坪北油田延长组沉积微相与油水生产规律研究

王恒卓

（中国石化江汉油田分公司江汉采油厂，湖北 潜江433123）

引 言

延长组湖盆东北部边缘河流入湖处，以三角洲相沉积为主，随着入湖水量减少，湖盆不断抬升等因素，形成了从长62～长21段沉积相从三角洲前缘向三角洲平原的逐渐演化。坪北油田长4＋52－长62以水下分流河道沉积微相占优势，河口坝沉积微相不甚发育，同时在三角洲发育过程中水下分流河道向前推进的同时，也会发生横向迁移，造成水下分流河道汇聚，分流主要发育水下分流河道、河道间湾、河口坝、决口扇等4种沉积微相类型。针对本区含油层在纵向上的分布情况，重点描述长62、长61和长4＋52三个砂组的沉积微相平面展布特征。

1 沉积微相的研究

根据沉积相模式，在小层划分的基础上，建立工区各井区层组之间的等时对比关系，小层划分标准沿用现生产中使用的划分标准，在全区建立骨干对比剖面，确定每个小层的单砂体个数，以单砂体为单元进行单井测井相划分，在平面上结合沉积环境进行微相类型组合，然后形成分层平面沉积微相图。根据地层对比结果，长4＋52小层有两个单砂体，长61小层为一个单砂体，长62小层为一个单砂体。

1.1 长62砂组

长62时期，沉积物源具多方向特点且主次分明。北偏东方向的物源最为重要，工区内主要微相类型为水下分流河道，有5支水下分流河道交汇，2个河口坝砂体。水下分流河道砂体由北至南呈条带状展布。主河道宽2km～3km，主河道内砂岩厚度大于15m，有效厚度大于8m。

1.2 长61砂组

长61时期，三角洲在长62时期三角洲发展的基础上得到进一步的扩展，区内主要发育5条水下分流河道砂体，在水下分流河道间形成2个河口坝砂体，北东向主要河道形成2个水下决口扇。

水下分流河道砂体呈北东～南西向展布，砂体宽2 km～3km。其中，主要河道1条，次要河道4条，之间被河道间湾分割，工区内的延伸长度大于10km，砂岩厚度大于15m，油层厚度大于6m。

1.3 长4＋52砂组

长4＋52小层2号单砂体期沉积环境主要为水下分流河道，工区北部主要物源方向没有变化。长4＋52小层1号单砂体期的沉积环境为水下分流河道和河口坝，河口坝相对较发育，其厚度较小，含油性差，不是主要目的层。

长4＋52小层2号单砂体工区内分布4条水下分流河道砂体，呈北东东－－南西西向展布，砂体在工区东北部较窄，约1km～2km，到西南部变宽，宽约3km～4km，砂体砂岩一般大于15m，厚者达20m。水下分流河道砂体是长4＋52砂组主要含油砂体，长4＋52油层主要分布在此砂体之中。

2 油井生产规律分析

2.1 沿主河道中心主体部位油井产量高

平面上沿主河道中心油层厚度大，初期油井产量高。长4＋52、长61、长62各层系分布的油井平均日产油分别为2.5t、2.6t、3.3t，综合含水低；主河道边部（按主河道宽1km统计 ）初期油井产量低。长4＋52、长61、长62各层系分布的油井平均日产油分别为1.9t、2.2 t、2.5t，综合含水高。纵向上平均，长4＋52、长61、长62日产油分别为2.2t、2.4t、2.9t（见表1）。

表1 河道主体与边部产量对比表

2.2 油井产量分布受注采方式的影响

坪北油田采用井排平行于水平最大主应力方向NE75°、井距450m、排距150m的注采井网。为了探索基础井网的适应性，1998年开辟了注水开发先导试验区。试验区含油面积1.49km2，石油地质储量127×104t。共布井22口，其中油井16口，注水井6口。1998年8月－11月投产油井13口，注水井6口。注水开发试验区油井前三个月平均日产油量分别为4.5t、4.0t、3.2t，而与试验区地质条件相似的天然能量开采区油井前三个月日产油量分别为 4.5t、2.5t、1.7t，显然，注水开发有利于油井稳产。

相同的微相条件下，不同开发方式，开发效果差别较大（见表2）。表2所示为三种开发方式下不同开发时期的单井平均日产量对比，表中开发先期注水区油井初期产量高，递减小。有采无注和注水滞后区初期产量低，递减幅度大，即使后期注水后，日产液量明显降低。

表2 不同注水时期产量对比表

2.3 油井含水受裂缝及注采井网的控制

油井含水受裂缝的控制，主裂缝方向见水快，侧向井难以受效，平面矛盾突出。坪北油田自投入开发以来，地层能量不断下降。近年来虽然逐步提高注水量，月注采比从2002年的1.04提高到2009年10月的2.0，累积注采比达到1.18。但目前坪北油田总体上仍然表现为地层能量不足，2009年10月油井平均动液面1 244m，平均沉没度仅72m。尤其是在平面上地层压力分布不均，裂缝线方向地层压力（7MPa～17MPa）远高于裂缝侧向地层压力（2MPa～5MPa）。

1）裂缝方向平行主河道方向。如北三区长4＋52层，沉积物源方向为北东向，与主裂缝平行单采。如P47－107井，2000年11月单注长4＋52，累注水6 645方，2002年12月主向上P47－109井（井距500）与P47－111井（井距1 000m）油井先后水淹，P47－109井关井油压4MPa，2008年实测井底地层压力17.0MPa，而侧向排距130m油井P48－110实测地层压力2.45MPa，2007年12月对该井暂堵压裂，未见效。说明裂缝见水后，侧向油井很难见效。

2）裂缝方向垂直主河道方向。如北二区西北部长62层，沉积物源方向为西北向，北东向，与主裂缝方向垂直。如P30－88井于2007年5月投产，单采长62层，其对应主向注水井P30－86为2008年5月投注。P30－88井到2008年9月即见到该井注入水，液量由1.4t上升到4.2t，含水由46% 上升到73%，经调整无效，于2008年11月水淹，2008年底转注。

3 结论及建议

1）该区沉积微相以水下分流河道为主，河道主体和河口坝微相为较好储层。但储层经过压裂改造后，在生产上并没有表现出更多的差异，油井产量分布主要受裂缝方向与井网、储层含油性及地层能量的影响。

2）在总结坪北油田注水开发效果的基础上，借鉴长庆油田超低渗透油藏注水开发经验，在编制坪北油田产建实施方案时，重视先期注水。建议在开展现场试验的同时，加强产建区油藏数值模拟研究，进行方案优化。

3）坪北油田属典型的岩性地层油气藏，倾斜角不到1度，油气聚集缺乏长期持续的动力指向，分散性强，油水同层现象普遍，油层原始含油饱和度低，常规测井技术对有效储层的分辨能力不足，给油气层识别带来困难。建议借鉴长庆低孔低渗油藏测井评价技术，提高油层识别能力，有针对性的优化压裂参数，开展老井试油复查。

［1］王允诚，等.鄂尔多斯盆地靖安地区长6油层组沉积微相和储层特征研究［R］.长庆石油勘探开发研究院，1998.

［2］陈勉，等.安塞特低渗透油田王窑地区裂缝系统研究储层研究［R］.长庆石油勘探局，1997.