杜229塊興隆臺油層儲層特征研究

王博

摘 要：杜229塊，位于遼河盆地的西部凹陷，屬于西斜坡的齊曙上臺階的中部。開發(fā)的目的層系是沙河街組沙三段的興隆臺油層，油藏埋深在大概在1000米左右。本區(qū)的儲層物性較好，屬于高孔、高滲儲層，油品為超稠油。在縱向上，我們共把興隆臺油層劃分為興Ⅰ-興Ⅵ，六個油層組。本區(qū)于1997年投入開發(fā)，主要采用天然能量和蒸汽吞吐方式開采，取得了一定的生產(chǎn)效果。由于區(qū)塊儲層地質(zhì)條件比較復(fù)雜，區(qū)塊內(nèi)發(fā)育有多條斷層，導(dǎo)致了單井的產(chǎn)量差距變化大。區(qū)塊由于經(jīng)歷了多年的蒸汽吞吐開發(fā)，油水關(guān)系逐漸變的更加復(fù)雜。通過對本區(qū)開展儲層特征的研究，不僅加深了對區(qū)塊的認(rèn)識，還能為接下來提升本區(qū)的開發(fā)效果提供有力保障。

關(guān)鍵詞：儲層特征;砂體分布特征;非均質(zhì)性特征

分類號：P618.13

一、區(qū)域概況

杜229塊，位于遼河盆地的西部凹陷，屬于西斜坡的齊曙上臺階的中部。開發(fā)的目的層系是沙河街組沙三段的興隆臺油層，油藏埋深在大概在1000米左右。本區(qū)的儲層物性較好，屬于高孔、高滲儲層，油品為超稠油。在縱向上，我們共把興隆臺油層劃分為興Ⅰ-興Ⅵ，六個油層組。

本區(qū)在構(gòu)造上主要表現(xiàn)為，四周被斷層所封閉的，向北東傾沒的一種斷鼻構(gòu)造。地層較平緩，構(gòu)造高點位于某井附近。

二、開發(fā)簡史

對于杜229塊超稠油的開發(fā)，主要依據(jù)不同的開發(fā)方式以及不同的開采技術(shù)進行區(qū)分。將區(qū)塊的的開發(fā)歷程劃分為試采、編制與實施開發(fā)方案、綜合治理以及準(zhǔn)備轉(zhuǎn)換開發(fā)方式，這三個階段。

隨著遼河油田蒸汽吞吐開采技術(shù)的不斷發(fā)展，于1997年開始，在區(qū)塊進行了蒸汽吞吐試采，獲得了較好的開發(fā)效果，一年后進一步擴大了試采的規(guī)模。由于區(qū)塊儲層地質(zhì)條件比較復(fù)雜，區(qū)塊內(nèi)發(fā)育有多條斷層，導(dǎo)致了單井的產(chǎn)量差距變化大。兩年后，根據(jù)油層的發(fā)育狀況，主要在油層發(fā)育較好的區(qū)域，開始采用二套開發(fā)層系，正方形的井網(wǎng)進行部署。而對于其它地區(qū)，則采取了一套層系開發(fā)，直井蒸汽吞吐的開發(fā)方式。因為這種開發(fā)方式的開發(fā)效果較好。

從2002年開始，區(qū)塊的產(chǎn)量開始出現(xiàn)快速遞減的現(xiàn)象。為了改變目前低產(chǎn)的局面，在本研究區(qū)先后開展了多種增產(chǎn)措施和轉(zhuǎn)換開發(fā)方式的試驗。這些措施主要利用了不同增產(chǎn)原理，對于高輪次蒸汽吞吐井的開發(fā)效果，有不同程度的改善。2007年，在斷塊中東部分兩個試驗區(qū)，進行反九點井組進行直井蒸汽驅(qū)試驗，從階段生產(chǎn)情況來看，對蒸汽驅(qū)效果有明顯的改善。

三、儲層特征

1.儲層巖性特征

杜229塊儲層砂體的巖性以灰色、灰褐色中礫巖、細礫巖、砂巖為主，其中夾少量灰色細砂巖、泥質(zhì)粉砂巖和灰綠色泥巖。碎屑的礦物成分以石英為主，長石及火山巖碎屑次之，其中石英的平均含量高達45.5%，長石的平均含量為25%，巖屑的平均含量為13%。填隙物中，膠結(jié)物的成分主要是方解石以及粘土，其中泥質(zhì)含量較多，平均為13%，巖石的結(jié)構(gòu)比較疏松，分選中等-差，磨園程度多為次棱角-次圓狀，成分和結(jié)構(gòu)成熟度均較低。

