东辛中深层砂砾岩油藏开发

目 录

一、 砂砾岩油藏勘探开发历程及现状 ................................................ 2

（一）勘探历程及现状 .................................................................... 2 （二）开发历程及现状 .................................................................... 5 二、砂砾岩油藏地质及开采特征 ............................................................ 8

（一）砂砾岩油藏地质特征 ............................................................ 8 （二）砂砾岩油藏开采特征 .......................................................... 10 三、砂砾岩油藏研究进展及认识 .......................................................... 11

（一）砂砾岩油藏储层内幕研究 .................................................. 11 （二）开展注水先导实验及工艺配套技术研究 .......................... 24 四、目前存在问题及几点思考 .............................................................. 27

（一）目前存在的主要问题 .......................................................... 27 （二）关于砂砾岩油藏的几点思考 .............................................. 28 五、砂砾岩油藏下步工作安排 .............................................................. 29

（一）砂砾岩油藏内幕识别技术研究 .......................................... 29 （二）砂砾岩油藏提高测井评价符合率关键技术研究 .............. 29 （三）砂砾岩油藏合理井网井距研究 .......................................... 30 （四）砂砾岩油藏注水开发配套技术研究 .................................. 30

东辛北带位于东营凹陷的东北部，勘探面积200km2，是由陈南铲式扇形边界断层所控制的陡斜坡构造带，在特定的构造条件和地质背景下，东辛北带以陈南断裂带为依托发育了冲积扇、近岸水下扇、扇三角洲、深水浊积扇、滑塌浊积扇等5种类型的砂砾岩扇体，这些砂砾岩储层是油气聚集的有利场所。自1965年发现永1以来，东辛北带砂砾岩共完钻井145口，探明含油面积11.6km2，上报探明地质储量2232x104t。特别是2005年随着盐22井、永920井取得重大发现以来，砂砾岩体的勘探与开发不断向深湖区、向中深层拓展，截止到目前，在北带中深层砂砾岩上报控制含油面积22.6km2，控制石油地质储量4884x104t，找到了一个5000万吨储量规模的中深层砂砾岩油气田。

随着勘探的不断深入，中深层砂砾岩油藏的含油气边界和储量规模已基本探明，加快中深层砂砾岩油藏储量的有效开发，尽快形成砂砾岩油藏产能和产量高效接替，成为目前工作的当务之急，但是由于砂砾岩储层内部结构复杂，非均质性强、含油差异大、内幕识别、描述困难、油水层判别难度大、开发配套技术不完善、开发规律不明等一系列勘探开发难题，严重制约了中深层砂砾岩油藏的勘探开发，为此，2006年以来，我厂从地质综合研究出发，积极探索砂砾岩期次划分、对比和储层预测方法，开展砂砾岩油藏注水先导试验及工艺配套技术优化研究，初步形成了适合砂砾岩油藏储层内幕研究的技术手段。

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一、 砂砾岩油藏勘探开发历程及现状

（一）勘探历程及现状

东辛砂砾岩位于东营凹陷北部陡坡带，含油层系为沙三、沙四段。1960年发现永1以来，探明含油面积11.6km2，地质储量2232x104t。2005年盐22、永920发现以来，又一次掀起了砂砾岩油藏勘探的高潮。 1、勘探历程

东辛北带砂砾岩滚动勘探开发历程，可以用“一波三折”来形容，可分为四个阶段：

第一阶段：兼探阶段（1960-1994年）

二十世纪60年代，利用二维地震资料，以勘探大中型构造油气藏为主，兼探砂砾岩扇体岩性油气藏，较典型的是1965年部署的探井永1井，发现具背斜形态永1块砂砾岩油藏。由于这一阶段主要的勘探开发重点还在构造油气藏上，因此并没有专门针对砂砾岩体油气藏进行研究和部署。该阶段以永1的发现为代表，上报探明地质储量1134万吨。

第二阶段：延展阶段（1994-1997年）

二十世纪90年代中期，随着覆盖东辛地区北带的盐家-丰4三维地震资料的出站，加之计算机及信息技术的迅猛发展，人机联作、时频分析等技术的成功运用，大大加快了北带砂砾岩体的勘探进程，这一阶段仍以背斜形态的砂砾岩油藏为主，上报探明地质储量652×104t。

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第三阶段：（低谷时期）1997-2005年

应该说二十世纪九十年代中叶，东辛地区北带砂砾岩体油气藏形成了一个勘探开发的高潮，但是由于这一阶段对砂砾岩扇体的研究程度还不够深入，对砂砾岩体含油气规律的复杂性认识不足，因此在连续钻探永923、永927、永95、永96、盐斜21等几口探井失利后，就误认为东辛地区北带砂砾岩勘探潜力有限，致使1997到2005年的八年间，东辛北带砂砾岩体的勘探步入低谷、止步不前。但是应该承认这一阶段的研究部署为以后探讨陡坡带砂砾岩体油气藏成因、分布规律提供了宝贵的分析借鉴经验。

