姬塬油田H区块产建随钻地质研究

高银山，左 琴，刘俊凯，樊 辉，于 博，陈 华，周鹏飞

（中国石油长庆油田分公司第五采油厂，陕西西安 710021）

姬塬油田H区块产建随钻地质研究

高银山，左 琴，刘俊凯，樊 辉，于 博，陈 华，周鹏飞

（中国石油长庆油田分公司第五采油厂，陕西西安 710021）

针对侏罗系油藏分布范围小、油水关系复杂、隐蔽性强的特点，通过对H区块延5油藏产建随钻分析和后期开发认识，总结出构造-岩性油藏产建中油水界面的确定及油层的识别方法，为下步该区侏罗系油藏产建随钻分析提供指导依据，确保钻井成功率。

构造-岩性油藏；油水界面；油水层识别；随钻分析；地质研究

H区块延5油藏位于姬塬油田西北部，属三角洲平原分流河道沉积，是近两年开发规模较大的侏罗系油藏。油藏埋深1920 m，有效厚度7.3 m，解释孔隙度17.5%、渗透率27.4 mD，油藏类型为构造—岩性油藏。2010年围绕出油点滚动建产，采用300 m正三角形井网，实施采油井23口、注水井7口，建成产能2.4×104t。目前该区开井29口，井均日产油4.27t，综合含水48.1%。

1 产建中面临的主要问题

（1）侏罗系油藏分布范围小、构造幅度相对平缓、隔夹层不发育等因素导致油水分异作用不明显，仅从测井、试油资料无法准确地确定油藏的油水界面。

（2）侏罗系油藏边底水发育、油层电阻率相对较低且与下接水层相比，纵向上电阻率增大值一般较小，部分井油层与水层感应电阻率比值甚至低于2，录井显示、测井解释无法准确地识别油水层。

（3）地面丛式井组开发和快速高效建产的要求，无法及时对更多井进行试油试采，客观上降低了对油藏的认识程度，为后期开发带来诸多困难。

2 产建地质研究的主要做法

2.1 油水界面确定

砂岩储层构造—岩性油藏的油水界面，在不考虑水动力等其他驱动力的情况下，油藏内油水分布是毛管力与浮力平衡的结果，宏观上表现为受储层物性变化的影响，一般都表现为波状起伏的界面。油藏油水过渡带的储层物性越好，油水界面越低，当油水过渡带的储层物性变化不大时，油水界面近似于一个平面[1]。

H区块延5油藏面积小（约2.0 km2）、构造相对稳定、储层物性接近，因此认为油藏油水界面近似于平面。初期根据H井油层及试油试采情况，认定油水界面为-363 m左右；随着开发井试油试采资料的验证，考虑到侏罗系油藏开发后底水导致油水界面上升，进一步确定油藏油水界面为-356 m左右。油水界面的确定，对于储层改造及油水层识别具有重要的意义。

2.2 油水层识别

根据H区块延5油层的测井响应特征，总结出以下几种判识方法，在实际产建随钻分析应用中，要多种方法综合利用、资料互相验证，才能提高油层识别效果，确保高效建产。

2.2.1 电阻率增大值法 前人的研究成果和矿场试验效果表明，电阻率增大值法在低阻油气藏勘探和开发中发挥了重要作用。在油气勘探开发测井中，油水层的判断通常是以电阻率测井为基础，电阻率增大值是通过目的层与同样条件下（物性相当）水层电阻率作比较，达到对不同电阻率显示的产层作出定性评价[2]。对H区块30口井测井解释为油（油水）层与下接水层感应电阻率资料统计分析，当电阻率增大值不小于2时，19口统计井全部分布在含油面积内，解释结果与后期试油试采效果较吻合；电阻率增大值低于2的11口井中，仅有H76-34井试油油水同出，H82-30和H80-32井试采含水均维持在95%以上，而另外8口井试油试采均出水，解释结果符合率较低。若电阻率增大值以2为界限，该方法对H区块延5层的油水层判识效果明显。

2.2.2 开发参数限值法 通过试油试采资料，编制电性参数交会图，得出各类电性参数的有效开发下限值。随着区块试油试采井数的增多，可以进一步验证和完善出油下限取值的合理性。一般常用的有声波时差—感应电阻率交会图、孔隙度—含水饱和度交会图等。

从H区块延5层的声波时差—感应电阻率交会图可以看出，该区块感应电阻率有效开发下限为8.2 Ω·m、声波时差有效开发下限为246.7 μs/m。在此基础上当感应电阻率大于13.3 Ω·m，基本都可以认定为油层。另外对测井解释为油水层、试油试采却出水的9口井，将其储层电性参数投入到交会图中，仅H80-32井处于油水层范围内，其它井全部分布在水层区域，同样具有较高的判识符合率（见图1）。

