精細(xì)地質(zhì)研究在復(fù)雜斷塊油藏開發(fā)中的應(yīng)用

任德強(qiáng)

摘 要：稠油復(fù)雜斷塊油藏開發(fā)中對斷層特征的認(rèn)識是一個再認(rèn)識的過程。斷層可以改變斷塊的構(gòu)造形態(tài)，也可以影響儲層的油水分布。以J7-14塊油田為例，從提高開發(fā)水平出發(fā)，通過開展精細(xì)地質(zhì)研究，運(yùn)用多種方法，對斷層特征進(jìn)行認(rèn)識、再認(rèn)識，重新確定層組劃分，明確油水分布規(guī)律，抓住平面上和縱向上剩余油分布規(guī)律，復(fù)算儲量，為開發(fā)方案調(diào)整提供依據(jù)，可有效地改善油藏開發(fā)效果。

關(guān)鍵詞：精細(xì)地質(zhì)研究 斷層特征 剩余油 復(fù)雜斷塊

中圖分類號：P5 文獻(xiàn)標(biāo)識碼：A 文章編號：1674-098X（2015）02（a）-0078-01

1 油藏基本情況

J7-14油田構(gòu)造上位于下遼河坳陷西部凹陷西斜坡第二斷階帶，斷塊東西長1.7km，南北寬0.81km，構(gòu)造面積1.31km2，含油面積0.7km2，油層平均有效厚度22.5m，原油地質(zhì)儲量305×104t。構(gòu)造形態(tài)為由北向南傾的單斜構(gòu)造， 地層傾角6～7o，構(gòu)造高點(diǎn)位于J7-41-40井附近，閉合幅度80m，內(nèi)部發(fā)育多條次級斷層，為復(fù)雜斷塊油藏。開采目的層為S3組的Y油層和X油層，是邊底水層狀砂巖油藏，油層埋深-980m～-1060m，儲層平均孔隙度為31.3%，平均滲透率為1.034μm2，屬于中孔、中高滲油藏，原始含油飽和度為65.9%。

J7-14油田原油具有密度大、粘度高的特點(diǎn)。地面脫氣原油密度（20℃）0.981g/cm3，脫氣原油粘度（50℃）2790mPa·s，屬于中～重質(zhì)稠油，地層水總礦化度為2553.3mg/L，水型為NaHCO3型。原始地層壓力10.95MPa，壓力梯度1MPa/hm，地層溫度為46℃，折算溫度梯度3.17℃/hm。

該油田采用蒸汽吞吐方式開發(fā)，目前共投產(chǎn)油井24口，開井15口，日產(chǎn)液332t/d，日產(chǎn)油48t/d，平均單井日產(chǎn)油3.2t/d，累產(chǎn)油28.919×104t，累產(chǎn)水95.191×104t，累注汽33.587×104t，采油速度0.5%，綜合含水87.4%，采出程度10.9%，回采水率283%，累計(jì)油汽比0.86，目前地層壓力2.5～3.6MPa。

2 地質(zhì)特征再認(rèn)識

早期研究認(rèn)為：斷塊內(nèi)部發(fā)育5條斷層，將區(qū)塊分割成5個斷塊。通過進(jìn)行小層精細(xì)對比，結(jié)合動態(tài)分析，構(gòu)建新的地質(zhì)模型。認(rèn)為區(qū)塊內(nèi)部共發(fā)育11條斷層，對斷塊的油水分布起控制作用。

2.1 構(gòu)造特征

J7-14油田是復(fù)雜的多高點(diǎn)鼻狀構(gòu)造。構(gòu)造高點(diǎn)位于斷塊北部J7-41-40井以東約300m處，該構(gòu)造的形成與J7-41-40斷層有關(guān)。

2.2 斷層特征

斷塊內(nèi)發(fā)育9條NEE、NE及近SN向三組正斷層。斷距一般小于50m，延伸長度不長，斷層面傾角一般62-70°，形成于東營組末期。主斷層被其它方向斷層切割，平面上不同走向斷層呈“入”字型，縱向上多呈“Y”字型。斷層對油藏流體具有封閉性。

開展精細(xì)地質(zhì)研究，經(jīng)井間對比后認(rèn)為：5-16、6-16、7-16、8-16的Y油層頂部均有斷點(diǎn)，斷距均為32m，傾向?yàn)楸眱A的正斷層，傾角為62°。通過4條過井油藏剖面綜合分析，認(rèn)為6-017斷層應(yīng)該在5-017井-8-017井一線，與原構(gòu)造對比，該斷層在8-017處北移了45m。

