侏罗系油藏效益建产技术研究

吴 頔，吉少文，葛政廷，肖 飞，朱桦筠，汪 洋，黄延明，陈 峻

（中国石油长庆油田分公司第六采油厂，陕西西安 710020）

1 研究背景

随着鄂尔多斯盆地勘探开发的不断深入，碎片化、隐蔽化、低效化已经成为剩余储量的最新表象，复杂隐蔽，且区别于常规的低阻油气藏被发现的越来越多，经过实践证明此类油藏亦具备相当不多的建产能力，但发现难度大、建产风险高的难题依旧存在。如何丰富隐蔽性油藏判别手段，精准识别低对比度油藏并提高碎片化油藏建设效率是产能建设的重要课题。

在常规区部分油藏虽然油水分异明显，但与下部底水Ⅰ类接触，改造难度大。易出现射孔爆燃不出液，压裂易见水现象，定向井已经并不能达到预期开发效果，如何提高单井产能并充分动用地质储量，最大程度开采剩余油提高原油采收率是必须攻破的研究方向。

2 侏罗系油藏特征

胡尖山侏罗系油藏为一套沟谷充填式的三角洲平原和辫状河沉积，含油层段主要为A1-A5。由于受沉积作用控制，各层砂体展布特征和变化规律与沉积相展布特征相似。岩性以岩屑长石砂岩为主，孔隙度为16.7%～19.6%，渗透率为10～100 mD，储层纵向上表现出较强的非均质性，埋深在1 600～1 900 m。油层厚度分布严格受控于砂体展布，特别是侏罗系油藏，大多为小型-中小型的构造、岩性-构造圈闭油藏，其砂岩厚度大的地方，油层厚度大。受沉积相带的影响，油藏单期河流宽度一般在500～1 500 m，厚度小于20 m，摆动幅度大，相互切割，受上覆地层差异压实不均的影响，油藏构造变化幅度大，圈闭小，砂体薄，砂体和构造不易追踪，建产难度大[1-4]。

3 侏罗系效益建产研究成果

3.1 低对比度油藏精准识别技术

低阻油气层是指油气层电阻率值接近或小于本地区相同地质条件下的水层电阻率，与围岩电阻率差别小，甚至低于围岩电阻率，为绝对低阻油气层或电阻增大率（油层电阻率与水层电阻率之比）小于2 的油气层，为相对低阻油气层[5]。

识别难点：（1）电阻率是岩性、物性、水性及含油性的综合反映，影响因素复杂（地层水矿化度、黏土矿物、泥浆侵入、孔隙结构等），成因不明确；（2）通常与水层伴生，常规的AC-Rt 图版油水同层与水层重叠，适应性差；（3）针对多个油藏难以确立统一的辨别标准。

低阻油层的判别，实际上是从电性特征中去除岩性、物性及其他外界因素影响的过程。针对不同潜力油藏特征，形成个性化的识别图版，明确出油甜点，指导建产。

3.1.1 典型油藏A 区A4 油藏 位于蒙陕古河西翼，多期河道交汇、叠置发育，河道宽但厚度变化大，呈复合韵律，层间非均质性强，物性相对较差。该区A4 储层电阻率小于10 Ω·m，视电阻增大率1.1～2.1，视渗透率不足10 mD，油水界面不清晰，油藏主控因素不明确。

通过岩、电、含油性对比观察，明确了三点认识：（1）A4 储层整段砂体均有油气显示，老井下段水层解释偏低；（2）构造8 以上没有明显油水界面，但可能存在油水混合带；（3）纵向非均质较强，时差不能完全指示小层物性。

因而寻求合适的图版来定量表征油藏特征是一个有利的解决方法，由于受岩性差异、油水分异等影响，电阻率Rt 背景值差异较大，在表征地层流体含油性上还有一定局限性；纵向上不同层位孔渗条件存在差异，AC 不能全面反映储层渗流能力；受油源距离、油水分异及岩性差异等影响，油层及水层电阻率背景值差异较大，最终导致常规图版油层、油水层、含油水层交叉范围大（见图1）。

