小洼油田洼38 块储层特征研究

2021-04-24肖雄

科学技术创新 2021年9期

肖雄

（辽河油田开发事业部，辽宁盘锦124010）

1 区域地质概况

小洼油田洼38 块，在地理位置上位于大洼县小洼村的东侧，该地区的地势较为平缓。洼38 块，构造上位于辽河盆地的中央凸起南端倾没带的北部，西部区域与台安断裂、大洼油田及清水洼陷接壤，区块的西南侧与海外河油田相临，而东北部则紧邻冷家油田，本区东南部分超覆于小洼古潜山之上。

洼38 块的构造形态是被两条断层夹持的断鼻构造，断块总体上向南东、南西方向倾没，在南东部发育了两条次级断层。研究区主要开的发目的层，自上而下分别为东营组的东二段、东三段和沙河街组的沙三段地层。本次研究的目的层是东营组的东三段地层。

2 开发简史

洼38 块在1990 年投入开发，几年后开始采用两套层系的三角形井网进行开发。区块主要采用了天然能量和蒸汽吞吐的开发方式，取得了一定的生产效果。但由于该块的油层地质条件复杂，老井、新井产量差异较大。1999 年，区块开始编制注水井组试验方案，一年后选取了沙三段一油层组试验井组内2 口注水井转注，该井组是注水试验较长的井组。其后，为扩大注水试验，2002 年7-8 月转注了5 口井，为了实现有效注水，2003 年6-10 月转注了6 口井。

从阶段上看常规建成了一部分产能，但是由于原油的性质较差，东一段和东二段新井投产或产量低，或不出油，沙三段一油层组的产量开始下降，因此区块改为蒸汽吞吐开发，采用这种方式，不仅东一段和东二段的油井发挥了作用，沙三段的油井也收到了良好的注汽效果，因此产量达到了高峰期。在蒸汽吞吐开发进行一段时间后，油井产量又开始下降，适时的转注水又使产量稳中有升。这证明了这几种开发方式的转换是合理的，但是注水突破使油水井间“短路”，边水推进也使油井与边水井间形“短路”含水猛升，导致了产量的迅速下降，因此只有改变目前的生产方式，才能有效提高产量，改变目前低产、低速的局面。

3 储层特征

3.1 储层岩性

根据粒度分析资料统计的结果可知，洼38 块东营组的储层岩性共有七种，其中以细砂岩、粉砂岩以及泥质粉砂岩为主，其次为中砂岩和不等粒砂岩。其中，细砂岩性的百分含量占43.2%，不等粒砂岩占38.0%。本区储层的岩石结构成熟度较低，岩性较为疏松，胶结物以泥质胶结和沥青质胶结为主。根据本区的薄片鉴定资料得知，本区储层的岩性主要是岩屑质长石砂岩。而东营组储层中的碎屑矿物成分以岩屑为主，平均含量为89.2%，各组段的岩屑矿物成分相似程度较高。

本区储层的岩石分选较好，颗粒的磨圆程度为次圆-次尖状，岩石成分主要是石英、长石，石英的平均含量为38.95%，长石的平均含量为37.77%，而在岩屑中，以花岗岩岩屑为主。因此，本区的储层岩石被定名为岩屑质的长石砂岩。岩石颗粒间的接触关系主要为点接触，岩石的胶结方式一般是孔隙-接触式胶结。随着储层埋深的增加，压实作用逐渐加强，东三段出现少量的基底式胶结。

本区东三段的储层中，粘土矿物的含量平均占13.0%，一般为6.5～24.3%。其中各类粘土矿物的相对含量分别为：蒙脱石平均占58.1%，一般为14.2～77.9%，伊利石平均为13.0%，一般为7.4～29.0%；高岭石平均为20.7%，一般为5.6～67.9%；绿泥石平均为8.1%，一般为4.0～15.1%。

3.2 储层物性

反映储集层物理性质的参数，主要为渗透率、孔隙度和原始含油饱和度等参数。洼38 块东三段储层，储层物性良好，是高孔隙度、高渗透率的储层。但由于在平面上不同相带的物性变化较大，导致了各层位的物理性质参数有所不同，而储层的层内非均质性以及层间非均质性都较弱。

在纵向上，储层由多个不同沉积相带和不同沉积时间的砂体叠加而成，由于砂体的成因不同和砂体差异压实作用，使得储层物性在纵向上变化较大。洼38 块大多岩心疏松，需冷冻取样，尤其是岩性较粗、分选较好、含油性较好的储层，多为稠油胶结或泥质胶结，岩心出筒后就散开，很难取得样品，使得取样的代表性不强，因此分析化验实验数据不能完全反映储层的储集性能。根据测井资料处理结果来看，对于相同岩性的储层，随着油藏埋深的增加，成岩程度逐渐加强，储层的渗透率逐渐降低，物性逐渐变差。

