岩性油藏精细勘探方法与实践——以东营凹陷中带为例

贾光华

（1.中国地质大学（武汉）资源学院，湖北 武汉430074；2.中国石化胜利油田分公司 地质科学研究院，山东 东营257015）

东营凹陷位于山东省东北部，勘探面积约5 850km2，是济阳坳陷油气资源最丰富的凹陷［1］。“九五”以来，东营凹陷进入以岩性油藏为主的隐蔽油气藏勘探阶段，至今上报岩性油藏探明储量近亿吨［2］。经过10余年的勘探开发，以东营凹陷中带为代表的岩性油藏发育区已进入较高勘探阶段，勘探对象向个体规模较小、埋深大、更复杂的岩性体转变。但是，少数探井难以探明和动用区块储量，勘探成果点多面少，难以实现规模效益，区块勘探周期过长，难以迅速转化为开发效益。为进一步提高岩性油藏勘探效益，降低开发风险，实现规模效益新突破，笔者提出岩性油藏精细勘探的设想。

1 岩性油藏精细勘探工作思路及流程

1.1 精细勘探工作思路

岩性油藏精细勘探，即对岩性油藏富集地区，在精细储层分析及成藏规律研究的基础上，采用地质目的与经济可行性约束的最优化钻探方案进行勘探，以获取最多的经济可采储量和最大的勘探开发规模效益。

根据东营凹陷中带岩性油藏的勘探现状，将岩性油藏精细勘探界定为区块详探，对具备成熟地质认识、含油基本叠合连片的岩性油藏发育区块，以探井、开发准备井整体部署、分批实施、动态调整的方式快速一次性探明区块储量，并为储量动用做好技术储备，具体包含4个方面的基本内容。

1.1.1 精细勘探的主要对象

精细勘探的主要对象是岩性油藏富集区，即岩性油气藏连片分布、主力层系明确、油层相互迭置且累计厚度较大、砂体油气充满度较高、但砂体平面分布较为复杂，常规勘探开发难以取得较好经济效益的地区。

1.1.2 精细勘探的主要目的

精细勘探主要解决岩性油气藏勘探点多面少、开发阵地不明确和难以形成规模效益的问题；在岩性油气藏为主的复杂地区获得较好的勘探和开发效益，快速一次性探明经济可采储量，建设产能阵地。

1.1.3 精细勘探部署的原则

由于地质条件和成藏条件的复杂性，岩性油藏发育区精细勘探部署方案，需要根据最新的钻探资料和认识及时调整优化，达到勘探、开发和钻井工程等多方面、多过程协同，最终实现效益最大和风险最低的目的。

1.1.4 勘探的部署方案

勘探部署方案包括井位数量、井位位置和钻井设计3部分内容。井位数量的确定要满足探明可采储量的需要；井位位置的确定要依据岩性油藏分布的特点，同时兼顾开发方案的需要；单井钻探要依据实现地质目的和降低成本的要求来设计。

1.2 精细勘探工作流程

精细勘探包括方案设计和方案实施两大阶段（图1）。

图1 精细勘探工作流程

1.2.1 方案设计阶段

（1）探区优选。目标区选择遵循三条原则，即对区域层序地层、沉积体系和储层分布规律认识清楚；油藏基本达到含油叠合连片；具有一定的储量规模能够取得较好的经济效益。为准确选区，需要开展精细层序地层及沉积体系研究、砂体分布规律研究、油气成藏条件评价、有利含油区块对比与选择4方面的研究工作，在此基础上最终确定精细勘探有利区块。

（2）探区精细解剖。包括岩性圈闭空间分布规律、岩性圈闭的地质地球物理预测与描述、岩性油藏成藏机制研究及定量评价3方面研究内容，在此基础上明确探区内岩性体时空分布及含油性，确定实施精细勘探最为有利的先导试验区。

（3）部署方案设计和评价。在综合地质研究的基础上，按一次性整体探明的原则，结合工程工艺和措施研究，统一考虑探井和开发井的平面分布，确定初步的探井和开发准备井的部署方案，通过进一步的经济评估，最终确定精细勘探的井位部署方案。

1.2.2 方案实施阶段

方案实施过程中，通过及时跟踪分析动态资料，对原有方案进行适当调整和完善，使其最优化。在此基础上，按照探明或控制储量的规范对储量上报方案进行研究和优选，确定储量参数，最终完成储量的上报工作，并对整个精细勘探研究过程进行总结，指导下一步的勘探和开发。

