新沟地区泥质白云岩油藏地质和试采特征分析

2014-09-15李波峰

长江大学学报(自科版) 2014年13期

李波峰

（中石化江汉油田分公司开发处，湖北潜江 433124）

新沟油田构造上位于江汉盆地丫角－新沟低凸起东段，油藏埋深800～2000m，主要含油层系为第三系新沟嘴组。常规砂岩油藏位于新下段Ⅰ、Ⅲ油组，累计探明储量300×104t；新下段Ⅱ油组非常规油藏介于新下段Ⅰ、Ⅲ油组之间，以泥质灰岩、泥晶白云岩为主，局部夹薄层粉砂质条带为储集层，是需要压裂改造才能获得工业油流的非常规油藏。2012年，新沟油田二次调整开发，通过复查老井测录井资料，优选X135井压裂复查新下段Ⅱ油组，获日产3t的工业油流。在此基础上，钻井取心4口，证实新下段Ⅱ油组为泥质白云质油藏。为进一步落实资源规模和产能评价，开展了直井外围评价和水平井分段压裂产能评价试验，钻探评价井10口（水平井4口），其中9口获工业油流，水平井X1－1HF自喷，日产油10t，从而揭示了新沟地区泥质白云岩油藏潜在的、可效益开发的规模资源量。下面，笔者总结分析了新沟地区泥质白云岩油藏的地质特征、试油试采特征，开展了成藏控制因素分析，旨在为该型油藏的规模效益开发提供地质依据。

1 油藏地质特征

1.1 沉积特征

新下段Ⅱ油组沉积时期，处于湖盆萎缩早期，在物源、古地形、古气候的控制下，盆地组下段Ⅱ油组自北而南发育有砂岩相、泥岩相、泥质白云岩相、硫酸盐岩相以及盐岩相，盆地中南部斜坡带（新沟地区）为泥质白云岩相的主要分布区，具有泥质白云岩与薄层泥岩频繁互层沉积特征［1］。新下段Ⅱ油组地层平均厚度98m，依据 “标准层控制、旋回对比”的原则，可进一步分为3个次级旋回（Ⅱ1、Ⅱ2、Ⅱ3），每个次级旋回由泥岩和泥质白云岩组成，且泥质白云岩及泥岩平面上连片、分布稳定（见图1）。

1.2 储层特征

图1 新下段Ⅱ油组岩性柱状图

新沟地区储层以泥质白云岩为主，其中Ⅱ1、Ⅱ2、Ⅱ3层段储层厚度分别为2～10m、2～14m、2～14m。平均厚度分别为6.4m、7.2m、7.8m。根据岩心样品统计分析，岩石矿物成分复杂多样，既有化学沉积的白云石、方解石、硬石膏等盐类矿物，又有陆源沉积的石英、长石和粘土，其中以白云石为主［2］。通过取心资料进行岩心归位后，白云岩电性特征主要表现为中伽马、中密度、中高声波（密度2.4～2.6g／cm3，集中在2.5g／cm3附近；自然伽马70～120API，集中在95API附近；声波时差230～285μs／m，以275μs／m附近储层最好）。孔隙度集中在10%～20%，平均13.7%；渗透率集中在0.01～0.5mD，平均0.21mD，属中－低孔、特低渗透储层。通过163块岩心样品微观孔隙结构分析，均属于特小孔喉（纳米级）储集岩，其中以Ⅱ3层段最好。储集类型以白云石晶间孔为主，其次为微裂缝及泥质微孔等［3］，泥晶云岩层间缝缝宽0.2～1μm，泥晶云岩、白云石晶粒多为2～4μm，发育大量晶间孔，孔径为0.1～2μm。

1.3 油藏特征

TOC（总有机碳含量）平均1.06%，以中等丰度以上烃源岩为主，其中Ⅱ3层段中等－好烃源岩分布范围大；有机质类型以Ⅱ类为主，占96%；镜质体反射率Ro集中于0.5～0.7之间，属低成熟。原油性质为轻质油，通过与砂岩油藏和烃源岩对比分析，新沟地区砂岩油葳和泥质白云岩油藏的原油特征相同，同源性好，均来自本地烃源岩。X1171井压力测试结果显示，原始地层压力7.29MPa，压力系数0.93，地层温度43.48℃，折算地温梯度3.08℃／100m，属于正常温压系统。

2 成藏控制特征

从油气显示分布、储层物性特征以及对照鄂尔多斯盆地致密砂岩成藏机理等方面分析，目前认为该油藏成藏控制有以下2个特征:①有机质分度高的层段，对应储层的油气显示相对集中丰富。纵向上3个层段，Ⅱ3层段上伏泥岩段相对较厚，地化指标相对较好，下部紧邻新沟嘴组主要生烃岩泥隔层，因此油气显示最为丰富，产量相对较高。②储层物性越好，油气显示越丰富，目前获得工业油流的X135、X1171井、X1－1HF井等均分布于孔隙度大于14%的区域。

非常规连续型油气藏属于近源一次排烃特殊油藏，由于渗透率低、喉道细，毛细管力大于水的浮力作用，油气在异常高压作用下通过上覆裂缝，幕式排出并进入储层；由于毛细管阻力高，石油进入储层后的二次运移距离很短，油水无分异，形成低饱和油藏，油水混出、油气比高。结合目前试油试采结果分析，新沟地区泥质白云岩油藏油水分布复杂，没有明确的油水界面，含油面积无法用常规油藏方法确定。从多个充注点进入储层的石油，散落分布，油藏之间看似彼此连通，实际上可能各自独立。