胡尖山油田长81有利区筛选及高效建产技术探讨

2019-11-16刘玉栋

石油化工应用 2019年10期

刘玉栋

（中国石油长庆油田分公司第六采油厂，陕西西安 710020）

随着储量瓶颈问题的加剧，要想做好储量的有效接替，必须在低品位油藏和剩余油挖潜上做好文章，目前长81主要存在出油下限不清楚，储量落实程度较为模糊的问题。在勘探开发过程中必须认清出油下限，优选出有利建产区域、重点评价区域、急需探明区域，才能科学规避建产风险。长81储层类似于致密油，结合长81储层的电性参数和试油试采数据确定了长81储层的出油下限，进而通过出油下限明确了预探区、评价区、建产区，针对区块现状提出高效建产技术政策，以期为研究区内延长组长81油层后期分区分类高效的勘探开发工作提供更多的科学依据。

1 研究区概况

鄂尔多斯盆地是华北陆台解体后独立发展起来的一个中生代大型内陆沉积盆地，其现今规模是在侏罗纪末期-燕山运动中期逐步形成的。盆地经历了早古生代陆缘海、二叠世-早三叠世华北内陆盆地和印支期后的残延发展。在晚三叠世延长组早期，印支运动使盆地周缘抬升，形成一个面积大、水域广、深度浅、基底平的大型淡-微咸水湖泊。沉积了厚达1 000 m～1 500 m 的三叠系延长组碎屑岩系。

根据盆地现今构造形态、基底性质及构造特征，鄂尔多斯盆地可划分为六个一级构造单元研究区位于陕西省定边县胡尖山乡，与学庄、新安边、吴起县相邻，构造位于鄂尔多斯盆地陕北斜坡中西部，构造相对简单，总体呈东西向单斜，倾角不足1°。研究区内主要发育自北而南近东西向的局部微弱倾没的排状鼻状隆起带[1]。

2010 年胡尖山地区胡309 井在长81油层获得高产试采日产2.1 t，2014 年郝41 井长81油层试油获得24.5 t 的高产油流，2015 年郝68 井长81钻遇油层7.3 m，试采2.1 t/d，2017 年新114 井长81油层试油获得21.3 t 的高产油流，经过连续几年的研究和勘探，认识到长81有较大的潜力，有望成为储量接替的选择。

2 地质学特征

2.1 沉积相特征

胡尖山地区长81属于三角洲前缘亚相沉积，进一步可分为水下分流河道、分流间湾、河口坝及前缘席状砂等微相[2]，油气的运移通道主要是大套的分流河道连通砂体，油气运移的动力主要是过剩压力差，过剩压力差一般分布在4 MPa～8 MPa。长7 烃源岩生成的油气在过剩压力差的驱动下，向下倒灌运移至长8 的储集岩中形成“上生下储”成藏模式的油藏[2]；同时长7 湖相泥岩以及长8 分流间湾相泥岩是长8 油藏的区域性盖层，封盖性能良好，利于长8 油气的保存。

2.2 砂体展布特征

胡尖山地区长81层平均钻遇砂体10.5 m，解释平均油层厚度4.5 m，油水层厚度1.3 m，差油层厚度3.4 m，储层厚度大的分流河道及河床滞留区域对油气成藏更为有利。

2.3 岩石学特征

研究区长8 储层岩性主要以灰、灰绿、灰褐色细粒岩屑质长石砂岩和长石质岩屑砂岩组成，主要粒径为0.1 mm～0.5 mm。砂岩结构成熟度中等，分选性整体上为中等偏好，碎屑颗粒多呈次棱角状，胶结类型较为多样，以加大-孔隙、孔隙、孔隙-加大为主[3]。

通过长8 储层化验资料分析统计，孔隙度分布范围在5.0 %～10.0 %，平均值6.78 %，渗透率分布范围在0.03×10-3μm2～0.6×10-3μm2，平均值0.48×10-3μm2，属低孔隙度，超低渗Ⅱ类储层（见图1、图2）[3]。

3 储层特征对单井产能的影响

3.1 数据的优化

优选能表征油气富集区、高产区的主要参数，是解决优选问题的关键；而其他地质参数则通过间接影响这些主要参数而影响长81油藏开发效果。通过更具针对性的少数几项基础数据就能直接找出有利区，规避低产风险，不需要多项参数再分析，使综合评价体系简单化，同时降低有利区优选的难度及工作量。

电性参数优选：本次研究用动用范围内小层参数的加权平均值，纵向上连续以及相邻隔层上下储层砂岩全部纳入评价系统；同时对于异常高值合理干预，保证电测参数录取的科学性。

试油试采优化：试油试采作为衡量是否有利开发的直接指标，根据不同油井稳产阶段的数据和优选岩电参数的匹配程度来验证优选方法的可靠性，没有沿用过去采用的初期单井产量的习惯，避免不同程度改造强度对油井初期产量的影响。

3.2 出油下限确定

出油下限确定是以测井资料为依据，结合钻井取心、录井、试油等资料进行综合解释的过程。对每个解释层都要进行油、气、水层的判别，以及高产层、低产层、非产层的判断，作出正确的结论。即在岩性、物性、水性分析的基础上，根据电性作出含油性的评价，并提供可靠的地质参数[4]。