2.儲層物性特征

反映儲層物理性質(zhì)的參數(shù)主要有孔隙度、滲透率、原始含油飽和度等參數(shù)。準(zhǔn)確計算這些參數(shù)，不僅是油水層識別、儲量計算的需要，而且對于編制開發(fā)方案的、挖潛老井剩余油等工作都具有重要意義。

本區(qū)的興隆臺油層的興Ⅱ組-興Ⅴ組有效孔隙度在30%左右，滲透率在2000mD左右，屬于高孔、高滲儲層。興Ⅵ組的有效孔隙度和滲透率值與興Ⅱ組-興Ⅴ組差別不大，同樣屬于高孔、高滲儲層。在縱向上和平面上，本區(qū)儲層的物性都幾乎沒有變化。

各油組的滲透率，在平面上均主要為高滲區(qū)，其分布在平面上集中連片。其中，特高滲的區(qū)域在平面上的分布面積最小，多呈土豆?fàn)盍闵⒎植肌?/p>

從圈閉成因上進行分析，杜229塊興隆臺油層是一套構(gòu)造-巖性油藏。從油水在縱向上分布特點可知，杜229塊的興Ⅱ組和興Ⅲ組則是純稠油油藏，而興Ⅳ組和興Ⅴ組為邊底水油藏，且油水界面位置有所不同，而興Ⅵ組則為底水油藏。

3.儲層非均質(zhì)性特征

本次研究，主要利用了滲透率的變異系數(shù)、突進系數(shù)和級差，來反映各單砂層內(nèi)的儲層非均質(zhì)性情況。

此次研究，對區(qū)塊內(nèi)的幾口井和幾十個個電測解釋層進行了層內(nèi)非均質(zhì)性參數(shù)的統(tǒng)計。結(jié)果證明，本套儲層的層內(nèi)非均質(zhì)性較弱，突進系數(shù)均小于2，一般在1.15-1.43，變異系數(shù)均小于0.5，一般在0.12-0.384，級差最大10.6倍，一般2-10倍，屬均勻型-較均勻型。

對于單砂層內(nèi)部來說，水平滲透率和垂直滲透率比值，也能夠反映儲層的層內(nèi)非均質(zhì)性。杜229塊，層內(nèi)的水平滲透率與垂直滲透率比值差異較大，平均值小于相鄰區(qū)塊杜84斷塊區(qū)的水平與垂直滲透率比值，這說明了本區(qū)儲層的層內(nèi)非均質(zhì)性較弱。造成層內(nèi)非均質(zhì)性較弱的原因，主要是在砂體的沉積時期，物源供應(yīng)充足且穩(wěn)定，水動力條件沒有突然改變，水體環(huán)境較為穩(wěn)定，導(dǎo)致了單砂層的沉積韻律不發(fā)育，從而使得滲透率值在單砂層內(nèi)變化不大。

興隆臺油層的儲層，其層間的非均質(zhì)性較強。突進系數(shù)1.3-2.4，平均1.7，變異系數(shù)0.29-0.61，平均0.40，級差3.9-5.1倍，平均4.6。儲層的非均質(zhì)特征主要受到砂體的沉積特征的影響。興Ⅱ-興Ⅴ組沉積的時期距離物源較近，水動力環(huán)境比較強，河道頻繁擺動，在平面上沉積相的變很快。而縱向上，由于相鄰的砂體所處于不同的沉積相帶，導(dǎo)致了滲透率的變化較大。

四、結(jié)論

（1）本區(qū)儲層砂體巖性以灰色、灰褐色中礫巖、細礫巖、砂巖為主，夾少量灰色細砂巖、泥質(zhì)粉砂巖和灰綠色泥巖。

（2）本區(qū)的興隆臺油層的興Ⅱ組-興Ⅵ組均為高孔、高滲儲層。在縱向上和平面上，本區(qū)儲層的物性都幾乎沒有變化。

（3）本區(qū)儲層的層內(nèi)非均質(zhì)性較弱，屬均勻型-較均勻型。而本區(qū)儲層的層間非均質(zhì)性比較嚴(yán)重，屬于不均勻型儲層。

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遼河油田勘探開發(fā)研究院，遼寧 盤錦 124010