图1 H区块延5层声波时差与感应电阻率交会图

2.2.3 油顶构造差值法 鄂尔多斯盆地构造总体上显示为东翼宽缓、西翼陡窄，盆地内部构造相对简单，以鼻状构造为主，地层平缓[3]。H区块位于陕北斜坡中段西部，构造平均坡度小于1°，每公里平坡降约7 m。H区块延5地层厚度26～31 m，平均厚度28 m；地层顶面构造-354～-339 m，相对高差15 m，总体上地层厚度与构造趋势较为稳定。由于侏罗系油藏多是由差异压实作用形成的局部鼻隆，构造隆起幅度不大，产建时要注意实施井的油层显示和油顶海拔变化情况[4]。H区块采用300 m正三角形井网，在此区域构造背景下，若一个井距油顶海拔变化在5 m以上时，要及时分析原因，必要时进行试油试采验证。对H区块相邻开发井油顶构造差值统计分析，除H80-28和H78-30井属局部构造高点与邻井差值较大，其它9口井油顶海拔低于邻井5 m。该9口井中5口井为明显水层，试油试采也验证了这一判断；另外的4口井油顶海拔接近油水界面，试采初期平均单井日产油仅0.69 t，含水高达88%。利用邻井油顶构造差值，结合H区块砂体展布特征，对油藏边界和油水界面进一步认识和控制，提高对油水层的判识程度，为区块的产建调整指明方向（见图2）。

图2 H区块延5油层顶面构造起伏图

3.2.4 综合对比分析法。通过对区块储层电性与物性、含油性的匹配关系，以及录井显示、隔夹层发育情况，综合定性地识别油水层。

侏罗系出油层均为粉砂岩，含油级别均在油斑级以上。H区块延5油层录井显示与后期开发验证结果符合率为69%，因此录井显示仅可以作为油水层识别的参考（特别是解释水层但上下具有明显的电阻“台阶”变化），因其现场人为因素的影响，显示结果往往又给测井解释造成一定的误导。

侏罗系油层底水发育，隔夹层对于油水分异起着重要的作用。H77-30和H80-32井油顶海拔接近、电性与物性相当，由于H77-30井油（油水）层与下接水层中间有16.7 m的隔层，试油日产油22.7 t、日产水7.7 m3；H80-32井顶部油水层与下接大段水层间仅有0.4 m的隔层，即使选择复合射孔改造技术，由于隔层较薄未起到明显的封隔作用，试油日产油0 t、日产水24.9 m3，试采排液至今仍未出油，此段油水层应解释为水层（见图3）。另外，对H区块延5层内隔夹层统计分析，区块共有12口井发育隔夹层，平均厚度2.35 m，其中9口井分布在含油面积内，占统计井数的75%，该批井试采初期单井日产油高达9.59 t，含水仅为10.5%，可看出对于侏罗系油藏，隔夹层在开发中对底水所起的遮挡作用。

当对油藏的油水界面、储层开发电性下限有较充分的认识后，若某井的砂体海拔在已知出油井的油水界面之上，对应层应解释为油层。H80-28井层Ⅰ海拔-347.4 m（层厚1.8 m）、层Ⅱ海拔-353.4 m（层厚3.3 m），按照油水界面-356 m来判识，层Ⅰ为油层、层Ⅱ应为油水层；将两小层的电性参数投至电性图板上，相应地层Ⅰ处在油层区间、层Ⅱ也处在油水层区间。两小层合试日产油31.8 t，试采初期日产油10.59 t、含水13.0%，后期生产中含水基本维持在17%左右。因此层Ⅰ和层Ⅱ初始解释含油水层应相应地调整，提高含油级别（见图4）。

图3 H77-30和H80-32井隔层示意图

图4 H80-28井测井解释图

3 结论和建议

（1）侏罗系构造—岩性油藏分布范围小、油水关系复杂、受控因素不同，产建中应分析区块砂体展布、构造特征和储层特征等方面之间的匹配关系，提高对油藏的认识程度，具体区块具体分析，没有可遵循的固有模式。

（2）侏罗系油藏油水界面的识别是一个从单井预测到多井验证的过程，确定出较为准确的油水界面对于油层识别和产建调整具有重要的指导意义。

（3）电阻率增大值法、开发参数限值法、油顶构造差值法、综合对比分析法等多种方法对识别油水层各有优缺点，产建中各种方法要联合应用、相互验证，才能提高油水层解释符合率。

（4）鼻隆构造和河道主砂体上倾方向岩性尖灭遮挡配合，为本区侏罗系油气聚集提供了有利的圈闭空间。侏罗系油层物性好、产量高，建产周期短的特点，将成为后期该区增储上产的重要层系。

[1] 林景晔，童英，王新江.大庆长垣砂岩储层构造油藏油水界面控制因素研究[J] .中国石油勘探，2007，28（3）：13-16.

[2] 中国石油勘探与生产分公司.低阻油气藏测井判别评价方法与技术[M] .北京：石油工业出版社，2006.

[3] 王道富.鄂尔多斯盆地特低渗透油田开发[M] .北京：石油工业出版社，2007.

[4] 苏幽雅，高阿龙.侏罗系油藏高效建产产建随钻地质研究[J] .石油化工应用，2011，30（1）：69-72.

TE311

A

1673-5285（2012）03-0079-05

2012－01-19

高银山，男（1985-），毕业于中国地质大学（北京）石油工程专业，现在长庆油田第五采油厂地质研究所工作。