王恒卓

（中國石化江漢油田分公司江漢采油廠，湖北 潛江433123）

引 言

延長組湖盆東北部邊緣河流入湖處，以三角洲相沉積為主，隨著入湖水量減少，湖盆不斷抬升等因素，形成了從長62～長21段沉積相從三角洲前緣向三角洲平原的逐漸演化。坪北油田長4＋52－長62以水下分流河道沉積微相占優(yōu)勢，河口壩沉積微相不甚發(fā)育，同時在三角洲發(fā)育過程中水下分流河道向前推進的同時，也會發(fā)生橫向遷移，造成水下分流河道匯聚，分流主要發(fā)育水下分流河道、河道間灣、河口壩、決口扇等4種沉積微相類型。針對本區(qū)含油層在縱向上的分布情況，重點描述長62、長61和長4＋52三個砂組的沉積微相平面展布特征。

1 沉積微相的研究

根據(jù)沉積相模式，在小層劃分的基礎(chǔ)上，建立工區(qū)各井區(qū)層組之間的等時對比關(guān)系，小層劃分標準沿用現(xiàn)生產(chǎn)中使用的劃分標準，在全區(qū)建立骨干對比剖面，確定每個小層的單砂體個數(shù)，以單砂體為單元進行單井測井相劃分，在平面上結(jié)合沉積環(huán)境進行微相類型組合，然后形成分層平面沉積微相圖。根據(jù)地層對比結(jié)果，長4＋52小層有兩個單砂體，長61小層為一個單砂體，長62小層為一個單砂體。

1.1 長62砂組

長62時期，沉積物源具多方向特點且主次分明。北偏東方向的物源最為重要，工區(qū)內(nèi)主要微相類型為水下分流河道，有5支水下分流河道交匯，2個河口壩砂體。水下分流河道砂體由北至南呈條帶狀展布。主河道寬2km～3km，主河道內(nèi)砂巖厚度大于15m，有效厚度大于8m。

1.2 長61砂組

長61時期，三角洲在長62時期三角洲發(fā)展的基礎(chǔ)上得到進一步的擴展，區(qū)內(nèi)主要發(fā)育5條水下分流河道砂體，在水下分流河道間形成2個河口壩砂體，北東向主要河道形成2個水下決口扇。

水下分流河道砂體呈北東～南西向展布，砂體寬2 km～3km。其中，主要河道1條，次要河道4條，之間被河道間灣分割，工區(qū)內(nèi)的延伸長度大于10km，砂巖厚度大于15m，油層厚度大于6m。

1.3 長4＋52砂組

長4＋52小層2號單砂體期沉積環(huán)境主要為水下分流河道，工區(qū)北部主要物源方向沒有變化。長4＋52小層1號單砂體期的沉積環(huán)境為水下分流河道和河口壩，河口壩相對較發(fā)育，其厚度較小，含油性差，不是主要目的層。

長4＋52小層2號單砂體工區(qū)內(nèi)分布4條水下分流河道砂體，呈北東東－－南西西向展布，砂體在工區(qū)東北部較窄，約1km～2km，到西南部變寬，寬約3km～4km，砂體砂巖一般大于15m，厚者達20m。水下分流河道砂體是長4＋52砂組主要含油砂體，長4＋52油層主要分布在此砂體之中。

2 油井生產(chǎn)規(guī)律分析

2.1 沿主河道中心主體部位油井產(chǎn)量高

平面上沿主河道中心油層厚度大，初期油井產(chǎn)量高。長4＋52、長61、長62各層系分布的油井平均日產(chǎn)油分別為2.5t、2.6t、3.3t，綜合含水低；主河道邊部（按主河道寬1km統(tǒng)計 ）初期油井產(chǎn)量低。長4＋52、長61、長62各層系分布的油井平均日產(chǎn)油分別為1.9t、2.2 t、2.5t，綜合含水高?？v向上平均，長4＋52、長61、長62日產(chǎn)油分別為2.2t、2.4t、2.9t（見表1）。

