原始井网的水驱储量控制程度为89.6 %，加密后提高到95.2 %，提高了5.6 %。原始井网的采收率为24.6 %，加密后提高到30.5 %，提高了5.9 %。

图4 延长组长611-2 小层野外露头剖面

另外，各单砂体间发育有泥质夹层和钙质夹层，对剩余油运移形成遮挡作用。可采取单砂体补孔措施，射开被夹层遮挡住的含油性较好的单砂体，动用剖面剩余油，提高采收率。如王窑老区王加25-071 井初期开采长611-2层1、2 号单砂体，射孔位置1 354.0～1 358.0 m，初期产能较低，措施前日产液0.46 m3，日产油0.32 t，含水15.4 %。分析认为该井长611-2层单砂体内部有泥质夹层、钙质夹层遮挡剩余油运移。2013 年4 月采取补孔措施，补孔长611-2层3 号单砂体，射孔位置1 364.0～1 367.0 m，措施后平均日增油2.64 t（见图5），取得了很好的效果。