2 东营凹陷中带岩性油藏精细勘探

2.1 岩性体地质模型

东营三角洲是研究区古近系沙河街组重要沉积体系之一，分布面积约500km2。该三角洲为大型砂质复合三角洲，三角洲成因的各类砂体及与三角洲有关的浊积砂体是东营凹陷中东部诸多油田的主要油气储集体。

2.1.1 东营三角洲沉积模式

以测井、岩心和三维高分辨率地震资料为基础，以高分辨率层序地层理论为指导，运用精细地层划分和对比技术，将研究区沙三中、下亚段，分别划分为6个和3个短期旋回，建立准确的层序地层格架，在此基础上明确了三角洲沉积模式。

短期旋回基准面下降期沉积的地层主要由三角洲平原和三角洲前缘富砂沉积物构成。在平行物源方向的地震剖面上通常显示明显的楔状体几何形态，内部连续、低角度的前积反射发育［3］。在三角洲进积过程中，前缘沉积物发生滑塌，经常在三角洲进积体的坡角处或更远的深水湖区形成滑塌浊积岩，呈小型透镜体状，分布面积有限，厚度较薄，一般数米厚。

短期基准面下降晚期，三角洲推进作用逐渐明显。大量沉积物沿湖盆边缘斜坡发生坡移，与地形坡折背景相配置时，可在深水湖区发生再沉积作用形成浊积扇。基准面开始上升时，浊积扇沉积物保存下来，称为坡移浊积扇。坡移浊积扇分布范围、砂体厚度均较大，一般厚度为10～20m，粒度较粗，为含砾砂岩、砂岩沉积。平面上，浊积扇可沿三角洲前方的深水湖区呈群状分布。当三角洲进积作用较强时，产生坡移浊积扇的可能性较大（图2）。

图2 东营三角洲浊积扇及滑塌浊积岩分布模式

三角洲在发育过程中进积与退积交替，形成的沉积复合体可在湖盆斜坡至中心的不同位置形成诸多平面上分布不连续，空间上逐渐向前推移、规模大小不等的浊积扇或滑塌浊积岩群。

2.1.2 岩性体地震识别与描述

地球物理方法是石油勘探中最有效的直接预测手段，从单井出发，利用钻井、测井资料，统计每口井中目的层段的砂岩与围岩速度关系，以明显速度高、速度近似、速度低3个标准来划分［4］。在此基础上，根据岩性体分布规律，利用地震资料属性预测岩性体有利发育区。通过对振幅属性参数和复地震道属性参数进行试验，结果表明，诸多参数中均方根振幅参数和平均反射强度参数对本区砂体的反映比较准确可靠。单砂体的识别与描述主要采用2种技术手段：一是利用常规地震剖面进行描述，二是利用测井约束反演技术进行描述。常规地震资料无法分辨的薄储层，在反演中得到明显的反映，砂体边界清晰自然。

2.2 岩性圈闭含油性研究

岩性圈闭含油性既影响具体井位部署和岩性探井的成功率，也影响某个地区、某个层系岩性油藏勘探、开发的决策。通过对大量岩性油气藏典型解剖和大量统计，明确了岩性体含油性的3个主控因素。

2.2.1 烃源岩对含油性的控制

东营凹陷烃源岩主要位于古近系沙四段和沙三段，以深灰色泥岩、暗色油页岩为主，有机碳含量平均为1.66%，沙四段有机碳含量平均为1.7%。有机质类型主要为Ⅰ型和Ⅱ1型，生烃门限上限深度2 200m，对应地温93℃［5-6］。东营凹陷岩性油藏主要分布在2 500～3 600m范围内，岩性油藏的充满度和含油饱和度具有随埋深增加先增大后减小的特点，且约在3 300m圈闭充满度最高，从层位上看，沙三中、下亚段岩性圈闭充满度值最高（图3）。

图3 东营凹陷烃源岩生排烃深度与岩性油藏分布频率关系

从圈闭与有效烃源岩的位置关系看，除断层沟通的构造-岩性油气藏外，已发现的孤立砂体岩性油气藏均分布在有效烃源岩范围内或接触有效烃源岩，处于有效烃源岩中心被其包裹的圈闭，其含油性要好于与烃源岩呈侧向接触的岩性圈闭，离有效烃源岩中心的距离越近，圈闭含油气性越好，反之越差。