表1 河道主體與邊部產(chǎn)量對比表

2.2 油井產(chǎn)量分布受注采方式的影響

坪北油田采用井排平行于水平最大主應(yīng)力方向NE75°、井距450m、排距150m的注采井網(wǎng)。為了探索基礎(chǔ)井網(wǎng)的適應(yīng)性，1998年開辟了注水開發(fā)先導(dǎo)試驗區(qū)。試驗區(qū)含油面積1.49km2，石油地質(zhì)儲量127×104t。共布井22口，其中油井16口，注水井6口。1998年8月－11月投產(chǎn)油井13口，注水井6口。注水開發(fā)試驗區(qū)油井前三個月平均日產(chǎn)油量分別為4.5t、4.0t、3.2t，而與試驗區(qū)地質(zhì)條件相似的天然能量開采區(qū)油井前三個月日產(chǎn)油量分別為 4.5t、2.5t、1.7t，顯然，注水開發(fā)有利于油井穩(wěn)產(chǎn)。

相同的微相條件下，不同開發(fā)方式，開發(fā)效果差別較大（見表2）。表2所示為三種開發(fā)方式下不同開發(fā)時期的單井平均日產(chǎn)量對比，表中開發(fā)先期注水區(qū)油井初期產(chǎn)量高，遞減小。有采無注和注水滯后區(qū)初期產(chǎn)量低，遞減幅度大，即使后期注水后，日產(chǎn)液量明顯降低。

表2 不同注水時期產(chǎn)量對比表

2.3 油井含水受裂縫及注采井網(wǎng)的控制

油井含水受裂縫的控制，主裂縫方向見水快，側(cè)向井難以受效，平面矛盾突出。坪北油田自投入開發(fā)以來，地層能量不斷下降。近年來雖然逐步提高注水量，月注采比從2002年的1.04提高到2009年10月的2.0，累積注采比達到1.18。但目前坪北油田總體上仍然表現(xiàn)為地層能量不足，2009年10月油井平均動液面1 244m，平均沉沒度僅72m。尤其是在平面上地層壓力分布不均，裂縫線方向地層壓力（7MPa～17MPa）遠高于裂縫側(cè)向地層壓力（2MPa～5MPa）。

1）裂縫方向平行主河道方向。如北三區(qū)長4＋52層，沉積物源方向為北東向，與主裂縫平行單采。如P47－107井，2000年11月單注長4＋52，累注水6 645方，2002年12月主向上P47－109井（井距500）與P47－111井（井距1 000m）油井先后水淹，P47－109井關(guān)井油壓4MPa，2008年實測井底地層壓力17.0MPa，而側(cè)向排距130m油井P48－110實測地層壓力2.45MPa，2007年12月對該井暫堵壓裂，未見效。說明裂縫見水后，側(cè)向油井很難見效。

2）裂縫方向垂直主河道方向。如北二區(qū)西北部長62層，沉積物源方向為西北向，北東向，與主裂縫方向垂直。如P30－88井于2007年5月投產(chǎn)，單采長62層，其對應(yīng)主向注水井P30－86為2008年5月投注。P30－88井到2008年9月即見到該井注入水，液量由1.4t上升到4.2t，含水由46% 上升到73%，經(jīng)調(diào)整無效，于2008年11月水淹，2008年底轉(zhuǎn)注。

3 結(jié)論及建議

1）該區(qū)沉積微相以水下分流河道為主，河道主體和河口壩微相為較好儲層。但儲層經(jīng)過壓裂改造后，在生產(chǎn)上并沒有表現(xiàn)出更多的差異，油井產(chǎn)量分布主要受裂縫方向與井網(wǎng)、儲層含油性及地層能量的影響。

2）在總結(jié)坪北油田注水開發(fā)效果的基礎(chǔ)上，借鑒長慶油田超低滲透油藏注水開發(fā)經(jīng)驗，在編制坪北油田產(chǎn)建實施方案時，重視先期注水。建議在開展現(xiàn)場試驗的同時，加強產(chǎn)建區(qū)油藏數(shù)值模擬研究，進行方案優(yōu)化。

3）坪北油田屬典型的巖性地層油氣藏，傾斜角不到1度，油氣聚集缺乏長期持續(xù)的動力指向，分散性強，油水同層現(xiàn)象普遍，油層原始含油飽和度低，常規(guī)測井技術(shù)對有效儲層的分辨能力不足，給油氣層識別帶來困難。建議借鑒長慶低孔低滲油藏測井評價技術(shù)，提高油層識別能力，有針對性的優(yōu)化壓裂參數(shù)，開展老井試油復(fù)查。

［1］王允誠，等.鄂爾多斯盆地靖安地區(qū)長6油層組沉積微相和儲層特征研究［R］.長慶石油勘探開發(fā)研究院，1998.

［2］陳勉，等.安塞特低滲透油田王窯地區(qū)裂縫系統(tǒng)研究儲層研究［R］.長慶石油勘探局，1997.