冀東南堡凹陷碳酸鹽巖古潛山油藏開發關鍵技術

廖保方，王群會，于忠良，馮 靚，孫彥春

(中油冀東油田分公司，河北 唐山 063000)

引 言

南堡凹陷古潛山油藏有5個斷塊古潛山。古潛山油氣勘探于2004年獲得突破，以2號古潛山A井在奧陶系下馬家溝組獲得高產油氣流為標志，相繼在2號構造、1號構造獲得工業油氣流，拉開了南堡凹陷古潛山油氣勘探開發的序幕。南堡凹陷古潛山油藏已完鉆井主要集中在1、2號古潛山。鉆遇地層包括寒武系鳳山組、長山組、張夏組、崮山組和奧陶系下馬家溝組、亮甲山組和冶里組。其中，2號古潛山頂部主要為下馬家溝組、而1號古潛山寒武系、奧陶系地層均有出露。試油、試采資料表明，油氣主要儲存在2號古潛山頂部的下馬家溝組。目前，在綜合前期地質、油藏認識基礎上，2號古潛山下馬家溝組已部署水平井進行開發，所部署的水平井均獲得較高產能，證明了南堡古潛山油藏勘探開發采用技術的正確性。以南堡凹陷2號古潛山油藏為例，介紹了其儲層描述和部署優化中采取的主要實用關鍵技術，以期為相似油藏的開發提供借鑒。

1 油藏基本地質特征

南堡凹陷2號古潛山為向北東傾沒的復合斷塊古潛山，西以南堡2號大斷層為界，內部被南堡2號東斷層所切割，形成南北2個次級斷塊古潛山，其內部均被次級斷層所復雜化。其中，北塊發育凝析氣藏。南塊完鉆4口探井和5口開發井，均獲得工業油氣流，是南堡古潛山油氣藏主力區塊。

儲層巖性主要為泥晶灰巖，少量白云質泥晶灰巖，泥晶含量高，生屑含量少，主要發育于深水浪控碳酸鹽緩坡背景下的開闊臺地、局限臺地環境。由于泥晶含量高而抗壓實能力弱，導致巖石原始粒間孔隙在壓實初期即迅速損失殆盡。印支期—燕山期，古潛山地層遭受構造擠壓、抬升，形成大量裂縫，古潛山頂部地層(主要為下馬家溝組Ⅱ、Ⅲ、Ⅳ段)在暴露期沿裂縫、巖性軟弱面等溶蝕，形成喀斯特溶蝕孔洞體系，裂縫與溶蝕孔洞共同構成主要有效儲集空間。

南堡2號構造奧陶系古潛山為典型的斷階型古潛山，由多個平行的斷斜型古潛山組成，各斷塊為獨立的油水系統。根據目前分析化驗結果來看，各斷塊古潛山含油氣特征差異明顯。

2 儲層描述技術

2.1 巖性綜合判識技術

巖性識別是南堡凹陷古潛山油藏勘探開發的基礎。然而，南堡古潛山巖性識別遇到2個問題:①目的層地層厚度大，地層時代跨度大，跨越寒武系、奧陶系，沉積環境與巖性都在較大差異;②鉆井取心較少，導致利用巖心標定測井進行巖心識別困難。面臨這種現狀，采取將元素錄井、碳酸鹽含量分析、巖屑錄井和成像測井資料相結合的方法來建立地層巖性柱。在實施過程中，發現碳酸鈣含量較高的地層段不僅厚度大，而且成像測井表現出塊狀特征，元素錄井中高含量元素鋁、硅、鐵、鉀穩定，反映其地層巖性穩定，主要為泥晶灰巖，常規測井表現為低自然伽馬、高深電阻率;而碳酸鎂含量較高地層段地層厚度較薄，而且成像測井以薄層狀為特征，水平層理清晰，元素錄井中鋁、硅、鉀、鐵含量均升高，反映該層段黏土礦物含量升高，常規測井表現為高自然伽馬、低電阻率。這種黏土含量升高、碳酸鎂含量升高的現象可以合理解釋為黏土礦物在轉化過程中向碳酸鹽巖輸送了鎂離子，使其向碳酸鎂轉化，形成白云石。由于黏土含量較低且層段較薄，因此并沒有發生大規模的白云石化現象。根據該巖性識別方法建立了南堡凹陷古潛山的地層層序，發現古潛山寒武系—奧陶系地層普遍發育高自然伽馬－低電阻率的海侵體系域薄層泥云質灰巖、灰質泥云巖段與低自然伽馬－高電阻率的高位體系域厚層泥晶灰巖段，而這種特征與冀東地區寒武系—奧陶系露頭的地層層序特征非常相似，反映了該巖性識別方法的準確性。同時，該方法也彌補了巖屑錄井遇到的地層歸位問題，準確的巖性識別為后期儲層控制因素、儲集空間厘定等研究打下了堅實基礎。

