下寺湾油田长8 致密油有效储层识别及地质“甜点”优选

李锦锋，杨连如，张凤博，曹丹丹，李 硕，梁 欢，薛 佺，薛佳奇，宋成平

(延长油田股份有限公司下寺湾采油厂，陕西延安 716000)

继页岩气之后，在世界石油工业界享有“黑金”美誉[1-2]的致密油已经成为非常规油气资源勘探开发的新亮点。美国和加拿大是致密油开发最成功的国家，在各项关键技术领域的研究中均取得了突破性进展[3-5]。近年研究表明中国的致密油资源亦十分丰富，如松辽盆地、渤海湾盆地、鄂尔多斯盆地及四川盆地等，均发现了地质储量可观的致密油资源。因此中国的致密油具有广阔的开发前景。但是我国致密油的勘探开发及其相关技术手段与美国和加拿大等致密油开发较成功的地区相比仍处于相对较为落后的阶段。近几年国内专家学者在致密油的研究中取得了一定的成果[6-11]。如贾承造等人[6]对我国致密油的主要类型和致密油的评价标准进行了研究，并对我国致密油的开发前景等均进行了评估；邹才能和姚泾利等人[7-9]对中国致密油的聚集类型、致密油的特征及其生成机理等都进行了一定的研究，并对开发前景进行了展望；任战利、李文后和于波等人[10-11]则对致密油的成藏条件进行了深入分析，在此基础上又对其成藏主控因素等进行了一定的分析研究；张文正、杨华、李剑锋和李相博等人[12-17]则对致密油的生排烃特征及其机理等进行了一定的分析和研究，并对各致密油藏的油源进行了一定的分析；赵靖舟、王香增和杨华[18-19]等人对致密油的定义进行了一定的探讨，并根据实际情况对其进行了重新定义。但在现有技术条件下对致密油有效储层识别的研究则相对较少。

本次研究结合鄂尔多斯盆地近几年对致密油的勘探开发经验[20]，对在现有技术条件下鄂尔多斯盆地南部探区延长组长8段可开采的有效储层下限标准进行了重新厘定，并对其地质“甜点”进行了优选，对今后南部探区延长组下组合致密油的开发具有一定的参考作用。

1 LLY区长8致密油的开发概况

下寺湾油田在构造位置上位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡带西南部。2012年至今，下寺湾油田在三叠系延长组下组合致密油的勘探中取得了突破性的进展[21-25]，其中长6和长7均建立了一定规模的产能，长8也在LLY区取得了一定突破(图1)。在LLY区长8致密油前期主要采用探井及丛式井相结合的方式开采，但投产初期平均单井产液3.21 m3/d，产油0.21 m3/d，含水率93.4%，年递减率近70%，整体开发效果较差。随着近几年水平井及大规模体积压裂改造工艺的成熟，LLY区长8致密油采用了水平井加大规模体积压裂后衰竭式开发，水平井投产初期平均单井产油量达到8.2 m3/d，整体开发效果较好，但随之又有新的问题暴露出来，即在部分区域出现了低液量或高含水低效井。

2 有效储层的识别

2.1 决定产能的关键因素—有效储层

由于致密砂岩油储层致密，因此运用常规技术手段无法开采或开采效果较差。在同一油气富集区，在压裂工艺相同的情况下，有效储层的厚度、有效孔渗的大小和含油性等便是影响水平井产能的主要因素。根据研究区探井岩心和测井相分析，认为下寺湾油田延长组下组合长8段是湖泊扩张期的沉积产物，为陆相三角洲和湖相沉积，其中以三角洲沉积为主，湖相沉积次之[21-25]。LLY区受东北部物源的影响，以三角洲前缘水下分流河道和分流间湾沉积微相为主，其中水下分流河道是主要的油气富集区。但整体来说，LLY区长8期水下分流河道微相沉积规模较小，河道较窄。从横向上看，砂层变化大，砂体发育不稳定且时有尖灭，且主河道两翼摆动幅度较大(图2)，致使水平井无法钻遇有效储层，从而影响水平井的单井产量。从纵向上看，长8期虽有多套油层发育，但其夹层较多且单油层分布不稳定，油层准连续发育，给水平井井位的部署带来了不确定性。当水平井轨迹钻至砂体尖灭钻遇泥岩时，会影响整体油层的钻遇率，且如果泥质夹层厚度较大时采用大规模体积压裂也不能有效地沟通上下储层，从而影响水平井的产量。

图1 下寺湾油田烃源岩及过剩压力差叠合图Fig.1 The source rock and superimposed map of excess pressure in Xiasiwan oilfield

图2 LLY区长82砂体展布Fig.2 The distribution of Chang-82 sandbody in LLY

2.2 岩心特征

对LLY区LP187、LP184和LP127等井进行岩心观察及薄片镜下鉴定分析发现，LLY区长8储层以灰色细粒长石砂岩为主，粉—细粒长石砂岩及中—细粒长石砂岩次之，属致密砂岩储集层[22]，具有矿物成熟度低、结构成熟度低、成岩作用强烈等特征[22]。从岩心上看，长8 致密油有效储层以灰色块状或交错层理油迹细砂岩、灰褐色块状油斑细砂岩为主；而细纹水平层理、波状层理的浅灰色荧光级以下的细砂岩薄层则多数为无效储层。研究区取心井岩心显示，长8 含油性变化大，如LP184岩心含油性较好，其对应电阻率为41 Ω·m；而LP123岩心含油性较差，其对应电阻率只有24 Ω·m。因此可以根据岩心观察的层理结构及颜色等确定其是否为有效储层。

