Q油田疏松砂岩储层低效井原因分析

李婷婷

（中国石油集团测井有限公司，陕西 西安710065）

Q油田位于柴达木盆地Q断阶带，该区古近纪开始接受沉积，共发育七个泉组（Q1＋2）－上干柴沟组（N1）、下干柴沟组上段（E23）、下干柴沟组下段（E13）和路乐河组（E1＋2）等多套地层，不同区域地层缺失程度不同，沉积厚度大致800～2600m。Q6区块E1＋2以辫状三角洲平原到前缘过渡带沉积为主，储层岩石类型主要为岩屑长石砂岩，储层空间类型为残余原生粒间孔为主。取心及测井资料表明，孔隙度1.9%～22.0%，平均12.8%；渗透率0.01～501.5mD，平均7.6mD，属于低孔低渗储层。Q6区块构造整体呈北西西向展布，构造高点位于Q601、Q602井附近，呈断层控制背斜形态；地震资料水平切片和各个方向的地震剖面上均能见背斜的形态，构造南翼较陡、北翼较缓，东部宽缓、西部窄，浅层缓、深层陡，构造南侧深层还有小断层切割。通过钻探在构造圈闭以外多口井获得工业油流，证实了岩性圈闭的存在。

1 低效井储层类别

根据前期储层分类研究成果，利用储层品质因子建立的模型计算可得低效井储层类别。下面分别就主力小层Ⅱ－7、Ⅱ－8及次主力小层Ⅱ－10的储层类别进行了分析。

据要求解释的44口井Ⅱ－7小层储层分类结果可得，目的区Ⅰ类储层少，主要以Ⅱ、Ⅲ类储层为主，同时在Ⅱ－7小层中，基本无产的Ⅳ类储层主要分布在构造的外围，而构造西部Ⅱ－7小层以Ⅱ、Ⅲ类为主。

边部井Ⅱ－8小层Ⅰ类储层少，主要以Ⅱ、Ⅲ类储层为主，同时在Ⅱ－8小层中，基本无产的Ⅳ类储层主要分布在构造西部和南部。

Ⅱ－10小层在边部没有Ⅰ类储层，发育Ⅱ类储层的有3口井，主要以Ⅲ类储层为主，同时在该小层中，基本无产的Ⅳ类储层主要分布在构造北部和南部。

2 低效井原因分析

结合试油试采及构造情况，对构造西部和边部的低效井进行了重点解释。针对构造西部和边部井含水率高、产能低的问题，分析认为有5方面原因。

1）沿构造主体向外延，储层的有效厚度逐渐减小，物性变差（见图1）。构造主体部位的主力油层在电性曲线上表现为SP异常幅度大，显示渗透性好。三孔隙度曲线显示物性很好，声波值远大于下限值220μm／s。密度值2.3～2.55g／cm3，小于下限值2.6g／cm3。油层中子值明显降低，与声波值呈现包络面，深感应值明显较围岩增大，全烃曲线呈箱型或钟形特征，测井解释处理的含油饱和度达到50%以上，最高到76%，这与实际生产结果一致。在流体识别图版上，均落在油层的位置，且显示物性较好。储层分类多数属于Ⅱ类。沿构造主体部位外围，SP曲线负异常幅度明显减小，渗透率变差，三孔隙度曲线值多显示在下限附近，电阻率曲线起伏不大，含油不饱满，受物性控制作用明显，产量较好者日产油少于2m3。这些储层在流体识别图版上处于Ⅲ类储层或Ⅳ类储层，测井解释多数为差油层或干层，处于Ⅲ、Ⅳ类储层的界限区。以上低效特征在构造西部和构造边部均有出现。

图1 Q油田E13和E1＋2油藏测井解释连井剖面

对4－10井Ⅱ－10、Ⅱ－11小层进行压裂，从测井曲线（见图2）上看，3个解释层的三孔隙度曲线比上部Ⅱ－8差，储层厚度小，测井曲线上表现为砂泥互层，电阻率值较低，与围岩相差不大。从定量结果分析，2个小层计算平均孔隙度分别为6.2%和6%，位于物性下限以下，解释为干层；Ⅱ－10小层计算平均孔隙度为8%，渗透率为0.4mD，计算含油饱和度偏低，但从测井曲线特征看高电阻对应密度、中子曲线有含油 “镜像”特征，在分类图版中该层处于边界区，解释为差油层。该段投产压裂后初期产水量高，目前产水量下降，日产水1.74m3，产油0.03m3，单层产量低，具一定含油性。