2.2 裂縫綜合預測技術

裂縫作為古潛山油藏的重要儲集空間之一，其空間分布預測的重要性不言而喻［1－3］。在南堡古潛山油藏勘探開發過程中，首先根據巖心觀察、成像測井資料對古潛山裂縫特征進行了描述，并結合相似巖性、相似構造演化背景的冀東地區寒武系—奧陶系露頭裂縫發育特征考察，形成了古潛山裂縫發育規律。在此基礎上，分析了裂縫形成機制。裂縫包括構造縫和非構造縫，構造縫以斜交和高角度縫為主，非構造縫以風化縫、層面縫、溶塌碎裂縫、粒間縫為主。經研究認為:①非構造縫主要形成在古潛山頂部的喀斯特溶蝕帶;②構造縫形成于構造變形與破裂，而破裂是形成古潛山儲層有效儲集空間的最重要構造作用。由此，形成了綜合考慮地震屬性裂縫預測和裂縫形成機制裂縫預測的裂縫綜合預測技術。

(1)基于裂縫形成機制的裂縫預測技術。該技術基于南堡凹陷古潛山及其鄰區構造演化歷史過程，主要用于預測構造裂縫。海西期，南堡古潛山地層整體升降，裂縫不發育;印支期，北東—南西向擠壓導致古潛山地層褶皺隆起，形成沿核部的近東西向張裂縫和北東、北西向兩組剪切裂縫。燕山期，北西—南東向強烈拉伸，形成沿早期裂縫帶分布的斷層及其伴生裂縫，其中，與拉伸方向垂直的北東向斷層及裂縫最為發育。喜山期，僅主控斷層發生小幅度走滑拉張，形成相應伴生裂縫，其發育強度較小，分布范圍較窄。結合裂縫充填情況來看，海西期裂縫多被充填。因此，古潛山油藏裂縫主要形成于燕山期的斷裂過程。基于此，根據正斷層伴生裂縫發育模式，預測古潛山構造裂縫分布。

(2)地震屬性裂縫預測技術。對南堡古潛山油藏而言，基于南堡古潛山地震資料現狀，主要采用相干屬性對裂縫分布進行直接預測。因為斷裂形成的伴生構造縫以及地表喀斯特風化、泄壓引張作用形成的非構造縫裂縫具有相對較大開度，更易為相干屬性所顯示，預測效果較好。而曲率屬性反應的僅為構造定型期地層變形形成的相關裂縫，并非為南堡古潛山油藏的主要裂縫，故將其預測結果作為對其他裂縫預測技術的補充。

結合上述2種方法的裂縫預測分布，完成了2號古潛山頂部裂縫分布預測工作(圖1)。

2.3 動靜結合的儲集空間厘定技術

自2004年南堡古潛山油藏開始勘探評價以來，困惑已久的是其儲集空間究竟是何種類型。綜合壓汞、鑄體薄片、熒光薄片以及成像測井等靜態資料和A井試采資料后，確認南堡古潛山油藏主要有效儲集空間為裂縫+溶蝕孔洞。常規小段塞巖心(代表其基質)壓汞分析反映其基質基本不具有儲集能力。熒光薄片反映原油主要儲集在裂縫和溶蝕孔隙中。基質鑄體薄片反映孔隙主要為裂縫和溶孔。成像測井、錄井資料反映古潛山普遍發育溶蝕孔洞。考慮到儲層主要為泥晶灰巖，白云石含量低，白云石晶間孔僅占次要地位，有理由認為南堡古潛山儲層儲集空間主要為裂縫+溶蝕孔洞。從A井生產情況來看，該井于2005年5月16日試采，原油初期自然產能在50 t/d以上，2005年7月22日酸化以后，原油產量提高到150 t/d以上，最高達300 t/d，并且持續到2006年5月一直無水生產，見水后水量上升快，關井后底水得到遏制，產量恢復。這些特征與縫洞型和溶洞型儲層底水油藏的生產曲線特征相似，是溶洞對油井高產、穩產貢獻的體現。