解释标准是判断划分油、水层的重要依据，但并不是唯一标准，尤其在复杂岩性、物性、水性等条件下，因此对胡尖山地区出油下限的确定，是在充分研究储层四性关系基础上建立的，考虑储层岩性地质特征和电性特征的同时，结合试油试采情况，确定出油下限，为后续开发提供有力依据（见图3～图10），孔隙度、泥质含量、含油饱和度、渗透率与初期产能产量关系无明显的相关性。

图1 胡尖山地区长8 储层渗透率直方图

图2 胡尖山地区长8储层孔隙度直方图

图3 孔隙度-初期产能关系曲线

图4 泥质含量-初期产能关系曲线

图5 含油饱和度-初期产能关系曲线

图6 自然电位-初期产能关系曲线

图7 有效厚度-初期产能关系曲线

图8 渗透率-初期产能关系曲线

图9 电阻率-初期产能关系曲线

图10 声波时差-初期产能关系曲线

由图3～图10 参数可以看出，影响长81出油主要参数及下限如下：油层厚度下限为2.5 m，渗透率下限为0.2 mD，时差下限为225 μs/m，电阻率下限为75 Ω·m。将渗透率和油层有效厚度的分级图进行结合，以出油下限值为筛选条件，进行叠合，筛选出有利区13 个。将电阻和油层有效厚度的分级图进行结合，以出油下限值为筛选条件，进行叠合，筛选出有利区12 个。

4 利用有利区归类三级储量区

开发区：依据电性参数出油下限、储层剖面图、电阻等值线图、渗透率等值线图绘制砂体展布图，5 m 以上油层等厚区划为开发区。

居民对屋顶绿化生态效益了解较少，大部分居民能认识到屋顶绿化有美化环境、调节空气质量的作用，但对调节建筑周围温度、降低噪音及延长楼顶防护层使用寿命等了解很少.群众对屋顶绿化的认识是推动屋顶绿化发展的隐形力量，很多居民对屋顶的“碎片绿地”估值不高，认为屋顶的那点绿化面积起不到多大作用，更多是满足建设者的兴趣爱好[9].

评价区：针对油层厚度5 m 以上的油层，对于储层电性参数在出油下限以上的区域，提出补孔井进行评价，根据油层厚度和砂体展布圈出评价区。

预探区：对位于含油面积附近的井控程度较低区域作为预探区。

4.1 预探区

元92 井向东南砂体逐渐变厚，元92 试出纯油5 t，东南部井密度较低，通过砂体等厚图和油层有效厚度，可以看出东南部潜力较大，建议部署1 口探评井。

胡240 井向北砂体较厚，胡240 井试油纯油5 t，南部井密度较低，通过砂体等厚图和油层有效厚度，可以看出东北部潜力较大，建议部署1 口探评井。

郝48 井向东北方向砂体逐渐变厚，东北部井密度较低，通过砂体等厚图和油层有效厚度，可以看出东北部潜力较大，建议部署1 口探评井。

4.2 评价区

胡256 井砂体厚11.4 m，含油水层7.9 m，落实含油面积6.4 km2。电阻率126 Ω·m，时差216 μs/m，渗透率0.3 mD，通过出油下限对比，胡256 砂体泥质含量较高，但电阻渗透率较好，建议补孔，评价出油潜力再决定是否开发。

胡345 井砂体厚17.9 m，油层有效厚度7.8 m，落实含油面积3.2 km2。电阻率74 Ω·m，时差222 μs/m，渗透率0.3 mD，通过出油下限对比胡345 储层较厚，四个重要参数均满足有利区要求，建议先补孔胡345 长81，待产量落实后围绕胡345 实施大限度井提高单井产能。

4.3 开发区

郝23～郝119 平均钻遇砂体13 m，油层5 m，差油层3.3 m。郝23 试采0.9 t/d，液量递减较大，含水较低，建议在垂直郝23 井～郝119 井连线实施大斜度井1口，对郝119 转注补充地层能量，提高单井液量进一步提高单井产量。预测含油面积1.4 km2，落实地质储量70×104t。

郝68～郝22 平均钻遇砂体12 m，油层3.2 m，差油层2.3 m。郝68 试采初期主要表现为液量递减大，在大于1 t 持续20 个月，电阻率132 Ω·m，时差237 μs/m，渗透率0.8 mD，建议围绕郝68 在第一象限进行滚动建产。预测含油面积1.7 km2，落实地质储量85×104t。

安344～安172 平均砂厚，纯油层2.3 m，差油层5.5 m，电阻率55 Ω·m，时差230 μs/m，渗透率0.6 mD，通过出油下限对比，安344 储层物性较好，油层厚度较为稳定。安344 试采主要表现为低含水低液量。建议通过实施大斜度井或者水平井长水平段+体积压裂的方法进行开发。预测含油面积0.6 km2，落实地质储量30×104t。

胡399～胡400 平均砂厚15.8 m，纯油层3.9 m，差油层6.1 m，电阻率63 Ω·m，时差217 μs/m，渗透率0.3 mD，通过出油下限对比，胡399～胡400～胡363 油层厚度较为稳定。试采主要表现为低含水低液量。建议通过实施大斜度井或者水平井长水平段+体积压裂的方法进行开发。