第四阶段：（立体勘探）2005-至今

从2005年至今，在精心解剖原有失利井的基础上，我们开拓思路、大胆探索，摆脱以往对砂砾岩体油气藏认识上的制约，对东辛北带砂砾岩体的生、储、盖、运、聚、保等成藏控制因素进行深入细致的整体研究部署，特别是进入2007年以来，东辛北带相继发现了盐16-斜9、盐22、永920和丰深1等砂砾岩油气藏，形成了目前以盐16－斜9为代表的浅层背斜形扇三角洲；以盐22、永920为代表的滑塌型浊积扇；以盐222、永928为代表的中深层梁间砂砾岩，以丰深1为代表的盐膏层下沙四下的近岸水下扇砂砾岩；纵向上达到整带含油，平面上东西连片的局面。2008年底，中深层砂砾岩上报沙四段控制含油面积22.6km2，控制石油地质储量4884×104t

该阶段为深挖潜与新类型全面认识阶段，在理论、技术和方法

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上不断总结、提高，逐步建立了一套实用性较强的砂砾岩体识别及综合评价描述技术，为今后进一步扩大砂砾岩体油气藏的勘探开发成果打下基础。 2、勘探现状

（1）平面上：南北分带，叠合连片，油气局部富集

受多期构造运动的影响，北部陡坡带演化成断坡陡峭、山高谷深、沟梁相间的古地貌。自西向东发育了盐16、盐18、永93等三大古冲沟，形成了规模不等的冲积扇、水下扇等粗粒沉积体。西部盐16、盐18古冲沟勘探程度高，目前砂砾岩发现的各级储量多集中在这两个冲沟，永93古冲沟勘探程度低，仅发现了永1、永553块，局部地区存在空白区。

2006年以来，随着勘探的不断深入，东辛北带西部砂砾岩油藏呈现沟扇对应、南北分带，东西叠合连片，油气局部富集的特点，南北分布来看，遵循沟扇对应规律，从山口至盐16－斜12、永921－15一线的区带为中浅层砂砾岩发育区，在这一区带受侧向封堵条件的限制，已发现砂砾岩油藏以背斜和局部方向上背斜形态为主，随着油藏埋深的增加，油气成藏对背斜的依赖程度越来越低，其中背斜形态砂砾岩勘探程度较高，半背斜形态的砂砾岩油藏程度低，具有较大勘探潜力。从盐16－斜12、永921－15一线向南至盐224一线为中深层砂砾岩油藏发育区，油藏类型以深水浊积扇和滑塌浊积扇为主，自盐224一线向南至丰深2一线为盐下砂砾岩发育区，油藏类型以近岸水下扇为主，地震反射上具背斜形态，从东西分布

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看，储层叠合连片分布，沟梁地区也有很厚的油层分布，盐19、盐23、盐223一线为西含油边界，永斜927、永929一线为东含油边界。

（2）纵向上：不同深度上具有不同的成藏模式和特点，呈现中浅层、中深层、盐下砂砾岩的立体勘探格局

从目前认识来看，纵向上，自浅至深，均有油气分布，呈现多台阶油气富集的局面，其中1700－3100米为以盐103、盐16、永921、盐161斜2为代表的中浅层砂砾岩，在这一深度区间油气成藏以背斜和半背斜为主，并且随着埋深的增加，侧向封堵能力逐步增强，油气成藏对背斜形态依赖程度逐步降低，在2800米以下，某一方向上具有背斜形态，油气即可成藏。3000－4100米为以盐22、永920、盐222和丰深6、丰深10为代表的中深层砂砾岩，油气无需背斜形态即可成藏，目前其含油边界和储量规模已基本明确，4100米以下为以丰深1为代表的盐下砂砾岩，由于油气成藏复杂，钻井工艺难度大，处于技术储备和预测控制阶段，从整体来看，东辛北带砂砾岩已形成中浅层、中深层和盐下砂砾岩的立体勘探格局。 （二）开发历程及现状 1、开发历程

东辛地区自永1砂砾岩油藏89年7月投入开发，至目前投入开发的砂砾岩体主要包括中浅层油藏（永1、永921、永925、盐16、盐18、盐182等）、中深层油藏（盐22、永920等）和深层凝析气藏（丰深1地区），东辛砂砾岩油藏开发历程主要分以下四个阶段：

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第一阶段：试油试采阶段（1984年－1988年）

该阶段主要是永1砂砾岩油藏试油试采阶段，开油井9口，单井日液8.9方，单井日油7.3吨，含水12.7％，动液面739米，累积产油4.2837万吨，含水上升率33.4%，阶段末采油速度0.1%，阶段采出程度0.38%。

第二阶段：压裂改造和试注阶段（1989年－1998年） 该阶段呈现两个特点：一是压裂效果显著，日液8.9t↑23.8t，日油7.3t↑18.8t。二是试注井少，产量递减速度快，单井日油18.8t↓8.2t，动液面913.6m↓1112m ，阶段末月度注采比0.2，压降7.47MPa，含水上升率3.6%，阶段累积产量69.7405万吨，阶段末采油速度0.69%，阶段采出程度5.53%。