2.3 电性特征

致密油储层中钻遇高含水层是水平井低产的一个重要原因。根据研究区近几年对延长组下组合致密油的开发经验，认为延长组下组合致密油准连续成藏[26-28]，储层含油性主要受沉积作用和物性控制，在沉积主河道或主水道区且储层物性好的区域出油，非主河道或主水道且物性较差的区域出油较差。在准连续成藏理论的指导下，LLY区采用探井和水平井相结合的方式开发，但在投产后出现部分高含水低效井。与高产区相比其沉积环境、砂体厚度及储层物性等差异不大，但其含油性差异较大，高含水低效区在电性特征中主要表现为低电阻率，由此认识到致密油在准连续成藏背景下，在部分区域存在高含水区带。根据LLY区探井及水平井资料统计，储层电阻率与其产量具有较强的相关性，电阻率越高，其产量越高；当电阻率小于32.0 Ω·m时，其产油量小于2.5 m3/d，但其含水率则高达90%，为高含水低效井。本次研究为了避免了高含水水平井的出现，特将电阻率下限从原来的29.0 Ω·m提高到32.0 Ω·m。

2.4 物性特征

LLY区11口取心井岩心分析孔隙度分布范围为6.1%～15.6%，平均为8.4%，大多数样品在8.0%～10.0%之间，占总数的70.4%；渗透率分布范围在0.03～1.27 mD，平均为0.21 mD，渗透率主要分布在0.10～0.51 mD之间，占总孔隙的83.6%。

根据研究区取心井岩心录井、常规录井及试油试采资料，当储层渗透率下限值取0.05 mD时，录井显示为油迹级以上，储层仍有一定的产油能力。根据岩心含油产状统计，储层渗透率大于0.05 mD、孔隙度大于6.5%时，含油级别一般在油迹级以上，试油可获油流。由此在LLY区长8致密油开发的前期将储层物性下限定为渗透率大于等于0.05 mD，孔隙度大于等于6.5%。

但以此为标准，水平井在投产后部分区域出现了低液量低效井。当孔隙度小于8.5%、渗透率小于0.15 mD时，稳产后其液量小于10 m3/d，为低液量低效井。因此本次研究将有效储层渗透率下限从原来的0.05 mD提高到0.15 mD，孔隙度下限从原来的6.5%提高到8.5%，从而避免了低液量低效井的出现。

2.5 含油性特征

含油性评价是致密油储层评价最重要的要素之一。下寺湾油田LLY区长8段为三角洲前缘沉积，位于生烃中心地带，但由于其准连续成藏，因此砂体在横向上和纵向上连片性较差。平面上储层含油性变化较大，部分区域出现高含水现象，投产后其含水率高达80%以上，地质“甜点”优选风险增加。研究区的高含水井与正常井相比，砂体厚度和孔渗参数相差不大，但其电阻率主要分布在15～29 Ω·m之间，含油饱和度在10%～25%之间，比正常区块低，投产后平均含水率达85%以上。因此本次研究将LLY区长8含油饱和度下限从原来的25%提高到30%。

2.6 综合录井特征

长8致密储层紧邻生油岩，顶部为长7烃源岩，厚度为30～50 m[21]；长8中部发育厚度为6～15 m的烃源岩；底部为长9顶部烃源岩，厚度为15～25 m[22-25]。研究区长8油藏为典型的近油源致密砂岩油藏，储层具有烃源岩条件好、源储配置好但储层整体物性差、非均质性强且油质轻等特点。油气录井显示直照消光，肉眼不易落实其含油性，因此在LLY区前期钻井过程中采用了综合气测录井和岩屑录井相结合的技术，避免了录井中漏失油层事件的发生。在气测录井中，参考钻井液密度、黏度和钻时对气测全烃值的共同影响，将气测全烃值5倍于基值以上的层定义为明显异常层，可能钻遇油层，结合岩屑录井中系列对比情况确定其含油性。气测录井中在钻时、钻井液密度和黏度一定的情况下，其全烃含量越高，含油性越好；当气测全烃值相同时，其轻烃组分(主要为甲烷和乙烷)越高，储层含油性越好。反之，在钻时、钻井液密度和黏度一定的情况下，其全烃含量越低，储层含油性越差；当全烃值相同时，其轻烃组分越低，储层含油性越差。在水平井钻井过程中需综合分析钻井液密度、黏度和钻时对全烃值的影响，根据全烃值的变化及组分中轻烃含量的变化，及时调整轨迹，确保其钻遇有效储层，提高油层钻遇率。

