新沟地区泥质白云岩油藏地质和试采特征分析

李波峰

（中石化江汉油田分公司开发处，湖北 潜江 433124）

新沟油田构造上位于江汉盆地丫角－新沟低凸起东段，油藏埋深800～2000m，主要含油层系为第三系新沟嘴组。常规砂岩油藏位于新下段Ⅰ、Ⅲ油组，累计探明储量300×104t；新下段Ⅱ油组非常规油藏介于新下段Ⅰ、Ⅲ油组之间，以泥质灰岩、泥晶白云岩为主，局部夹薄层粉砂质条带为储集层，是需要压裂改造才能获得工业油流的非常规油藏。2012年，新沟油田二次调整开发，通过复查老井测录井资料，优选X135井压裂复查新下段Ⅱ油组，获日产3t的工业油流。在此基础上，钻井取心4口，证实新下段Ⅱ油组为泥质白云质油藏。为进一步落实资源规模和产能评价，开展了直井外围评价和水平井分段压裂产能评价试验，钻探评价井10口 （水平井4口），其中9口获工业油流，水平井X1－1HF自喷，日产油10t，从而揭示了新沟地区泥质白云岩油藏潜在的、可效益开发的规模资源量。下面，笔者总结分析了新沟地区泥质白云岩油藏的地质特征、试油试采特征，开展了成藏控制因素分析，旨在为该型油藏的规模效益开发提供地质依据。

1 油藏地质特征

1.1 沉积特征

新下段Ⅱ油组沉积时期，处于湖盆萎缩早期，在物源、古地形、古气候的控制下，盆地组下段Ⅱ油组自北而南发育有砂岩相、泥岩相、泥质白云岩相、硫酸盐岩相以及盐岩相，盆地中南部斜坡带 （新沟地区）为泥质白云岩相的主要分布区，具有泥质白云岩与薄层泥岩频繁互层沉积特征［1］。新下段Ⅱ油组地层平均厚度98m，依据 “标准层控制、旋回对比”的原则，可进一步分为3个次级旋回 （Ⅱ1、Ⅱ2、Ⅱ3），每个次级旋回由泥岩和泥质白云岩组成，且泥质白云岩及泥岩平面上连片、分布稳定 （见图1）。

1.2 储层特征

图1 新下段Ⅱ油组岩性柱状图

新沟地区储层以泥质白云岩为主，其中Ⅱ1、Ⅱ2、Ⅱ3层段储层厚度分别为2～10m、2～14m、2～14m。平均厚度分别为6.4m、7.2m、7.8m。根据岩心样品统计分析，岩石矿物成分复杂多样，既有化学沉积的白云石、方解石、硬石膏等盐类矿物，又有陆源沉积的石英、长石和粘土，其中以白云石为主［2］。通过取心资料进行岩心归位后，白云岩电性特征主要表现为中伽马、中密度、中高声波 （密度2.4～2.6g／cm3，集中在2.5g／cm3附近；自然伽马70～120API，集中在95API附近；声波时差230～285μs／m，以275μs／m附近储层最好）。孔隙度集中在10%～20%，平均13.7%；渗透率集中在0.01～0.5mD，平均0.21mD，属中－低孔、特低渗透储层。通过163块岩心样品微观孔隙结构分析，均属于特小孔喉 （纳米级）储集岩，其中以Ⅱ3层段最好。储集类型以白云石晶间孔为主，其次为微裂缝及泥质微孔等［3］，泥晶云岩层间缝缝宽0.2～1μm，泥晶云岩、白云石晶粒多为2～4μm，发育大量晶间孔，孔径为0.1～2μm。

1.3 油藏特征

TOC（总有机碳含量）平均1.06%，以中等丰度以上烃源岩为主，其中Ⅱ3层段中等－好烃源岩分布范围大；有机质类型以Ⅱ类为主，占96%；镜质体反射率Ro集中于0.5～0.7之间，属低成熟。原油性质为轻质油，通过与砂岩油藏和烃源岩对比分析，新沟地区砂岩油葳和泥质白云岩油藏的原油特征相同，同源性好，均来自本地烃源岩。X1171井压力测试结果显示，原始地层压力7.29MPa，压力系数0.93，地层温度43.48℃，折算地温梯度3.08℃／100m，属于正常温压系统。

2 成藏控制特征

从油气显示分布、储层物性特征以及对照鄂尔多斯盆地致密砂岩成藏机理等方面分析，目前认为该油藏成藏控制有以下2个特征:①有机质分度高的层段，对应储层的油气显示相对集中丰富。纵向上3个层段，Ⅱ3层段上伏泥岩段相对较厚，地化指标相对较好，下部紧邻新沟嘴组主要生烃岩泥隔层，因此油气显示最为丰富，产量相对较高。②储层物性越好，油气显示越丰富，目前获得工业油流的X135、X1171井、X1－1HF井等均分布于孔隙度大于14%的区域。

非常规连续型油气藏属于近源一次排烃特殊油藏，由于渗透率低、喉道细，毛细管力大于水的浮力作用，油气在异常高压作用下通过上覆裂缝，幕式排出并进入储层；由于毛细管阻力高，石油进入储层后的二次运移距离很短，油水无分异，形成低饱和油藏，油水混出、油气比高。结合目前试油试采结果分析，新沟地区泥质白云岩油藏油水分布复杂，没有明确的油水界面，含油面积无法用常规油藏方法确定。从多个充注点进入储层的石油，散落分布，油藏之间看似彼此连通，实际上可能各自独立。

3 试油试采特征

该类油藏目前已有试油井20口，均采用压裂改造措施，16口井见工业油流，3口井见少量油流，1口井试油出水。

1）水平井试采效果好于直井。直井初期平均单井日产油1.9t（第1月）；水平井分段压裂具有一定的自喷期，且液量在均在40m3以上，初期日产油6.1t（第1月），为直井的3.2倍。

2）油井没有无水采油期，投产即高含水，平均含水率87.5%，随着采油时间的延长，含水呈现逐渐下降趋势。

3）天然能量不足，初期递减快，后期递减减缓。直井初期产量在2～4t（见图2），但在一个月之后即下降50%，然后再缓慢降低，动液面基本都靠近泵口。水平井初期产量在10t左右 （见图3），其中X1－1HF井存在短暂的稳定期，然后再快速下降，初期递减率37%，对比直井而言，递减率相对较缓。

4 结论

1）新沟嘴组泥质白云岩储层分布范围广，含油性平面上、纵向上不均匀，潜在资源量大。

2）成藏主要受烃源岩、物性和构造控制，具有烃源岩控藏、物性控富和构造控富的特征。

3）常规试油无产能，压裂改造后，直井和水平井均具有一定的产能，初期产量呈现递减率大的特点。

图2 直井归一化生产曲线

图3 水平井归一化生产曲线

［1］张永生，侯献华，张海清，等.江汉盆地潜江凹陷上始新统含盐岩系准原生白云岩的沉积学特征与形成机理 ［J］.古地理学报，2006，8 （4）:441－455

［2］陈树杰，赵薇 .江汉盆地潜江凹陷盐间泥质白云岩油藏储层物性特征探讨 ［J］.长江大学学报 （自科版）理工，2010，7（1）:168－170.

［3］钟大康，朱筱敏，王贵文，等 .南襄盆地泌阳凹陷溶孔溶洞型白云岩储层特征与分布规律 ［J］.地质评论，2004，50（2）:162－169.