楊 偉，陳軍霞

（中國石化股份勝利油田分公司清河采油廠，湖北 壽光262714）

1 概況

面4－面14區(qū)位于八面河油田西南部，包括面4、面12、面14三個區(qū)塊，構(gòu)造位于八面河鼻狀主體構(gòu)造帶中部，整體構(gòu)造呈北東向展布。古近系發(fā)育的一系列北東向或近東西向的小型張性正斷層將其切割成一系列呈臺階狀分布的斷鼻和斷塊構(gòu)造，整體為構(gòu)造－巖性圈閉。自1986年發(fā)現(xiàn)該含油構(gòu)造以來累計上報探明儲量（530.7×104）t。但由于不同時期測井資料可對比性差致使儲層物性、含油性等特征認識不清，兼之油藏天然能量低、地層易出砂、原油粘度大等制約因素，2011年以前一直未能實現(xiàn)經(jīng)濟有效開發(fā)。

2 精細地質(zhì)研究

近年來，為了實現(xiàn)此類儲量經(jīng)濟有效開發(fā)動用，科研人員通過精細地層對比、巖芯綜合分析、測井歸一化、測井相分析等技術(shù)手段開展了精細地質(zhì)研究。重點是對全區(qū)測井資料進行標(biāo)準(zhǔn)化，以此為基礎(chǔ)，制定獨立的、適用的解釋標(biāo)準(zhǔn)，進而對儲層進行重新解釋。同時，依據(jù)經(jīng)驗公式，重新對物性參數(shù)進行計算和評價。

2.1 沉積微相精細研究

沙河街組沉積時期，八面河地區(qū)處在不對稱結(jié)構(gòu)的東營凹陷南斜坡東段，古地形總的趨勢為一向北西、北東傾斜的平緩斜坡。其沙四段1砂組為湖相濱淺湖灘壩沉積，研究區(qū)主要發(fā)育灘砂和壩砂。

2.1.1 巖心相分析

1）巖性特征。區(qū)域內(nèi)共有13口井在沙四段1砂組開展鉆井取芯工作，據(jù)面孔斜6、面14－20－斜15井、面4－12－斜31井等取芯分析資料，區(qū)內(nèi)巖性主要為細砂巖、含粉砂細砂巖，細砂平均含量66.7%，巖石類型以粉砂質(zhì)細砂巖為主。巖石礦物成分主要為石英、長石、巖屑等，平均含量分別為39.1%、38.6% 及25.2%，其成份成熟度低，各砂組巖石礦物成分有所差異。

2）結(jié)構(gòu)和孔隙。據(jù)面14－20－斜15井巖石薄片分析資料，分選中等－偏差，膠結(jié)類型主要為接觸－孔隙式膠結(jié)。膠結(jié)物以方解石和白云石為主，并含有微量的黃鐵礦和石英次生加大，反映其結(jié)構(gòu)成熟度中等。巖石骨架結(jié)構(gòu)多呈點接觸，顆粒支撐，磨圓度多為次圓，填隙物主要為泥質(zhì)和泥晶碳酸鹽，泥質(zhì)含量較高。

3）粒度。據(jù)面4－12－斜31井、面4－8－斜113井粒度分析數(shù)據(jù)，粒徑分布范圍0.079mm～0.319mm，平均粒度中值0.104mm（表1）。

表1 沙四段1砂組巖芯粒度分析數(shù)據(jù)統(tǒng)計表

2.1.2 測井相分析

研究區(qū)有各類測井資料270余口，比取芯資料更豐富、齊全，二者相結(jié)合可以更全面地認識沉積微相特征，故測井相分析也是本次沉積微相研究的重要內(nèi)容和技術(shù)手段。

1）測井曲線的選擇。根據(jù)不同曲線特征，本次重點選擇與巖性密切相關(guān)的自然電位曲線、自然伽馬曲線進行沉積環(huán)境分析。

2）測井曲線形態(tài)與沉積相。測井曲線形態(tài)要素主要包括幅度、形態(tài)、圓滑程度、接觸關(guān)系、包絡(luò)線特征等。其主要受巖性影響，而巖性又取決于沉積時水動力能量和物源供應(yīng)條件。故測井曲線形態(tài)可以定性地反映巖性變化及垂向序列，用以識別沉積環(huán)境，劃分沉積微相。

3）單井測井相分析。據(jù)面4－12－斜31井測井曲線，曲線整體表現(xiàn)為復(fù)合反旋回特征，中等幅度，齒化較明顯。反應(yīng)巖性組合為由下而上碎屑顆粒加大、分選變好的多層砂層組成。曲線特征是下部近似呈箱形，齒中線內(nèi)收斂，上部為漏斗形，齒中線外收斂，組合成一箱形輪廓（圖1）。