2.7 油层有效厚度

鄂尔多斯盆地近几年致密油的开发主要采用水平井加大规模体积压裂衰竭式开发，油层有效厚度越大，其单井控制储量越大，累积产量越高。LLY区目前已投产长8水平井20余口，水平段长度为700～900 m，其产油量与单砂体的油层有效厚度存在明显相关性，油层有效厚度越大，累产油越多(图3)，因此为提高开发效益，储层需具备一定的油层有效厚度。

图3 长8初月累产液、累产油与有效厚度的关系Fig.3 The relationship between liquid, oil production and effective thickness of Chang-8

研究区LP19井设计参考井 A 目的层油层厚度约5.0 m，参考井B目的层油层厚度为3.0 m，水平段长935.0 m，采用水力喷砂射孔加环空加砂体积压裂，排量为8.0 m3/min，射孔9段，入地液为3 964 m3，砂量为550 m3，初期产油量为5.1 m3/d，含水为84.8%，初周月累产油为57.9 m3，整体开发效果较差。QP3井设计参考井A目的层油层厚度约8.0 m，参考井B目的层油层厚度为6.0 m，水平段长990.0 m， 采用水力喷砂射孔加环空加砂体积压裂，排量为8.0 m3/min，射孔10段，入地液为3 925.0 m3，砂量为530 m3，初期产油量为47.0 m3/d，含水为35.6%，初周月累产油为257.6 m3，开发效果好。

LP19和QP3在水平段长度、压裂方式及压裂规模相近的情况下，由于其钻遇油层的有效厚度不同，导致二者产量存在很大的差异。为了进一步提高其油层钻遇率及单井可控储量，避免低效井的出现，本次研究根据目前对延长组下组合致密油的开发实践并结合研究区已投产井产量及钻遇油层厚度情况，将砂体油层的有效厚度下限确定为5.0 m。

3 致密油地质“甜点”优选

3.1 地质“甜点”的优选方法

LLY区长8致密油目前主要采用探井和700～900 m长水平段水平井相结合的大规模体积压裂后衰竭式开采，部署区内可参考井较少，这对水平井“甜点”的优选增加了不确定性。地质“甜点”区的优选难度增加，需要从烃源岩、沉积微相和过剩压力等方面预测有利区，然后用储层岩性、电性、含油性、物性、油层有效厚度及综合录井等重新厘定的下限标准来优选地质“甜点”区，并参考邻井已投产井的开发效果，避免低效区。

LLY区长8致密油水平井“甜点”区的筛选方法：①根据研究区优质烃源岩的分布、优越的沉积微相之下优良的储层及较高的过剩压力差致密油三大控制因素[10-11,24-25]为优选原则对其有利区域进行优选。LLY区有利储层为三角洲前缘水下分流河道砂体，但其主河道规模相对较小，砂体准连续沉积。本次研究将砂体连通性较好的主河道与烃源岩厚度等值线图和过剩压力等值线图叠合，三者叠合较好的区域作为其有利区带。②在确定了其有利区带的基础上，再根据重新厘定的有效储层识别标准(表1)对其地质“甜点”区进行优选。LLY区长8要求岩心分析孔隙度大于等于8.5%，渗透率大于等于0.15 mD，对应的声波时差大于等于222 μs/m，单砂体油层有效厚度大于等于5.0 m，含油饱和度大于等于30%，录井显示油迹及以上，全烃气测达到基值的5倍以上，测井反映电阻率大于等于32 Ω·m，达到以上标准的可作为产能建设部署的地质“甜点”区。③对于达不到要求的储层或区域坚决缓钻缓压，减少低效井的出现，提高产建效益。

表1 “甜点”区各参数下限标准Table 1 The criteria for lower limits of parameters in “sweet point” area

3.2 LLY区地质“甜点”的优选

根据上述地质“甜点”各参数下限优选标准，在LLY区长8致密油共优选出10个“甜点”区，分别为LP180井区、LP187井区 、LP176井区、LP164井区、X100井区、X32井区、X105井区、X112井区、QT4井区和QT19井区(图2)。这10个“甜点”区可作为研究区下一步水平井部署的重点区。

4 结论

(1)根据研究区长8致密油的开发实践，形成了以优质烃源岩、优越的沉积微相和较高的过剩压力差三大致密油成藏主控因素优选区带，以储层物性、单砂体油层有效厚度优选区块，以其含油性(参考综合气测录井)确定井位的致密油地质“甜点”优选方法。

(2)在准连续成藏的背景下，局部存在低液量或高含水低效区。重新厘定了地质“甜点”区各参数下限标准：岩心分析渗透率需大于等于0.15 mD，孔隙度大于等于8.5%，声波时差大于等于222.0 μs/m，单砂体油层有效厚度大于等于5.0 m，含油饱和度大于等于30%，测井反映电阻率大于等于32.0 Ω·m，录井需细砂岩油迹级以上，全烃气测值达到基值的5.0倍以上。

(3)水平井单井产量的决定因素主要有单砂体油层的有效厚度、有效孔渗的大小、含油性及油层钻遇率等，单砂体油层有效厚度越大、有效孔渗越大及含油性越好、油层钻遇率越高，其单井产量越高。