圖1 南堡2號潛山裂縫分布

2.4 基于溶蝕孔洞發育模式的儲層綜合預測技術

南堡古潛山地層印支—燕山期暴露風化，形成了完善的喀斯特溶蝕孔洞體系，溶蝕孔洞構成古潛山儲層的重要儲集空間［4］。因此，在進行古潛山儲層預測時，必須考慮溶蝕孔洞體系分布對儲層預測的約束。分析喀斯特溶蝕孔洞發育的控制因素，發現其主要受裂縫、斷層、潛水面和巖性控制。古潛山地層巖性以泥晶灰巖為主，巖性影響差異較小。2號古潛山經歷了印支期的北東高—南西低到燕山期的北東低—南西高的構造反轉，潛水面曾發生過遷移，造成2號古潛山南部地層早期埋藏、晚期抬升暴露，其喀斯特溶蝕孔洞以垂直滲流帶的垂直方向發育的孔洞縫為主，而北部地層早期剝蝕強烈，晚期埋藏，溶蝕孔洞體系以水平潛流帶的水平方向發育的溶蝕孔洞為主。更重要的是，露頭考察和成像測井反映溶蝕沿裂縫和斷層進行，對溶蝕孔洞的分布起到了關鍵控制作用。結合單井巖溶分帶(垂直滲流帶、水平潛流帶)劃分，建立南堡2號古潛山溶蝕孔洞發育模式。在此基礎上，以溶蝕孔洞發育模式約束地震多屬性(波阻抗、瞬時頻率、均方根振幅)進行儲層綜合預測，再結合油藏油水分布預測2號古潛山油藏有效儲層分布，預測結果得到開發水平井鉆探證實，反映了該儲層綜合預測技術的可靠性。

3 開發部署優化

3.1 開發方式

A井區初期考慮采用天然能量開發，主要基于以下幾點考慮。

(1)A井區古潛山油藏屬未飽和油藏，地飽壓差達到12.88 MPa，借鑒國外類似油藏的開發經驗［5］，一般早期可利用天然能量開發，待地層壓力水平降至飽和壓力附近時再轉換為注水開發，且注水后地層壓力均保持在飽和壓力附近。

(2)南堡油田奧陶系古潛山油藏屬裂縫孔隙性油藏，高角度網狀縫發育，A井試采表現為底水油藏特征，表明天然能量相對充足，為充分發揮天然能量作用，自噴高產，初期考慮采用天然能量開發。

(3)目前并沒有對南堡油田奧陶系古潛山油藏的儲層特征開展細致研究，儲集空間特征、裂縫系統發育程度及其分布規律的認識仍處于初級階段，因此開發前期不建議注水開發。考慮可在研究比較深入的條件下，總體采用底部溫和注水方式開發油藏。

3.2 井型選擇

在底水古潛山油藏的開發中，無論是利用天然水侵還是人工注水補充能量開發，控制底水錐進是關鍵，其對最終采收率將產生較大影響［6－7］。南堡油田古潛山具有裂縫－孔隙型塊狀底水油藏特征，油藏非均質性強;采用水平井水平段垂直(或斜交)裂縫方向可提高裂縫鉆遇率，提高產量;另外，采用水平井開發，生產壓差小，水線推進比較均勻，可抑制底水錐進，開發效果較好。為避免水體單點突進造成暴性水淹，水平井方向應垂直裂縫方向，且軌跡與油水界面大致平行［8－9］，水平段在油層中的位置距油水界面0.7～0.9倍油層厚度，這樣能夠更有效控制含水上升，延長無水采油期。

3.3 布井方式

調研結果表明，留58古潛山、任丘油田霧迷山組、靜安堡和哈南古潛山油藏在開發初期采用500～600 m三角形井網，均能取得較好的開發效果。

根據目前對油藏認識、古潛山油藏水平井開發調研及類比同類油藏開發狀況，初步確定南堡油田古潛山油藏采用1套層系開發，水平井與定向井相結合，不均勻布井，頂密底稀［10］。高部位井距為400～500 m，腰部和底部井距為500～600 m;水平段距油層底部距離至少為60～80 m，水平段長300～350 m。

3.4 合理采油速度

理論研究及動態實踐資料表明，碳酸鹽巖古潛山油藏的油井見水是由于底水沿裂縫向井底突進的結果，此突進高度即為通常所說的水錐高度。水錐高度受儲層性質(裂縫孔隙度，裂縫滲透率)和工作制度(單井產量、生產壓差)的影響，且底水古潛山油藏見水后含水上升特別快，因此控制合理采油速度是開發好底水古潛山油藏的重點，與油藏開發穩產期和最終采收率緊密相關。

從生產實例可知，當采油速度過大時，含水上升快，驅油效率降低，因此需要確定油田的臨界產量。借鑒任丘油田北部底水古潛山油藏的開發模式，對比南堡油田古潛山油藏與任丘油田北部古潛山油藏地質特征(表1)，結合目前試采井的試采情況，綜合認為南堡油田古潛山油藏采油速度控制在2%左右為宜。

表1 南堡油田古潛山油藏與任丘油田北部古潛山油藏主要油藏地質特征對比

4 結束語

南堡古潛山油藏開發目前主要集中在2號構造古潛山頂部的下馬家溝組。該油藏在滾動勘探開發過程中，立足于油田資料現狀，形成5項經濟、可行、實用的關鍵開發技術。目前該構造油藏已投入開發，應用以上技術預測古潛山頂面精度達到20 m左右，鉆井成功率為100%，油井初期平均單井日產油為50.5 t/d，達到了預期效果。

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