图2 E1＋2油藏Q6区块4－10井综合解释成果图

2）边部井储层流体性质以含水为主，造成投产后含水较高。构造西部井电性特征显示，储层中含原生水，射孔后出水多，与构造高部位井相比，这些井的主力层段渗透性差，物性差，电阻率较高部位水层的值升高，压裂后仍产水。在流体识别图版上位于水区，储层类别属于Ⅲ类储层（见图3）。据投产结果，该层压裂日产水9.69m3，含水99%，与解释结论一致。

图3 E1＋2油藏Q6区块3－13井综合解释成果图

3）储层改造影响。长井段压裂，造成大量束缚水得到解放，或将附近水层压开，造成水量太大，油量下降。从该区探井、评价井相渗资料分析可得，沿构造高部位至外围，束缚水饱和度由21%增加到65%，说明E1＋2外围地层束缚水含量较高。位于构造高部的Q606井，束缚水饱和度为20%～27.37%，同样位于构造高部位的Q602井束缚水饱和度分布在33.14%～37.82%，而位于构造边部的Q607井、Q608井、Q609井和Q610井，束缚水饱和度分布在50%～65.6%。沿构造高部位到外围，束缚水饱和度明显升高，可见高束缚水饱和度是构造边部井压裂出水的重要原因。

Q6区块7－3井处于构造西部，从测井曲线（见图4）上看，该段Ⅱ－7（上）、Ⅱ－10和Ⅱ－11小层物性差，SP异常不明显，计算孔隙度在物性下限以下，解释为干层。Ⅱ－7（下）与Ⅱ－8小层物性相对好，但物性与电性曲线匹配性差，解释为差油层。该井在投产过程中对Ⅱ－7到Ⅱ－115层进行压裂，压开了其间的薄砂层，造成大量束缚水产出，虽然Ⅱ－7＋8有一定含油性，但两层均属差油层或薄油层，含油饱和度均在40%左右，自身含油丰度低、束缚水饱和度高，因此出水量大，油量小。

4）压裂施工的影响。2011年压裂Ⅱ－9小层，初产日产油1.96m3，日产水4.66m3，投产一个月后，产液量下降，到2012年7月对Ⅱ－8小层进行补孔，补孔后日产油1.06m3，日产水12.37m3，含水92%，解释为差油层，在储层分类图版上位于Ⅳ类储层，且该井固井质量差，分析认为是将Ⅱ－10水层上部压开所致。综合导致产水高。2012年对Ⅱ－8小层补孔压裂后，初期含水较高，但目前产油量较之补孔前有所增加，主力层还是具有一定含油性（见图5）。

5）构造位置的影响。构造西部井含水较高，储层性质含水，沿着主体向外围油水界限的位置需重新认识，如p4位于断层两侧的井，受断层影响储层物性和含油性明显变差。在两条断层所夹的西部断块上，断块中部物性稍好，有含油显示，压裂投产后有含油显示，往两侧含油下降。

总体来说，外围井主力油层储层物性变差是造成单井产油量低的主要原因。外围井处于构造较低部位，虽有含油特征，但原油充注程度不高，难以开采。另外，本区外围地层束缚水含量较高，同时含油饱和度降低，在采取措施求产时，尤其是长井段压裂时，会造成含水普遍较高的现象。

3 建议

1）对于该区边部物性较差储层，措施改造时建议尽量不要大井段压裂，以免大量束缚水排出抑制油产量。

图4 E1＋2油藏Q6区块7－3井综合解释成果图

图5 E1＋2油藏Q6区块8－5井综合解释成果图

2）边部主力小层附近水层发育，对于此类距离水层较近的油层的开采方式还需考虑。

3）外围井储层厚度大多变薄、物性变差，含油丰度降低，针对薄差层的开发可能需要采取与主体不同的方式。

当然，造成油井低效的原因是多方面的。有条件的话可以从地质、构造、油藏、工程方面综合分析，逐项排查，待下一步的深入研究能找出真正制约油井产能的原因。

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