2.3 層組劃分

J7-14油田揭露的地層自下而上依次為中生界、下第三系沙河街組和東營組、上第三系館陶組、明化鎮(zhèn)組以及第四系平原組。該區(qū)沙一、沙二段[1]地層為遼河裂谷裂陷階段衰減期連續(xù)發(fā)育起來的扇三角洲沉積，依據(jù)目的層的旋回性[2]，考慮巖性組合關(guān)系，將油層劃分為4個油層組（YⅠ、YⅡ、XⅠ、XⅡ）、12個砂巖組、24個小層。

主要對比標(biāo)志層：

Ⅰ玄武巖：發(fā)育在東營組底部，深灰色玄武巖，厚度10～25m，測井曲線表現(xiàn)為低感應(yīng)、低時差、自然電位平直；

Ⅱ“漏斗”泥巖：發(fā)育在沙一中段底界，是Y油層和X油層的分界，測井曲線表現(xiàn)為特低感應(yīng)值，呈“漏斗”狀，高時差、自然電位平直，厚度一般5m～15m；

Ⅲ“鐘形”泥巖：發(fā)育在YⅠ組和YⅡ組之間，巖性為灰色泥巖，厚度2～10 m，鉆遇率80%；

Ⅳ“指狀”泥巖：發(fā)育在XⅠ組和XⅡ組之間，巖性為灰色泥巖，厚度2～12m，平面分布較穩(wěn)定。

2.4 儲層特征

J7-14油田儲層為扇三角洲前緣相砂體[3]，巖性為含礫、粗～粉砂級長石砂巖、巖屑長石砂巖及硬砂質(zhì)長石砂巖組成，粒度中值0.18～0.27 ～mm；儲層以泥質(zhì)膠結(jié)為主，成巖性較差，含油井段150～250m，平均油層有效厚度34.2 m，凈總厚度比0.35～0.39，孔隙度28.9～26.4%，有效滲透率0.829～0.911μm2。

2.5 儲量復(fù)算結(jié)果

容積法計(jì)算原油地質(zhì)儲量公式：

N=100·Ao·h·φ·Soi·ρoa/Boi

其中：Ao—含油面積，km2；h —油層有效厚度，m；φ—油層有效孔隙度，f；Soi—原始含油飽和度，f；ρoa—地面原油密度，g/cm3；Boi—原油體積系數(shù)；N—原油地質(zhì)儲量，×104t。

復(fù)算原油地質(zhì)儲量為152.1×104t。

3 潛力分析及對策

3.1 潛力分析

（1）根據(jù)井溫曲線，射開油層的上部吸汽量高于下部，說明上部層動用程度高。

（2）利用側(cè)鉆井電測曲線與老井電測曲線比較，分析油層縱向動用情況。側(cè)鉆井電測曲線與老井電測曲相比較，其水淹部位的電側(cè)曲線值發(fā)生明顯變化。對含油性具有敏感性的深淺三側(cè)向電阻率值明顯變小。

（3）利用測溫剖面及側(cè)鉆井電測曲線，評價本區(qū)動用較好的油層占射開油層的47.3%～59.3%。平均52.3%。

（4）按照物質(zhì)平衡法計(jì)算各油層組的剩余儲量。

當(dāng)油藏開發(fā)到一個時期后，根據(jù)物質(zhì)平衡原理，其剩余儲量Ns可表示為：

Ns=N-Np

其中：N—原始儲量；Np—累計(jì)采油量

分析認(rèn)為：YⅠ剩余儲油量最大，XⅠ油組采出程度最高。

3.2 開發(fā)對策

依據(jù)83m正方形井網(wǎng)，在7-16塊可部署開發(fā)井4口，單井控制地質(zhì)儲量5.1×104t。

4口井完鉆投產(chǎn)后，采用蒸汽吞吐方式開采，平均單井日產(chǎn)油9.5t，最高日產(chǎn)油16t，單井日增產(chǎn)原油6.3t，平均單井年增油為1764t。

4 結(jié)論

（1）復(fù)雜斷塊油藏開發(fā)宜采用滾動勘探-開發(fā)模式進(jìn)行開發(fā)，隨著開發(fā)井網(wǎng)的完善，對構(gòu)造特征及油層特征認(rèn)識逐步深入；

（2）斷層可以控制斷塊的構(gòu)造形態(tài)，也可以影響斷塊內(nèi)儲層的油水分布；

（3）開發(fā)過程中的精細(xì)地質(zhì)研究，有助于搞清楚油水分布規(guī)律，明確潛力方向。

參考文獻(xiàn)

[1] 王凱.遼河西部凹陷西南部沙一、二段沉積體系與層序特征[J].特種油氣藏，2002，9（5）：22-25.

[2] 喻國凡.遼河西部凹陷南部沙三段儲層沉積特征.[J].江漢石油學(xué)院學(xué)報(bào)，2002，24（2）：12-14.

[3] 任德生.斷陷盆地構(gòu)造樣式與油氣[J].海洋石油，2003（9）：16-22.