低動用稠油斷塊精細地質研究

汪寧

摘 要：錦W塊的粘度較高、密度很大、膠質和瀝青質的含量也很高，屬于特稠油油藏，油藏開發(fā)難度大；斷塊構造西南高、東北低，油氣的富集程度可以描述為東高、部低，而油品的性質東部好于西部。受困上述因素，斷塊西部采出程度偏低，井網的控制程度較低。為了實現(xiàn)西部挖潛潛力，開展了以構造、儲層等內容為主的精細地質研究工作。

關鍵詞：稠油斷塊；精細研究；地質特征；動用程度

1油藏基本情況

1.1地質概況

錦W塊地處遼河斷陷西部凹陷西斜坡歡喜嶺油田的中臺階。南部緊臨錦V塊，東部為錦X塊，區(qū)塊的構造面積為2.6km2。開發(fā)的目的層是于樓油層處于沙一中段。儲層主要是由砂礫巖和含礫粗～細砂巖組成，屬于高孔、高滲的儲層。油藏埋藏深度765～990m，含油井段長85～95m，平均油層厚度25m，為層狀巖性-構造油藏。

1.2開發(fā)歷程及現(xiàn)狀

錦W塊于1977年開始第一口探井常規(guī)試油，1987年7月采用118m正方形井網正式實施蒸汽吞吐開發(fā)，經過二次井網的加密調整為現(xiàn)在的83×83m的井網。區(qū)塊的開發(fā)可分為四個階段：干抽、蒸汽吞吐的初期階段；開發(fā)的調整以及完善井網的階段；產量的遞減階段和綜合治理、低速穩(wěn)產的階段。

1.3 目前存在的問題

（1）油藏水淹嚴重

由于地層壓力下降導致邊底水入侵加劇，錦W-10-16斷塊西部油藏水淹嚴重；另外吞吐效果差，措施規(guī)模減小和措施效果變差，無法彌補邊水內侵造成的產量下降，從而導致區(qū)塊的含水不斷上升，目前區(qū)塊綜合含水93.8%，累積回采水率146.4%。

（2）油井井況差

錦W西部總井90口，有井況井數多達63口，帶病生產28口，占開井數的2/3左右。目前區(qū)塊的主要工作量集中在油井層間挖潛上，井下狀況嚴重影響了油井措施的實施。

（3）采出程度偏低

錦W-10-16區(qū)塊西部原油粘度高（遠高于錦W塊平均粘度11233.5mPa.s），原油的密度大于1g/cm3，瀝青質與膠質的含量都很高；由于原油的粘度和密度都很高，使得區(qū)塊的吞吐效果差，采出程度也比較低。

2精細地質研究

2.1地層特征

通過對巖心的觀察、鄰區(qū)的對比和測井曲線分析，再根據斷塊的實際情況選擇了3個標志層用作本次對地層進行橫向的對比依據。

（1）東營組底部玄武巖；

（2）沙一中底部（于樓/興隆臺）“漏斗狀”泥巖；

（3）于Ⅰ～于Ⅱ之間的“鐘形”泥巖。

于樓油層是一套中到厚層狀的含油砂巖、砂礫巖與深灰色、灰、綠灰泥巖呈不等厚互層。在對比分層的過程中，嚴格的把握了分級控制、旋回對比的原則。于樓油層被劃分成了兩個油層組（于Ⅰ、于Ⅱ）；并按照沉積的旋回和厚度的綜合考慮，將于Ⅰ和于Ⅱ油層組再進一步的細分，分成了2個砂巖組和十三個小層。

2.2構造特征

錦W塊西部共發(fā)育三組斷裂7條斷層，北東東走向斷層2條，為該區(qū)的主干斷層；北東走向斷層2條；北西走向斷層3條。

錦W塊西部于樓油層頂界總體構造的形態(tài)為：內部已經被斷層復雜化、四周是由斷層夾持了的斷鼻構造。中東部為被斷層復雜化的、規(guī)模較大的斷鼻構造，呈南西至北東向延伸，地層傾向北東，構造高點位于斷塊南部。

經過井震結合和油水關系輔助構造解釋，重新解釋的于樓油層頂界構造與原構造相比，大的斷裂基本一致，局部有變化，主要集中在斷塊西部，構造的變化主要可以描述為：取消了一條斷層，同時增加另外一條斷層（F4），并對兩條斷層（F6、F7）進行了調整、微調斷層（F1、F2）兩條。

2.3沉積特征

（1）水下分流河道微相

沉積構造表現(xiàn)出了斜層理和水平層理，分選為中等、巖性粗。粒度概率曲線分2段，以砂巖和沙礫巖為主，呈現(xiàn)出正韻律的特征。2.5m的視電阻率曲線特征呈現(xiàn)“鐘”型和“箱”型。Re、SP測井曲線，在水下的分流河道中的沉積形態(tài)似“鐘乳”型。

（2）河口壩的微相

呈現(xiàn)出反韻律和復合韻律相結合的特征。在水下分流河道向前方延伸部分，平面上呈現(xiàn)出“舌”狀體的展布態(tài)，沉積能量比較低，概率曲線分為兩段式，分選性好于分流河道微相。巖性是以砂巖為主，

（3）水下分流河道間的微相

巖性以細砂巖、粉細砂巖和含礫不等粒砂巖為主，礫、泥、砂混雜的薄層常間互出現(xiàn)，可以分析是多期洪水蔓延而成的結果，2.5m的視電阻率曲線是以薄“指”型為主要特征。以河道的蔓延沉積為主，分布在水下的分流河道之間。

2.4儲層特征

錦W塊西部于樓油層儲層砂巖厚度一般41.7～75.5m，平均58.2m，縱向上四個砂巖組以于Ⅱ2組儲層最發(fā)育，砂巖厚度一般7.5～29.2m，平均18.7m，其次是于Ⅰ1、于Ⅰ2組，砂巖厚度平均分別為16.4m、13.8m，于Ⅱ1組儲層發(fā)育最差，砂巖厚度平均9.6m。

處于錦W塊西部的于樓油層發(fā)育較好，砂巖的厚度通常都大于35m，而東部大于45m。于Ⅱ油層組的砂巖厚度大于25m以上的高值區(qū)，多呈現(xiàn)出大面積的連片分布，砂體的分布受到沉積的控制，高值區(qū)呈現(xiàn)出了北西向南東展布的形態(tài)，主要集中在了斷塊的中部和東部。西部的于樓油層孔隙度為22.0%，滲透率為1156×10-3μm2，縱向上的4個砂巖組屬于Ⅱ1組儲層的物性最好，孔隙度為25%，滲透率達到1461×10-3μm2。

3 結論及建議

1、通過精細構造解釋、儲層綜合評價，對西部構造、儲層進行了重新落實和預測。

2、剩余油主要分布在井間、層間和高部位以及西部油藏邊部。

3、在精細地質、剩余油研究的基礎上，結合斷塊開發(fā)狀況，為開展轉換開發(fā)方式提供了依據。

參考文獻：

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