新溝地區泥質白云巖油藏地質和試采特征分析

李波峰

（中石化江漢油田分公司開發處，湖北 潛江 433124）

新溝油田構造上位于江漢盆地丫角－新溝低凸起東段，油藏埋深800～2000m，主要含油層系為第三系新溝嘴組。常規砂巖油藏位于新下段Ⅰ、Ⅲ油組，累計探明儲量300×104t；新下段Ⅱ油組非常規油藏介于新下段Ⅰ、Ⅲ油組之間，以泥質灰巖、泥晶白云巖為主，局部夾薄層粉砂質條帶為儲集層，是需要壓裂改造才能獲得工業油流的非常規油藏。2012年，新溝油田二次調整開發，通過復查老井測錄井資料，優選X135井壓裂復查新下段Ⅱ油組，獲日產3t的工業油流。在此基礎上，鉆井取心4口，證實新下段Ⅱ油組為泥質白云質油藏。為進一步落實資源規模和產能評價，開展了直井外圍評價和水平井分段壓裂產能評價試驗，鉆探評價井10口 （水平井4口），其中9口獲工業油流，水平井X1－1HF自噴，日產油10t，從而揭示了新溝地區泥質白云巖油藏潛在的、可效益開發的規模資源量。下面，筆者總結分析了新溝地區泥質白云巖油藏的地質特征、試油試采特征，開展了成藏控制因素分析，旨在為該型油藏的規模效益開發提供地質依據。

1 油藏地質特征

1.1 沉積特征

新下段Ⅱ油組沉積時期，處于湖盆萎縮早期，在物源、古地形、古氣候的控制下，盆地組下段Ⅱ油組自北而南發育有砂巖相、泥巖相、泥質白云巖相、硫酸鹽巖相以及鹽巖相，盆地中南部斜坡帶 （新溝地區）為泥質白云巖相的主要分布區，具有泥質白云巖與薄層泥巖頻繁互層沉積特征［1］。新下段Ⅱ油組地層平均厚度98m，依據 “標準層控制、旋回對比”的原則，可進一步分為3個次級旋回 （Ⅱ1、Ⅱ2、Ⅱ3），每個次級旋回由泥巖和泥質白云巖組成，且泥質白云巖及泥巖平面上連片、分布穩定 （見圖1）。

1.2 儲層特征

圖1 新下段Ⅱ油組巖性柱狀圖

新溝地區儲層以泥質白云巖為主，其中Ⅱ1、Ⅱ2、Ⅱ3層段儲層厚度分別為2～10m、2～14m、2～14m。平均厚度分別為6.4m、7.2m、7.8m。根據巖心樣品統計分析，巖石礦物成分復雜多樣，既有化學沉積的白云石、方解石、硬石膏等鹽類礦物，又有陸源沉積的石英、長石和粘土，其中以白云石為主［2］。通過取心資料進行巖心歸位后，白云巖電性特征主要表現為中伽馬、中密度、中高聲波 （密度2.4～2.6g／cm3，集中在2.5g／cm3附近；自然伽馬70～120API，集中在95API附近；聲波時差230～285μs／m，以275μs／m附近儲層最好）。孔隙度集中在10%～20%，平均13.7%；滲透率集中在0.01～0.5mD，平均0.21mD，屬中－低孔、特低滲透儲層。通過163塊巖心樣品微觀孔隙結構分析，均屬于特小孔喉 （納米級）儲集巖，其中以Ⅱ3層段最好。儲集類型以白云石晶間孔為主，其次為微裂縫及泥質微孔等［3］，泥晶云巖層間縫縫寬0.2～1μm，泥晶云巖、白云石晶粒多為2～4μm，發育大量晶間孔，孔徑為0.1～2μm。

