八面河地区滩坝砂储层研究及开发实践——以面4－面14区沙四1砂组为例

杨 伟，陈军霞

（中国石化股份胜利油田分公司清河采油厂，湖北 寿光262714）

1 概况

面4－面14区位于八面河油田西南部，包括面4、面12、面14三个区块，构造位于八面河鼻状主体构造带中部，整体构造呈北东向展布。古近系发育的一系列北东向或近东西向的小型张性正断层将其切割成一系列呈台阶状分布的断鼻和断块构造，整体为构造－岩性圈闭。自1986年发现该含油构造以来累计上报探明储量（530.7×104）t。但由于不同时期测井资料可对比性差致使储层物性、含油性等特征认识不清，兼之油藏天然能量低、地层易出砂、原油粘度大等制约因素，2011年以前一直未能实现经济有效开发。

2 精细地质研究

近年来，为了实现此类储量经济有效开发动用，科研人员通过精细地层对比、岩芯综合分析、测井归一化、测井相分析等技术手段开展了精细地质研究。重点是对全区测井资料进行标准化，以此为基础，制定独立的、适用的解释标准，进而对储层进行重新解释。同时，依据经验公式，重新对物性参数进行计算和评价。

2.1 沉积微相精细研究

沙河街组沉积时期，八面河地区处在不对称结构的东营凹陷南斜坡东段，古地形总的趋势为一向北西、北东倾斜的平缓斜坡。其沙四段1砂组为湖相滨浅湖滩坝沉积，研究区主要发育滩砂和坝砂。

2.1.1 岩心相分析

1）岩性特征。区域内共有13口井在沙四段1砂组开展钻井取芯工作，据面孔斜6、面14－20－斜15井、面4－12－斜31井等取芯分析资料，区内岩性主要为细砂岩、含粉砂细砂岩，细砂平均含量66.7%，岩石类型以粉砂质细砂岩为主。岩石矿物成分主要为石英、长石、岩屑等，平均含量分别为39.1%、38.6% 及25.2%，其成份成熟度低，各砂组岩石矿物成分有所差异。

2）结构和孔隙。据面14－20－斜15井岩石薄片分析资料，分选中等－偏差，胶结类型主要为接触－孔隙式胶结。胶结物以方解石和白云石为主，并含有微量的黄铁矿和石英次生加大，反映其结构成熟度中等。岩石骨架结构多呈点接触，颗粒支撑，磨圆度多为次圆，填隙物主要为泥质和泥晶碳酸盐，泥质含量较高。

3）粒度。据面4－12－斜31井、面4－8－斜113井粒度分析数据，粒径分布范围0.079mm～0.319mm，平均粒度中值0.104mm（表1）。

表1 沙四段1砂组岩芯粒度分析数据统计表

2.1.2 测井相分析

研究区有各类测井资料270余口，比取芯资料更丰富、齐全，二者相结合可以更全面地认识沉积微相特征，故测井相分析也是本次沉积微相研究的重要内容和技术手段。

1）测井曲线的选择。根据不同曲线特征，本次重点选择与岩性密切相关的自然电位曲线、自然伽马曲线进行沉积环境分析。

2）测井曲线形态与沉积相。测井曲线形态要素主要包括幅度、形态、圆滑程度、接触关系、包络线特征等。其主要受岩性影响，而岩性又取决于沉积时水动力能量和物源供应条件。故测井曲线形态可以定性地反映岩性变化及垂向序列，用以识别沉积环境，划分沉积微相。

3）单井测井相分析。据面4－12－斜31井测井曲线，曲线整体表现为复合反旋回特征，中等幅度，齿化较明显。反应岩性组合为由下而上碎屑颗粒加大、分选变好的多层砂层组成。曲线特征是下部近似呈箱形，齿中线内收敛，上部为漏斗形，齿中线外收敛，组合成一箱形轮廓（图1）。

图1 面4－12－斜31井沙四段1砂组测井曲线

2.1.3 沉积微相

研究区沙四段1砂组沉积时期整体趋势是东南高西北低，综合取芯及测井相分析资料，可知区内主要发育坝砂、滩砂微相、滨浅湖相泥岩等微相类型。各微相类型分布规律主要受古地貌、沉积物源、水动力条件等因素控制，由于该区位于局部古地形隆起处，靠近湖岸线，据物源较近，同时湖浪改造作用较强，储层较发育，主要为坝砂，且发育多列平行或斜交岸线的条带状砂坝，坝间发育滩砂，局部为湖相泥岩。

