姬塬油田浅层高效油藏识别方法的应用

2024-03-25贺燚平罗仁敏付小娟

石油化工应用 2024年2期

贺燚平，张悦，路巍，罗仁敏，杨浩，付小娟

（1.中国石油长庆油田分公司第五采油厂，陕西西安 710021；2.西北大学地质学系大陆动力学国家重点实验室，陕西西安 710069）

浅层高效油藏一般指三叠系延长组长3 段以上的油藏，因其埋深浅（2 000 m 左右）及孔渗条件好（孔隙度一般为中孔、渗透率一般为低渗透-特低渗透），是各采油单位效益建产开发的主要方向之一[1]。但由于油田开发已步入中后期，目前尚未勘探开发的浅层高效油藏均存在隐蔽性强、油藏规模小、滚动建产风险大等突出困难。同时，由于油田整体勘探开发程度高，通过密集部署预探井评价、大范围精细三维地震解释等方法并不具备现实条件。因此，对于基层采油单位来说，如何在现有资料条件下对浅层高效油藏识别并滚动建产是其亟需解决的科研难题之一。

自20 世纪90 年代以来，国内外在隐蔽油藏的勘探开发领域做了大量研究。在松辽盆地、渤海湾盆地、苏北盆地等区域，针对不同控制因素条件下的各类隐蔽油藏形成了地震反演[2]、区域沉积微相刻画[3]、精细单砂体刻画与预测[4]等多种技术与方法。然而，上述方法立足于宏观的区域研究，仍将勘探重心聚焦于“大规模油藏”上，并不适用于采油单位自主开展的效益建产工作。同时，隐蔽油藏常泛指一个时期内较难发现和识别的油藏[5]，因此，不同沉积盆地背景下的隐蔽油藏具备较大的差异性，而近年来，鄂尔多斯盆地姬塬油田的隐蔽油藏研究则相对匮乏。

本文以鄂尔多斯盆地姬塬油田为研究对象，通过应用目标区预测技术、精细砂体刻画及预测技术、精细测井二次解释技术、有利区优选技术、措施井优选评价技术，在G180 老区扩边发现了G179 长2 油藏，目前已滚动建产油井十余口，达产年井均产能3.4 t。在此基础上，总结归纳形成了适用于姬塬油田浅层高效油藏的识别技术序列，对姬塬油田接下来的效益建产工作具备借鉴指导意义。

1 区域地质概况

姬塬油田地处鄂尔多斯盆地西北部，横跨陕西、宁夏两省，位于伊陕斜坡和天环凹陷两大一级构造单元上，总体呈东北高西南低的构造趋势，构造每千米坡降仅6～7 m（倾角不足1°），为一宽缓的西倾单斜[6-8]。姬塬油田物源以西北的阿拉善古陆、东北的阴山古陆碎屑岩输入为主[9]，受盆地差异升降的影响，晚三叠世延长期鄂尔多斯盆地经历了湖盆初始形成期（长10～长9期）→湖盆强烈坳陷扩张期（长8～长7 期）→湖盆开始收缩期（长6～长4+5 期）→湖盆萎缩消亡期（长3～长1 期）等阶段[10-11]，在此背景下，研究区长2 油藏以三角洲平原的水上分流河道沉积为主。在此构造、沉积条件下，西倾单斜背景下的低幅鼻状构造与上倾方向的岩性尖灭相配合，形成的构造-岩性圈闭为长2 油藏的富集提供了有利场所。

姬塬油田长2 油藏共发育8 套小层（长211、长212、长213、长221、长222、长231、长232、长233），其沉积厚度相对稳定，主要分布在160～180 m。储层岩石类型以细粒岩屑长石砂岩为主，石英含量32.72%、长石含量37.05%、岩屑含量18.24%，黏土矿物以绿泥石和高岭石为主。以硅质和铁方解石为主要充填物，分选磨圆度较好，以原生粒间孔隙为主要孔隙类型，平均面孔率6.58%。储层平均孔隙度14.31%，平均渗透率3.31 mD，平均埋深在1 800～2 100 m，属低孔-特低渗油藏范畴，常辅以超前注水开发。

2 高效识别技术序列

针对姬塬油田勘探开发程度高，浅层高效油藏存在砂体变化快、规模小、局部富集等隐蔽特征。通过不断深化老区外围地质研究和油藏一体化评价实践，基于老井复查工作，总结形成了适用于生产一线效益建产需求的浅层隐蔽油藏高效识别技术序列。

2.1 目标区预测技术

长7 油藏优质烃源岩所生成油气资源沿裂缝等优势通道向上运移至长2 油藏并继续向上倾方向运移直至岩性尖灭，同时在上覆泥岩的遮挡下，形成长2 构造-岩性油藏。基于这一油气成藏模式的认识，首先在研究区范围内从宏观上预测建产目标区范围。根据前期区域地质研究成果，优选长7 油藏烃源岩厚度大于30 m 区域，认为范围内物质基础好，油源充足。同时，基于姬塬油田长2 油藏开发形势图，精细刻画区域构造变化，优选“鼻状构造”下的有利圈闭范围。最后，根据研究范围内前期已规模开发长2 油藏的位置与实施效果，从区域上锁定研究目标区G179 长2 油藏的大致范围，为后续研究的开展提供目标。通过长期实践，总结确定了姬塬油田长2 油藏“追砂体、找高点、再扩大”的建产思路。