2.2.2 储集条件对含油性的控制

决定岩性圈闭含油性的重要因素是砂岩体内部的孔渗性。只有当砂体的内部孔渗条件达到一定临界值时，形成足够的毛管压力，砂体才能接收来自外部烃源岩中的油气［7］。由东营凹陷的岩性砂体统计实例可以看出，含油岩性砂体的储集物性存在一个临界值，即当砂体的孔隙度大于12%，渗透率大于1×10-3μm2时，砂体才能接受外界油气充注而成藏（图4、图5）。

图4 渗透率与充满度关系

图5 孔隙度与充满度关系

2.2.3 成藏动力对含油性的控制

岩性油藏成藏不是单纯的一个或两个动力下促使油气聚集的，而是在过程复杂、动力类型多样、相互作用、复合动力的条件下完成油气运聚成藏的［8］。埋藏压实作用过程中，随埋深的增加，岩石颗粒之间的孔喉半径减小。在埋藏初期，砂泥岩压实水排出快，孔隙急剧降低；达到一定阶段后，降低程度下降；砂岩孔隙在成岩演化中后期，次生孔隙产生；在成岩作用后期，二者孔喉均较差。二者孔喉半径和半径差随深度变化具有先增加，到一定程度后又减小的趋势（图6（a））。

有机质热解生烃膨胀力和流体扩散力与源岩生烃率成正比，即生烃速率越大，产物增加的体积越大，形成的膨胀力和流体扩散力也越大［9-10］。随埋深增加，累积生烃量增加，源岩生烃速率逐渐增加，达到生油窗时生烃速率达到最大值，随后生烃速率逐渐降低（图6（b））；毛细管压力差呈现出先增加后降低的趋势，产物增容膨胀力和流体扩散力也呈现先增加，到一定程度又减小的趋势（图6（c））。

源岩中生成的油气进入透镜体内，驱动砂体孔隙水排出，水的排出过程是沿岩石孔喉壁进行的，流动阻力的大小与孔喉半径呈负相关关系，即孔喉半径越小，阻力越大。在埋藏压实过程中，砂泥岩孔喉半径降低，则流体阻力是逐渐增大的（图6（d））。

图6 成藏动力与阻力地质模型

根据以上各成藏动力与阻力的地质模型，建立综合动力与阻力地质模型。随埋深增加，毛细管压力差、膨胀力和扩散力组成的综合动力具有先增加到一定程度后又降低的趋势，成藏阻力随埋深增加而逐渐加大。

2.3 勘探部署及应用效果

2.3.1 牛871井区精细勘探井位部署

勘探开发一体化是精细勘探有别于常规勘探思路的一个重要方面，井位部署中必须以此为原则，统一考虑探井和开发井的位置，为下一步开发做准备。通过反复论证，将探井、开发井和水井纳入同一个井网系统。根据低渗油田的开发经验，参考临区开发方案，本区井网方式采用五点法不规则面积注水井网。探井和开发准备井采用放大的五点法，即800×566m井距，两口相邻探井、两口相邻的开发准备井之间井距为800m，探井和开发准备井之间井距为566m。根据上述部署方案，试验区内共部署探井9口，开发准备井6口。初步预测成熟区内下步开发总井数为50口，其中油井35口，注水井15口，利用老井7口，新钻井43口。

2.3.2 精细勘探应用效果

将研究成果应用在牛庄洼陷的牛871井区，取得良好的钻探效果，依据精细勘探井位部署方案，共完钻探井5口，开发井7口，12口井全部在沙三中、下钻遇油层，成功率100%；对已完钻的12口井试油试采，10口井获工业油流，大大提高了岩性油藏的勘探效益。

3 结 论

（1）东营凹陷中带沙三段沉积时期，发育自东向西进积的东营大型复合三角洲，受基准面下降与上升控制，前三角洲—深湖区发育滑塌浊积岩及坡移扇沉积，单个规模较小，但砂体空间上逐期前推、平面上连续分布，为砂岩透镜体岩性油藏的形成提供了良好的条件。

（2）受优质烃源岩分布、储层物性及油藏动力控制的影响，东营凹陷中带沙三中、下亚段岩性圈闭具有良好的含油性，其中2 500m以下，孔隙度大于12%的砂体含油充满度高，具有非油即干的特点，岩性油藏横向互不连通、平面叠合连片。

（3）岩性油藏精细勘探是针对砂岩透镜体油藏富集区的一个全新的勘探思路，在精细地质解剖明确油藏发育特征基础上，采用整体部署、分批实施、动态调整的方式对目标区块进行一次性部署与钻探，从而达到缩短勘探周期、节约勘探投资、尽快建成产能阵地的目的。

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