2.2 细分流动单元研究

研究区沙四段1砂组砂岩发育，纵向上发育一系列单砂体。选择沙三中3砂组分布比较稳定的大套高感应泥岩为标志层，建立骨架剖面，进行区域地层对比。选取标准井，并利用沉积旋回、地层等时对比技术开展精细地层对比及细分单砂体等工作。综合自然电位、自然伽马、伽马等曲线将沙四1砂组细分5个小层（图2），结合微电极、声波等曲线扣除泥灰质夹层。通过精细地层对比，该区沙四段1砂组可细分为5单砂体，测井资料显示1、5号层声波时差数值整体偏低，灰质含量较高，相对2、3、4小层有效厚度变薄，储层物性变差。

图2 面4－面14区沙四段1砂组对比剖面

2.3 储层特征研究

在细分流动单元、测井数据标准化的基础上，利用孔隙度、渗透率回归方程重新对储层进行孔、渗数值标定，储层平面展布及纵向分布特征进行详细研究。

2.3.1 测井数据归一化

研究区从早期的勘探到目前，其间经过了一个相对较长的时期，在这个过程中，由于技术的更新、仪器的更换、操作人员的技术水平差异等因素的影响，造成相同的地层其对应的测井响应幅度特征差别很大。如果不加以处理直接拿来进行解释和对比，就会影响我们对储层描述的准确程度，因此就需要对研究区全区的所有井的测井曲线进行归一化处理，从而增强不同井所对应测井曲线之间的可比性，提高解释的准确程度。

1）标准层选取。选取标准层是测井曲线归一化必不可少的前期工作，测井数据归一化的前提和客观依据就是标准层的测井数据具有相似的频率分布。标准层选取主要坚持以下三个条件：①区域内沉积稳定、具有一定的厚度且平面分布广泛；②测井响应特征明显，便于对比追踪；③邻近待归一化的目标层位，测井环境相近。依据上述原则，我们选用沙三中3砂组的一套稳定泥岩作为标志层。

2）归一化处理。常用的归一化方法主要包括重叠图法、均值法、趋势面分析法、多维直方图法、均值－方差法、变异函数分析法等。通过对研究区曲线的反复对比分析，我们发现曲线间存在比较简单的近似线性关系，因此，本次归一化主要采用均值法。为了对其储层物性进行更加准确的刻画和描述，我们主要选择测井序列中与物性关联较大的声波时差曲线数据进行归一化校正。统计发现53% 的井其标志层声波为450us／m，据此我们选择该值作为基准值，对所有测井资料进行归一化处理，并根据处理后的标准化数据，利用对储层物性进行重新计算和评价。

2.3.2 储层特征

1）砂岩展布。区域紧靠广饶凸起，物源充足，且区内地势较为平缓，大量碎屑物质入湖后，便在该区域沉积并保存下来，故而砂岩发育，平均砂岩厚度为7.2m。同时，上述碎屑物在湖浪的作用下，主要沿湖岸线呈北东向条带状展布。区域内砂岩主要分布在以下两个条带上：①面4－15井－面4－18－斜35井－面14－斜33井；②面4－10－斜33井－面14－16－斜7井－面14－17－13－面14－14－斜17井－面14－2井。而两条带间的面4－6井－面4－12－33井－面14－18－9－面14－18－19井线上砂岩相对欠发育，厚度较薄。

2）物性展布。根据研究区沙四段1砂组岩芯分析资料和测井资料，在测井数据归一化的基础上，利用回归法，对其孔、渗参数进行重新标定。同时，由于孔隙度、渗透率数值关联性较强，在衡量储层物性特征方面具有同等意义。因此，本次研究过程中，仅选择渗透率指标对储层物性展布特征进行认识与评价。据岩心分析资料，面4－面14区沙四段1砂组油层孔隙度平均值为30.2%。渗透率平均为 （292.9×10－3）μm2，属高孔中渗油藏，总体物性较好的区域与砂岩展布基本一致，主要分布在两条沿北东－南西方向的带状区域。

3）油层展布。①解释标准。八面河油田南区沙四段测井解释统一采用一套标准，生产过程中发现该标准与该区沙四段1砂组油井生产动静态资料存在矛盾，不能准确地识别该区部分储层。过通过对测井曲线进行了标准化处理，根据取心资料、试油试采资料，单独制定了该区沙四段1砂组的测井解释标准和图版，并据其对区域内270余口井进行了二次解释工作。②储量复算。经对细分后的各个单砂体重新进行储量复算，面4－面14区沙四段1砂组叠合含油面积为13.75km2，采用容积法计算储量为（678.8×104）t（表2），复算储量增加（148.1×104）t，增加部分主要是高部位储量上报边界之外新增储量。③油层展布。纵向上，5个油砂体中，2号、3号、4号砂体有效厚度，储量规模相近（表2）。低部位2号层、3号层、4号储层较为发育，厚度较大，物性较好，中、高部位3号层、4号层发育，厚度大，储层物性较好。1号层和5号层因灰质含量偏高，物性相对2、3、4号层稍差。同时叠合有效厚度在平面上与砂岩展布较为一致，主要分布在3条近东西向的条带区域。