圖1 面4－12－斜31井沙四段1砂組測井曲線

2.1.3 沉積微相

研究區(qū)沙四段1砂組沉積時期整體趨勢是東南高西北低，綜合取芯及測井相分析資料，可知區(qū)內(nèi)主要發(fā)育壩砂、灘砂微相、濱淺湖相泥巖等微相類型。各微相類型分布規(guī)律主要受古地貌、沉積物源、水動力條件等因素控制，由于該區(qū)位于局部古地形隆起處，靠近湖岸線，據(jù)物源較近，同時湖浪改造作用較強，儲層較發(fā)育，主要為壩砂，且發(fā)育多列平行或斜交岸線的條帶狀砂壩，壩間發(fā)育灘砂，局部為湖相泥巖。

2.2 細分流動單元研究

研究區(qū)沙四段1砂組砂巖發(fā)育，縱向上發(fā)育一系列單砂體。選擇沙三中3砂組分布比較穩(wěn)定的大套高感應(yīng)泥巖為標(biāo)志層，建立骨架剖面，進行區(qū)域地層對比。選取標(biāo)準(zhǔn)井，并利用沉積旋回、地層等時對比技術(shù)開展精細地層對比及細分單砂體等工作。綜合自然電位、自然伽馬、伽馬等曲線將沙四1砂組細分5個小層（圖2），結(jié)合微電極、聲波等曲線扣除泥灰質(zhì)夾層。通過精細地層對比，該區(qū)沙四段1砂組可細分為5單砂體，測井資料顯示1、5號層聲波時差數(shù)值整體偏低，灰質(zhì)含量較高，相對2、3、4小層有效厚度變薄，儲層物性變差。

圖2 面4－面14區(qū)沙四段1砂組對比剖面

2.3 儲層特征研究

在細分流動單元、測井?dāng)?shù)據(jù)標(biāo)準(zhǔn)化的基礎(chǔ)上，利用孔隙度、滲透率回歸方程重新對儲層進行孔、滲數(shù)值標(biāo)定，儲層平面展布及縱向分布特征進行詳細研究。

2.3.1 測井?dāng)?shù)據(jù)歸一化

研究區(qū)從早期的勘探到目前，其間經(jīng)過了一個相對較長的時期，在這個過程中，由于技術(shù)的更新、儀器的更換、操作人員的技術(shù)水平差異等因素的影響，造成相同的地層其對應(yīng)的測井響應(yīng)幅度特征差別很大。如果不加以處理直接拿來進行解釋和對比，就會影響我們對儲層描述的準(zhǔn)確程度，因此就需要對研究區(qū)全區(qū)的所有井的測井曲線進行歸一化處理，從而增強不同井所對應(yīng)測井曲線之間的可比性，提高解釋的準(zhǔn)確程度。

1）標(biāo)準(zhǔn)層選取。選取標(biāo)準(zhǔn)層是測井曲線歸一化必不可少的前期工作，測井?dāng)?shù)據(jù)歸一化的前提和客觀依據(jù)就是標(biāo)準(zhǔn)層的測井?dāng)?shù)據(jù)具有相似的頻率分布。標(biāo)準(zhǔn)層選取主要堅持以下三個條件：①區(qū)域內(nèi)沉積穩(wěn)定、具有一定的厚度且平面分布廣泛；②測井響應(yīng)特征明顯，便于對比追蹤；③鄰近待歸一化的目標(biāo)層位，測井環(huán)境相近。依據(jù)上述原則，我們選用沙三中3砂組的一套穩(wěn)定泥巖作為標(biāo)志層。

2）歸一化處理。常用的歸一化方法主要包括重疊圖法、均值法、趨勢面分析法、多維直方圖法、均值－方差法、變異函數(shù)分析法等。通過對研究區(qū)曲線的反復(fù)對比分析，我們發(fā)現(xiàn)曲線間存在比較簡單的近似線性關(guān)系，因此，本次歸一化主要采用均值法。為了對其儲層物性進行更加準(zhǔn)確的刻畫和描述，我們主要選擇測井序列中與物性關(guān)聯(lián)較大的聲波時差曲線數(shù)據(jù)進行歸一化校正。統(tǒng)計發(fā)現(xiàn)53% 的井其標(biāo)志層聲波為450us／m，據(jù)此我們選擇該值作為基準(zhǔn)值，對所有測井資料進行歸一化處理，并根據(jù)處理后的標(biāo)準(zhǔn)化數(shù)據(jù)，利用對儲層物性進行重新計算和評價。