2.2 精细砂体刻画及预测技术

渗透以研究区岩心特征为基础，结合测井响应曲线。将研究区测井曲线分为箱型、锯齿型、平直型三种类型（表1），其中箱型曲线表征砂体连续沉积，对应沉积环境为主河道沉积，沉积相为分流河道，是油气聚集的最有利场所；锯齿型曲线表征砂体沉积不稳定，对应沉积环境为河道侧翼沉积，沉积相为天然堤，不利于油气的富集；平直型曲线表征无砂体沉积，对应沉积环境为河道边部或间湾上，沉积相为分流间湾，无法形成有效油气聚集。

表1 研究区岩心与测井曲线响应关系

按照“标志井控制、沉积旋回对比”的原则，依托石文、RDMS 等专业软件，以G179 为标志井，建立等时地层格架，将长2 油藏划分为8 套小层，根据G180 老区实际开发效果并结合区域探评井长2 油藏试油试采情况，确定研究目标区的主要潜力生油层位为长213小层。通过沉积相标志、测井相、单井相、连井相等方面的研究，明确该区沉积微相为分流河道、天然堤及分流间湾，河道呈北西向展布，在相控基础上进行砂体精细刻画，结果显示扩边区砂体平均厚度12.5 m，主要发育1～2套单砂体，单砂体间隔夹层不发育，说明地质历史时期主河道稳定、未发生剧烈摆动。再根据前文对不同测井曲线的分类，进一步刻画了G179 长213小层的砂体展布特征与厚度变化，明确了河道边界与展布方向，落实了储层物质基础，进一步缩小了研究目标范围。

2.3 精细测井二次解释技术

受地层水矿化度高、储层颗粒粒度细、钻井过程中泥浆侵入等因素的影响[12-14]，G179 长2 油藏平均电阻率仅6.1 Ω·m，属低阻油藏范畴，一次测井显示均为水层或含油水层。为进一步落实油藏含油性，为下步增储建产提供有力支撑，需对范围内过路井目的层开展精细测井二次解释。

借鉴程相志[15]提出的视电阻率增大法对目的层的测井解释结果进行二次处理。视电阻率（RI）综合了岩性、电性、物性和地层水矿化度变化对电阻率的影响，RI 值越大，表明含油性越好。此方法旨在识别出受地层水矿化度高、储层颗粒粒度细等先天因素影响的低阻油层。其计算公式如下：

式中：RI-视电阻率，无量纲；Rw-地层水电阻率（取值为深电阻率测量值），Ω·m；Rt-地层电阻率（取值为深电阻率测量值），Ω·m；φ-储层孔隙度测量值，f；m-孔隙结构胶结指数，取常数2。

借鉴司兆伟等[16]提出的径向电阻率梯度法来规避钻井过程中因泥浆侵入导致的油层低阻。所谓径向电阻率梯度就是相邻探测深度电阻率之差与最深探测电阻率之比，反映受侵入影响阵列感应各电阻率曲线间相对变化规律。油层特征梯度值主要为正值；油水层特征梯度值有正有负，绝对值小，形态上凸形；水层特征梯度值为负值，绝对值大，形态上凹形（图1）。

图1 阵列感应径向电阻率梯度变化特征图

通过上述两种方法，对区域20 余口重点过路井进行二次精细解释，根据解释结果并结合区域试采井情况，认为RI＞1.5 为油层。进而确定研究区平均油层厚度为8.5 m，预测油水界面为-375.0 m，说明油藏具备建产开发潜力。

2.4 有利区优选技术

在前文研究区精细砂体刻画及精细测井二次解释的成果之上，对研究区的构造进行精细刻画，圈定油藏范围。通过“井”字型剖面的精细刻画，进一步深化油藏认识。研究区两条河道分别形成两个小型油藏，相比于北部河道，南部油层有效厚度变薄、隔夹层不明显、底水发育。南、北两支河道间以分流间湾相隔。

根据过路井测井解释成果，精细刻画G179 长2油藏孔隙度、渗透率、油层厚度及含油饱和度的平面等值图。通过四性关系等值图发现主河道之上物性、含油性较好，且北部河道优于南部。根据储层物性及含油性的平面分布特征，进一步在主河道之上圈定有利区面积，其中北部主河道之上有利区应优先建产评价。

2.5 措施井优选评价技术

在前文确定的有利区范围内，对长停过路井开展措施井优选工作，选取目的层系砂岩纯度高、电阻高、声波时差高、密度低（即“三高一低”优选法）的深层过路井开展长2 油藏改层评价工作，落实油藏的建产潜力与规模。同时，还要充分考虑后期滚动建产的井网形式，确保优选的措施井井位位于后期滚动建产规则井网之上（或附近），否则措施评价井后期会出现能量不足或见水等问题。

通过老井复查技术在北部主河道之上优选6 口措施评价井，之后通过井网论证，进一步筛选4 口后期可重复利用井位的油井（即油井位于后期开发井网的油井或水井附近）进行补孔试采。初期平均单井产能2.2 t/45.6%，达产井均产能1.3 t/57.3%（图2），显示出较好的增储建产潜力。

图2 G179 长2 油藏措施评价井拉齐曲线

2.6 应用效果

形成了适用于姬塬油田的浅层高效油藏识别技术序列，在北部有利区范围内已滚动建产100 m 超短水平井10 余口，平均油层钻遇率达到了97.3%，初期平均单井产能3.7 t/48.5%（图3）。同时确定南部河道是G179 长2 油藏下一步的研究建产方向。该技术序列实现了浅层高效油藏勘探-优选-评价-建产的全周期覆盖，为下一步姬塬油田浅层高效油藏的效益勘探开发提供了思路。