表2 面14－面4区沙四段1砂组储量及物性统计表

2.4 流体性质

据区内31口井原油室内分析化验结果，沙四段1砂组地面原油密度处于0.924g／cm3～0.979g／cm3之间，平均0.945g／cm3，地面原油脱气粘度840mPa·s～3 170mPa·s，平均1 670mPa·s，凝固点0℃～30℃，平均9℃。面14－20－3、面4－平1附近原油粘度最低，面14区东部－面4区西部（包括面12区）沙四1砂组原油粘度低于1 000mPa·s，属普通稠油油藏。

3 油藏综合评价研究

3.1 储层分类标准及评价

3.1.1 储层分类

依据测井及岩芯分析及化验资料，结合区域油藏的开采特征，影响油井产能的主要因素主要为物性、有效厚度、原油粘度，故以流动系数（f＝kh／u）为指标，建立储层质量分类标准。综合研究区储层特征、目前开采技术条件及相似区块开发经验，将F≥10区域为Ⅰ类储层，10＞F≥5时为Ⅱ类储层，F＜5时为Ⅲ类储层（图3）。

图3 面4－面14区沙四段1砂组储层分类图

3.1.2 产能评价

依据上述储层的分类标准，面4－面14区沙四1砂组优先在 Ⅰ 类区进行开展评价工作。同时结合区域注水情况，优先选择有水井对应，对地层能量较为充足的面4－12－33井区进行评价。部署评价井面4－10－斜33井，注采产能评价，该井钻遇沙四1砂组储层70.6m／14层，2011年8月实施压裂初期，日产油8.5t，目前日产油1.9t。截至2014年5月，该井累计产油4 830t，落实可动用储量（Ⅰ 类）（308×104），评价效果较好。

3.2 开发方式优化组合

依据八面河邻区及其他区域沙四段中低渗储层开发经验，主体构造带的面4－面14区非均质较强，储层纵向变化较快，根据储层此类特征。适宜采用普通定向井和大斜度井相结合的灵活开发方式。采用注水开发，适当缩小注采井距，以200m～250m之间为宜（根据储层物性差异在200m～250m之间适度调整），通过适当加密井网，建立有效生产压差和驱动体系，提高注水井驱替效果。

3.3 配套工艺技术优化

据本区及邻区沙四段中低渗储层开发经验，面4－面14区沙四段1砂组储层主要采用压裂改造。由于该区储层胶结疏松，油井生产过程中会有不同程度的出砂现象，故施工过程中根据不同区域储层特征，对加砂强度进行调整。对物性好、极易出砂的储层区油井则在实施高加砂强度压裂的同时还要辅以涂防防砂工艺。

4 取得效果

1）南部高部位新增储量近（150×104）t。利用修订后的沙四段1砂组测井解释标准，对全区270余口井进行重新解释，南部高部位储量上报区域外新增含油面积4.32km2，新增地质储量（148.07×104）t。同时利用老井面12－10－31井试油，获得1.3t的稳定工业油流，储量较为可靠。

2）地质与工艺优化组合，连续三年实现难动用储量的经济有效开发。依据储量分类，结合评价井评价认识，采取由优及次逐年分批滚动产建的储量动用思路，优先动用467万吨Ⅰ、Ⅱ类储量。2012年以来优选Ⅰ类、Ⅱ类储量区中物性好、厚度大面4－10－斜33井区、面14－18－9井区、面109井区依次进行产建，并通过不断地质及工艺优化组合，平均单井产能为2.2t，连续3年实现该难动用储量的经济有效动用。

5 结论及建议

1）高部位新增储量区东部老井试油获得稳定工业油流，一方面证实新建解释标准能够较好地满足该区域沙四段1砂组解释需要，同时也说明高部位具有扩边增储潜力。

2）通过近三年的新区产建实践，证实先期注水开发、适当缩小井距的开发方式及预充填改造等配套工艺是适合该区域储层，能够满足其储层开发需要。

3）建议利用老井对高部位新增储量区西部及中部开展注采产能评价工作。

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