2.3.2 儲層特征

1）砂巖展布。區(qū)域緊靠廣饒凸起，物源充足，且區(qū)內(nèi)地勢較為平緩，大量碎屑物質(zhì)入湖后，便在該區(qū)域沉積并保存下來，故而砂巖發(fā)育，平均砂巖厚度為7.2m。同時，上述碎屑物在湖浪的作用下，主要沿湖岸線呈北東向條帶狀展布。區(qū)域內(nèi)砂巖主要分布在以下兩個條帶上：①面4－15井－面4－18－斜35井－面14－斜33井；②面4－10－斜33井－面14－16－斜7井－面14－17－13－面14－14－斜17井－面14－2井。而兩條帶間的面4－6井－面4－12－33井－面14－18－9－面14－18－19井線上砂巖相對欠發(fā)育，厚度較薄。

2）物性展布。根據(jù)研究區(qū)沙四段1砂組巖芯分析資料和測井資料，在測井?dāng)?shù)據(jù)歸一化的基礎(chǔ)上，利用回歸法，對其孔、滲參數(shù)進行重新標(biāo)定。同時，由于孔隙度、滲透率數(shù)值關(guān)聯(lián)性較強，在衡量儲層物性特征方面具有同等意義。因此，本次研究過程中，僅選擇滲透率指標(biāo)對儲層物性展布特征進行認識與評價。據(jù)巖心分析資料，面4－面14區(qū)沙四段1砂組油層孔隙度平均值為30.2%。滲透率平均為 （292.9×10－3）μm2，屬高孔中滲油藏，總體物性較好的區(qū)域與砂巖展布基本一致，主要分布在兩條沿北東－南西方向的帶狀區(qū)域。

3）油層展布。①解釋標(biāo)準(zhǔn)。八面河油田南區(qū)沙四段測井解釋統(tǒng)一采用一套標(biāo)準(zhǔn)，生產(chǎn)過程中發(fā)現(xiàn)該標(biāo)準(zhǔn)與該區(qū)沙四段1砂組油井生產(chǎn)動靜態(tài)資料存在矛盾，不能準(zhǔn)確地識別該區(qū)部分儲層。過通過對測井曲線進行了標(biāo)準(zhǔn)化處理，根據(jù)取心資料、試油試采資料，單獨制定了該區(qū)沙四段1砂組的測井解釋標(biāo)準(zhǔn)和圖版，并據(jù)其對區(qū)域內(nèi)270余口井進行了二次解釋工作。②儲量復(fù)算。經(jīng)對細分后的各個單砂體重新進行儲量復(fù)算，面4－面14區(qū)沙四段1砂組疊合含油面積為13.75km2，采用容積法計算儲量為（678.8×104）t（表2），復(fù)算儲量增加（148.1×104）t，增加部分主要是高部位儲量上報邊界之外新增儲量。③油層展布?？v向上，5個油砂體中，2號、3號、4號砂體有效厚度，儲量規(guī)模相近（表2）。低部位2號層、3號層、4號儲層較為發(fā)育，厚度較大，物性較好，中、高部位3號層、4號層發(fā)育，厚度大，儲層物性較好。1號層和5號層因灰質(zhì)含量偏高，物性相對2、3、4號層稍差。同時疊合有效厚度在平面上與砂巖展布較為一致，主要分布在3條近東西向的條帶區(qū)域。

表2 面14－面4區(qū)沙四段1砂組儲量及物性統(tǒng)計表

2.4 流體性質(zhì)

據(jù)區(qū)內(nèi)31口井原油室內(nèi)分析化驗結(jié)果，沙四段1砂組地面原油密度處于0.924g／cm3～0.979g／cm3之間，平均0.945g／cm3，地面原油脫氣粘度840mPa·s～3 170mPa·s，平均1 670mPa·s，凝固點0℃～30℃，平均9℃。面14－20－3、面4－平1附近原油粘度最低，面14區(qū)東部－面4區(qū)西部（包括面12區(qū)）沙四1砂組原油粘度低于1 000mPa·s，屬普通稠油油藏。

3 油藏綜合評價研究

3.1 儲層分類標(biāo)準(zhǔn)及評價

3.1.1 儲層分類

依據(jù)測井及巖芯分析及化驗資料，結(jié)合區(qū)域油藏的開采特征，影響油井產(chǎn)能的主要因素主要為物性、有效厚度、原油粘度，故以流動系數(shù)（f＝kh／u）為指標(biāo)，建立儲層質(zhì)量分類標(biāo)準(zhǔn)。綜合研究區(qū)儲層特征、目前開采技術(shù)條件及相似區(qū)塊開發(fā)經(jīng)驗，將F≥10區(qū)域為Ⅰ類儲層，10＞F≥5時為Ⅱ類儲層，F(xiàn)＜5時為Ⅲ類儲層（圖3）。