3.3 隔夹层分布特征

隔层，指的是在油田开发的过程中，对流体的运动具有一定阻挡作用的不渗透的层。与夹层相比较，隔层的分布范围更广一些，且厚度比较大。因此，判断隔层的存在需要遵循两个标准：一是物性的标准，孔隙度、渗透率均需要低于物性的下限值；二是必须具有一定的厚度，这点主要考虑的是现有的工程技术条件，根据经验，厚度下限为0.5m。

本区隔层的岩性种类变化较大，不仅有纯泥岩隔层和泥质隔层（如砂质泥岩隔层和砾质泥岩隔层），还存在物性隔层。其中，纯泥岩隔层分隔效果好，而物性隔层基本不具有分隔性。从本区的隔层平面分布厚度图上可知，本区储层的隔层，在平面上的分布比较不稳定。

3.4 储层非均质性

据岩心资料分析可知，本区东营组的储层为较均匀型储层。东三段的单砂层，渗透率变异系数的平均值是0.28，突进系数为1.54，渗透率级差为5.08，而水平渗透率和垂直渗透率的比值为3.43。为了详细研究储层的各种特征，本次研究利用已有岩心资料、电测解释资料和生产动态资料，建立了比较符合实际情况的地质模型，进行了测井资料的二次解释，用得到的一些储层参数研究了储层的非均质性特征。

显而易见，这种非均质性的特征和砂体的沉积特征密切相关。东营组储层为扇三角洲前缘亚相沉积，洼38 块发育河口砂坝前端、前缘薄层砂和前三角洲三种微相，这种沉积微相砂体一般岩性比较单一、均匀，以细砂岩为主，岩性结构成熟度高，储层特性比较接近，非均质性较弱。

本区东三段的储层，自上而下在平面上的展布范围不断扩大。从7 号小层到4 号小层，这是一个水进的过程，储层稍微厚度逐渐变厚，而其后又发生水退，储层厚度又逐渐减小。河口砂坝主要发育的岩性是细砂岩，呈扇状展布，前缘薄层砂多为粉砂岩和细砂岩，呈席状展布。本区的单砂体具有平面分布较广和砂体连通性较好的特点。

3.5 油层分布特征

本区油层平面上叠加连片，受沉积物源的影响，油层北厚南薄，东三段二油组全区发育，主体为纯油藏，受岩性、构造双重因素控制，属于构造-岩性油藏。区块东部的油层厚度较薄，因为局部发育了边水。主力区平均有效厚度在10 米以上，区块北部连通性较好，为本期蒸汽驱的主要目的层。本区东三段一油层组的整体厚度较薄，而东三段三油组仅在区块的西部有所发育。

根据影响蒸汽驱主要地质参数，将东三段的油层划分为两类，其中一类区主要分布于区块北部洼38 断层附近，油层总厚度较大，为蒸汽驱扩大部署潜力区。洼38 块东三段，为层状构造油气藏，根据以往的试油资料得知，本区试油的所有井均出油。

3.6 三维地质建模

地层格架模型：

在三维断层模型建立的过程中，首先利用速度模型将前期地震解释形成的时间域的三维断层模型转化为深度域，然后再结合区域的构造背景、断层的几何趋势以及单井上的断点解释结果，对深度域的断层进行几何学上的调整与简化。最后根据前期研究成果将各个断层在三维空间中进行合理组合，以建立最终的断层模型。洼38 块储层断层模型中共有断层2 条，断层走向不一。其中，洼38 断层和洼38 西部断层共同构成了研究区模型的北部边界。

为了建立本区的地层格架模型，首先，将地震解释时间域里的三维层面模型数据，转化为深度域里的模型数据。然后，对工区边界范围内的三维空间进行网格化。在此基础上，根据井点的分层数据、深度域地震层面数据以及构造的基本原理和对区域构造的理解，在单井分层约束下调整各个主要层面的构造形态。

本次研究利用钻井分层与构造模型对比来进行质量控制，验证构造模型可靠性。构造模型的剖面显示，钻井分层与构造模型的构造面一致，因此我们认为，该构造模型是可靠的。

通过岩石类型分析，洼38 区块以含砾砂岩、中粗砂岩、泥岩为主，夹少量细砂岩。利用测井数据岩电关系分析，对单井岩性进行解释，基于三维构造模型，结合平面沉积相认识，建立研究区岩相模型（图1）。