图1 A 区A4 油藏AC-Rt 交会图版

因此为了消除井间、物性差异影响造成的平面交叉，含油性方面用地层流体电阻率Ra（Rt）来表征，物性采用AC×ΔSP 进行权衡[6]，对该区选取的46 口老井的对应层位进行数据统计，得到的交会图（见图2）。其中误入点5 个，误入率10.8%，同时为了验证模型可靠性，选取其中一口开发井X34-24 进行补孔验证确定其含油性，获得初期4 t 以上的高产，证明模型在该区块的可行性，通过研究成果对A62 北部扩边区重新进行潜力评价并进行增发坐标，初期单产达到工业油流。

图2 A 区A4 层Ra（Rt）-AC×ΔSP 交会图版

式中：SP-目的层自然电位值，API；SPshale-泥岩基线自然电位值，API；SPsand-纯砂岩自然电位值，API[6]；Ra（Rt）-通过电阻率和孔隙度计算的地层流体电阻率，Ω·m；Φ-储层孔隙度，%；m-孔隙结构胶结指数，取值为2。

3.1.2 典型油藏H 区A3 油藏 该区整体物性好，但经多期河道交错叠置，砂体呈半连通-不连通状态，油水充注复杂，矿化度高，储层识别难度大，试采井产量参差不齐。

以问题为导向，通过对周边老井重新复查，精细小层划分，将砂体细分为A331、A332两个小层，明确A331为主力出油层系。

该区电阻率和地层水矿化度与常规A3 油藏差异较大（出油下限5.5 Ω·m，矿化度50 000 mg/L 以上），且油藏构造起伏低（5 m）、在这种背景下，储集空间中可能存在大量束缚水形成良好的导电网络形成低阻，而高矿化度的地层水更容易受到淡水泥浆干扰，因此引入侵入因子Q 和综合含油指数Z 进行判别[7]，判断油层、油水同层的Q≤0.25、Z≥3.4。

式中：Q-侵入因子，反映淡水泥浆对储层电性的影响，通常油层降低，油水层不变，水层上升；Z-综合含油指数，基于视电阻增大法及邻水对比法构建[7]；Rt-目标层电阻率，Ω·m；φ-目标层计算孔隙度，%；Rtw-邻近水层电阻率，Ω·m；φw-水层计算孔隙度，%。

2021 年在该区新钻油水井5（4+1）口，按优化图版4 口落在油层-油水层区，目前试采结果与图版结果相吻合，证明该图版在H 区块的良好适应性（见图3）。

图3 H 区A3 层Q-Z 交会图版

通过对低对比度油藏深入学习和实践，自主形成了一套可复制的技术系列。在常规判别方法的基础上，针对不同的低阻成因，建立了个性化的自主解释图版，并通过实践进行了动态验证与完善，为隐形油藏的挖掘和开发提供了技术支持。

3.2 短水平井提产技术

3.2.1 典型油藏Y 区A32油藏 该区属于三角洲前缘下的辫状河道沉积，河道砂体迁移快，复合韵律，层内非均质性强，且与下部底水Ⅰ类接触，前期实施扩边井油水分异明显，但改造难度大，射孔爆燃液量低，压裂易见水。

随即以提单产、提效益为核心目的，在精细刻画单砂体、微构造的基础上，利用短水平井+个性化方案定制的思路达到提液控水增油和最大程度动用地质储量的目的（见图4）。

图4 Y 平77-13 实钻轨迹图

短水平井对比定向井，按照相同的地质动用规模，1 口短水平井即能够控制2 口定向井的地质储量，但产建投资却减少了将近100 万元，同时也极大的提高单井产量，完全达到了提高单井产能并充分动用地质储量，最大程度开采剩余油提高原油采收率的目的。

通过立足储层特点，实行差异化改造，让低产区有效益，高产区更高效。针对部分圈闭内普遍存在砂体顶部物性变差、电阻降低的现象。轨迹设计时考虑顶变影响，距砂顶3～4 m，同时在随钻过程中精准研判，大胆优化调整，为短水平井导向积累了经验。

4 结论

（1）虽然低阻油藏的识别与判定仍然存在一定难点，但是针对不同潜力油藏特征，通过对四性关系的研究，在低对比度油藏中形成了个性化的识别图版指导建产，并且图版可靠性较高，达到了精准识别的目的。

（2）短水平井提单产技术大有可为，尤其是对于与底水Ⅰ类接触的油藏，完全可以通过短水平井达到提单产，提效益的目的。