圖3 面4－面14區(qū)沙四段1砂組儲層分類圖

3.1.2 產(chǎn)能評價

依據(jù)上述儲層的分類標(biāo)準(zhǔn)，面4－面14區(qū)沙四1砂組優(yōu)先在 Ⅰ 類區(qū)進行開展評價工作。同時結(jié)合區(qū)域注水情況，優(yōu)先選擇有水井對應(yīng)，對地層能量較為充足的面4－12－33井區(qū)進行評價。部署評價井面4－10－斜33井，注采產(chǎn)能評價，該井鉆遇沙四1砂組儲層70.6m／14層，2011年8月實施壓裂初期，日產(chǎn)油8.5t，目前日產(chǎn)油1.9t。截至2014年5月，該井累計產(chǎn)油4 830t，落實可動用儲量（Ⅰ 類）（308×104），評價效果較好。

3.2 開發(fā)方式優(yōu)化組合

依據(jù)八面河鄰區(qū)及其他區(qū)域沙四段中低滲儲層開發(fā)經(jīng)驗，主體構(gòu)造帶的面4－面14區(qū)非均質(zhì)較強，儲層縱向變化較快，根據(jù)儲層此類特征。適宜采用普通定向井和大斜度井相結(jié)合的靈活開發(fā)方式。采用注水開發(fā)，適當(dāng)縮小注采井距，以200m～250m之間為宜（根據(jù)儲層物性差異在200m～250m之間適度調(diào)整），通過適當(dāng)加密井網(wǎng)，建立有效生產(chǎn)壓差和驅(qū)動體系，提高注水井驅(qū)替效果。

3.3 配套工藝技術(shù)優(yōu)化

據(jù)本區(qū)及鄰區(qū)沙四段中低滲儲層開發(fā)經(jīng)驗，面4－面14區(qū)沙四段1砂組儲層主要采用壓裂改造。由于該區(qū)儲層膠結(jié)疏松，油井生產(chǎn)過程中會有不同程度的出砂現(xiàn)象，故施工過程中根據(jù)不同區(qū)域儲層特征，對加砂強度進行調(diào)整。對物性好、極易出砂的儲層區(qū)油井則在實施高加砂強度壓裂的同時還要輔以涂防防砂工藝。

4 取得效果

1）南部高部位新增儲量近（150×104）t。利用修訂后的沙四段1砂組測井解釋標(biāo)準(zhǔn)，對全區(qū)270余口井進行重新解釋，南部高部位儲量上報區(qū)域外新增含油面積4.32km2，新增地質(zhì)儲量（148.07×104）t。同時利用老井面12－10－31井試油，獲得1.3t的穩(wěn)定工業(yè)油流，儲量較為可靠。

2）地質(zhì)與工藝優(yōu)化組合，連續(xù)三年實現(xiàn)難動用儲量的經(jīng)濟有效開發(fā)。依據(jù)儲量分類，結(jié)合評價井評價認識，采取由優(yōu)及次逐年分批滾動產(chǎn)建的儲量動用思路，優(yōu)先動用467萬噸Ⅰ、Ⅱ類儲量。2012年以來優(yōu)選Ⅰ類、Ⅱ類儲量區(qū)中物性好、厚度大面4－10－斜33井區(qū)、面14－18－9井區(qū)、面109井區(qū)依次進行產(chǎn)建，并通過不斷地質(zhì)及工藝優(yōu)化組合，平均單井產(chǎn)能為2.2t，連續(xù)3年實現(xiàn)該難動用儲量的經(jīng)濟有效動用。

5 結(jié)論及建議

1）高部位新增儲量區(qū)東部老井試油獲得穩(wěn)定工業(yè)油流，一方面證實新建解釋標(biāo)準(zhǔn)能夠較好地滿足該區(qū)域沙四段1砂組解釋需要，同時也說明高部位具有擴邊增儲潛力。

2）通過近三年的新區(qū)產(chǎn)建實踐，證實先期注水開發(fā)、適當(dāng)縮小井距的開發(fā)方式及預(yù)充填改造等配套工藝是適合該區(qū)域儲層，能夠滿足其儲層開發(fā)需要。

3）建議利用老井對高部位新增儲量區(qū)西部及中部開展注采產(chǎn)能評價工作。

［1］李應(yīng)芳，夏勝梅，龍玉梅，何浩然.江漢盆地新溝泥質(zhì)白云巖儲集層特征分析［J］.江漢石油職工大學(xué)學(xué)報，2014，27（01）：8－11.

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