埕北區(qū)塊油藏地質(zhì)及試采特征分析

程強(qiáng)　李連順

摘 要 埕北某區(qū)塊位于埕島油田東北部，東營組為主力開發(fā)層系，進(jìn)行了20年的滾動勘探開發(fā)，主要依靠天然能量開采。近年來，加密了一批新井，進(jìn)入注水開發(fā)的新階段，但存在油藏地質(zhì)認(rèn)識不清晰、調(diào)整措施難于優(yōu)化問題。針對這一現(xiàn)狀，通過在地層劃分與對比、油氣層識別、儲量核算等地質(zhì)研究的基礎(chǔ)上，進(jìn)行試油試采特征分析，提出下步開發(fā)建議。

關(guān)鍵詞 東營組 地層劃分 油層識別 開發(fā)分析

中圖分類號：TE323 文獻(xiàn)標(biāo)識碼：A

1區(qū)塊概況

埕北某區(qū)塊位于埕島油田東北部，構(gòu)造位置位于埕寧隆起埕北低凸起東斜坡下第三系超覆帶，區(qū)塊水深15—20m，研究區(qū)面積40km2，自下而上鉆遇的地層有古生界、中生界、下第三系沙河街組、東營組、上第三系館陶組、明化鎮(zhèn)組及第四系平原組。發(fā)現(xiàn)了古生界及東營組二套含油層系。其中，東營組是該區(qū)塊的主力含油層系。區(qū)塊油井日油能力43.6t，平均含水43%，采出程度8.9%，采油速度0.46 %；水井日注水量468.2 m3，累計(jì)注水總量6.48？04 m3。

2地層劃分與對比

前人將東營組分為3段（東一、二、三段）6個(gè)砂層組（I、II、III、IV、V、VI）。III、IV砂組為東營組主要含油層段。參考依據(jù)古生物、層序地層學(xué)等區(qū)域研究成果，結(jié)合東營組開發(fā)實(shí)際，對埕島油田東營組進(jìn)行了劃分，共劃分為9個(gè)砂組。5砂組為三角洲相“胖砂巖”，其上的河流相地層劃分為4個(gè)砂組，其下的東營組湖湘沉積為主要含油層段，劃分為4個(gè)砂組，即6—9砂組，每一砂組又劃分出6個(gè)小層，共計(jì)24個(gè)小層。

以地層沉積學(xué)、地震地層學(xué)、測井學(xué)理論作指導(dǎo)，采用綜合地質(zhì)信息對比法，利用測井對比標(biāo)志，井震結(jié)合進(jìn)行橫向?qū)Ρ龋⒘寺?lián)井剖面。在砂組界限的控制下，等厚平行對比小層。（圖1）

3油氣層識別

3.1測井解釋

區(qū)塊東營組儲層巖性以細(xì)砂巖、粉細(xì)砂巖為主，伴有含礫砂巖、泥質(zhì)砂巖及粉砂巖，膠結(jié)類型為孔隙—接觸及孔隙式膠結(jié)，膠結(jié)物以泥質(zhì)為主。根據(jù)壓汞樣品分析統(tǒng)計(jì)，孔喉粗細(xì)不均，分選性比較差，平均孔喉半徑5.38 m，孔喉半徑中值R50平均為3.67 m，孔喉變異系數(shù)在0.70-1.08，平均為0.83；均質(zhì)系數(shù)在0.21-0.44，平均為0.34。儲層孔隙度一般在15.7%—23.6%，平均值為19.9%；水平滲透率一般在2.59-302.37？03 m2，平均為120？03 m2，為中孔、中滲儲層。本次，在前人研究成果的基礎(chǔ)上，進(jìn)行了油氣層的新識別和二次定性解釋。從圖版上可以看出油層段聲波時(shí)差A(yù)C≥246 s/m（75 s/ft），深側(cè)向電阻率RD≥9 ·m（圖1）。

在測井資料標(biāo)準(zhǔn)化的基礎(chǔ)上，根據(jù)井點(diǎn)的聲波時(shí)差，依據(jù)上述回歸的公式，計(jì)算了各井油層的孔隙度和滲透率。對比了測井解釋的孔隙度、滲透率與巖心分析的孔隙度、滲透率，可以看出兩者具有相似性，說明測井解釋的物性具有可信度。

根據(jù)測井解釋的物性資料，針對井區(qū)特點(diǎn)，分4個(gè)不同的塊分別進(jìn)行物性統(tǒng)計(jì)，G4塊、S8塊和S80塊的孔隙度均大于20%，滲透率大于100mD，物性較好，C81塊孔隙度小于20%，滲透率為61mD，物性較其它幾個(gè)塊偏差。

3.2油水關(guān)系

前人的研究認(rèn)為，研究井區(qū)只見到一套油水界面，油水界面受構(gòu)造和砂體邊界的控制，如S80井Ed74+5+6小層，油水界面為-3025m，其它層未見到油水界面。本次研究成果與前人有許多不一（表2）。研究區(qū)塊東營組油藏分布主要受構(gòu)造控制，其次受巖性控制。

4試采特征

（1）地層能量不斷虧空：區(qū)塊自1996年起采用天然能量進(jìn)行開發(fā)，注水前該區(qū)測試壓降最大13.7MPa，單井日油能力與地層壓降呈負(fù)相關(guān)關(guān)系，地層能量不斷虧空，導(dǎo)致采油量下降。

（2）單井產(chǎn)量差異大：從試油情況看，區(qū)塊油藏產(chǎn)能較高，日產(chǎn)油能力7.6t/d-230t/d。G4井和S8井試油日油能力分別為230t/d和224t/d，而C81井和S80井日油能力僅為48.6t/d和53.7t/d。

（3）產(chǎn)量遞減快：井區(qū)東營組投產(chǎn)的7口井，初期日產(chǎn)油能力在239t/d—53.7t/d之間，隨著開發(fā)的進(jìn)行，該區(qū)塊日產(chǎn)油量逐漸下降，計(jì)算的年遞減率為30.6%。

（4）油藏天然能量不足：區(qū)塊原始地層壓力30.64MPa，2003年3月地層壓力為23.3MPa，區(qū)塊壓降為7.34MPa，計(jì)算每采出1%地質(zhì)儲量地層壓降為0.87MPa。該區(qū)塊具有一定的天然能量，但不充足。

5開發(fā)建議

（1）調(diào)整該區(qū)塊配注，日注水量由每天380方提高到625方，加快恢復(fù)生產(chǎn)。并通過檢泵、解堵等井下措施，加快地層能量恢復(fù)。

（2）綜合分析油藏地質(zhì)和動態(tài)特征，提出兩種新井部署意見：①G4井西1000m處部署1口水井，增強(qiáng)區(qū)塊水驅(qū)開發(fā)效果；②C81西北500m、1400m各部署1口油井并將G4井轉(zhuǎn)注。

參考文獻(xiàn)

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