1.3 油藏特征

TOC（總有機碳含量）平均1.06%，以中等豐度以上烴源巖為主，其中Ⅱ3層段中等－好烴源巖分布范圍大；有機質類型以Ⅱ類為主，占96%；鏡質體反射率Ro集中于0.5～0.7之間，屬低成熟。原油性質為輕質油，通過與砂巖油藏和烴源巖對比分析，新溝地區砂巖油葳和泥質白云巖油藏的原油特征相同，同源性好，均來自本地烴源巖。X1171井壓力測試結果顯示，原始地層壓力7.29MPa，壓力系數0.93，地層溫度43.48℃，折算地溫梯度3.08℃／100m，屬于正常溫壓系統。

2 成藏控制特征

從油氣顯示分布、儲層物性特征以及對照鄂爾多斯盆地致密砂巖成藏機理等方面分析，目前認為該油藏成藏控制有以下2個特征:①有機質分度高的層段，對應儲層的油氣顯示相對集中豐富。縱向上3個層段，Ⅱ3層段上伏泥巖段相對較厚，地化指標相對較好，下部緊鄰新溝嘴組主要生烴巖泥隔層，因此油氣顯示最為豐富，產量相對較高。②儲層物性越好，油氣顯示越豐富，目前獲得工業油流的X135、X1171井、X1－1HF井等均分布于孔隙度大于14%的區域。

非常規連續型油氣藏屬于近源一次排烴特殊油藏，由于滲透率低、喉道細，毛細管力大于水的浮力作用，油氣在異常高壓作用下通過上覆裂縫，幕式排出并進入儲層；由于毛細管阻力高，石油進入儲層后的二次運移距離很短，油水無分異，形成低飽和油藏，油水混出、油氣比高。結合目前試油試采結果分析，新溝地區泥質白云巖油藏油水分布復雜，沒有明確的油水界面，含油面積無法用常規油藏方法確定。從多個充注點進入儲層的石油，散落分布，油藏之間看似彼此連通，實際上可能各自獨立。

3 試油試采特征

該類油藏目前已有試油井20口，均采用壓裂改造措施，16口井見工業油流，3口井見少量油流，1口井試油出水。

1）水平井試采效果好于直井。直井初期平均單井日產油1.9t（第1月）；水平井分段壓裂具有一定的自噴期，且液量在均在40m3以上，初期日產油6.1t（第1月），為直井的3.2倍。

2）油井沒有無水采油期，投產即高含水，平均含水率87.5%，隨著采油時間的延長，含水呈現逐漸下降趨勢。

3）天然能量不足，初期遞減快，后期遞減減緩。直井初期產量在2～4t（見圖2），但在一個月之后即下降50%，然后再緩慢降低，動液面基本都靠近泵口。水平井初期產量在10t左右 （見圖3），其中X1－1HF井存在短暫的穩定期，然后再快速下降，初期遞減率37%，對比直井而言，遞減率相對較緩。

4 結論

1）新溝嘴組泥質白云巖儲層分布范圍廣，含油性平面上、縱向上不均勻，潛在資源量大。

2）成藏主要受烴源巖、物性和構造控制，具有烴源巖控藏、物性控富和構造控富的特征。

3）常規試油無產能，壓裂改造后，直井和水平井均具有一定的產能，初期產量呈現遞減率大的特點。

圖2 直井歸一化生產曲線

圖3 水平井歸一化生產曲線

［1］張永生，侯獻華，張海清，等.江漢盆地潛江凹陷上始新統含鹽巖系準原生白云巖的沉積學特征與形成機理 ［J］.古地理學報，2006，8 （4）:441－455

［2］陳樹杰，趙薇 .江漢盆地潛江凹陷鹽間泥質白云巖油藏儲層物性特征探討 ［J］.長江大學學報 （自科版）理工，2010，7（1）:168－170.

［3］鐘大康，朱筱敏，王貴文，等 .南襄盆地泌陽凹陷溶孔溶洞型白云巖儲層特征與分布規律 ［J］.地質評論，2004，50（2）:162－169.