第三阶段：注水开发阶段（1998年－2005年）

该阶段全面注水开发，增加注水井28口，产量平稳运行，年产量稳定在15万吨，阶段末月度注采比0.98，永921地层压降由6.63MPa回升至3.03MPa，含水上升率6.65%，阶段累产111.0150万吨。阶段末采油速度0.67%，阶段采出程度5.67%。

第四阶段：中深层砂砾岩油藏建产阶段 (2005-目前) 随着盐22、永920断块的陆续建产，已上报控制储量4884万吨，已建产能8.5万吨。阶段末月注采比1.29，压降6.17MPa，含水上升率-1.49%，阶段末采油速度1.29%，阶段采出程度3.15%。 2、开发现状

目前东辛砂砾岩油藏开发以中浅层油藏为主，已全面实施注水

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开发；中深层油藏主要是2006年以后投产，处于注水先导试验阶段；深层凝析气藏正处于开发前期研究时期。 （1）中浅层砂砾岩油藏开发现状

东辛中浅层砂砾岩油藏探明储量动用状况 断块 永921 盐18 盐182 永925 永924 永1 永551 盐16 探明时间 面积 1997 2 探明 单井控 采出 采油 油井 水井 日液 日油 含水 动液面 储量 制储量 程度 速度 368 13/12 11/5 6/5 6/5 7/7 5/4 3/3 2/2 2/1 15 15 11 3 13 369 79 78.5 1116 14.5 0.78 282 47 83.4 999 16.3 0.99 70 22 1 23 66.8 1471 29.9 0.64 7 65.5 1495 47.9 1.7 0.7 32 1650 2.0 0.1 1996 0.8 174 1997 0.8 131 1999 0.1 1999 0.2 15 25 1988 3.9 1134 23/20 12/11 32 1984 3.2 239 1996 0.4 84 28 10 23 144 72 49.8 1530 6.5 0.23 3.3 0 3/3 1/0 147 4.8 96.7 339 10.8 0.21 109 44 59.9 508 6.3 2.59 278 150.4 45.9 545 4.0 3.95 1422 428 70 1165 9.6 0.66 盐16斜9 2007 0.2 61.93 6/4 盐161斜2 2008 0.38 138.94 6/6 合计 11.6 2370.87 69/61 37/27 22 中浅层砂砾岩油藏不同开发单元开发效果差异大，总体上表现为注水开发单元效果好，而弹性开发单元开发效果差，反映砂砾岩注水开发效果较好。

（2）中深层砂砾岩开发现状---注水先导试验阶段

东辛中深层砂砾岩油藏探明储量动用状况 区块 油 水 单井 单井 气 动 单井 日液 日油 含水 累产油 日注 累注 井 井 日液 日油 油比 液面 累产油 5.1 42 97 3.2 36.8 50 1304 65589 4685 6.5 42.4 42 1038 49535 3302 0 4747 2374 99 30584 盐22 13 1 66 永920 15 169 11.3 盐222 2 12.4 6.2 11.5 5.8 19.5 6162 合计 30 1 247 8.2 150.5 5.0 39.2 512 1117 119871 3867 99 30584 中深层砂砾岩油藏总体上具有单井产液量低、气油比高、单井吸水能力相对较好、地层能量不足的特点。

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二、砂砾岩油藏地质及开采特征

（一）砂砾岩油藏地质特征

1、以滑塌浊积沉积为主，储层连通关系复杂

通过大量的岩心观察以及测井、地震等相标志的详细研究，结合前人的研究成果，中深层砂砾岩沉积类型以滑塌浊积扇为主，具有近物源、多物源、相变快、叠加厚度大，延伸距离短、沉积速度快等特点，砂砾岩体内部岩性和沉积旋回变化快，有效储层与非有效储层混杂，非均质强，储层横向变化快，连通关系复杂，从井间地震看，储层相变非常快，在175米的距离内储层的连通性都在50％以下。

2、储层物性差，以低渗透、特低渗透为主

中深层砂砾岩油藏埋深在3000～4100左右，岩性以砾岩、含砾砂岩为主。砂岩主要为（岩屑）长石砂岩或（长石）岩屑砂岩，岩屑成分主要与物源区母岩性质有关。岩石成分复杂，分选、磨圆不好，结构成熟度较差，储层物性差，孔隙度一般9.4-10.2％，渗透率一般7.1-8.1md，非均质严重，流动孔喉半径0.03-5.97μm，中深层退汞效率27.22％，均质系数0.12-0.37，小孔喉贡献率低，属于中深层特低渗透砂砾岩体油藏。

3、岩性多样，岩电关系复杂

砂砾岩体岩性复杂，变化快，非均质性非常强，砾岩、砂砾岩、泥质砂砾及泥岩等多种岩层交替出现，形成了各岩石间的薄互层，岩层间的物性和含油性差异大，岩层单层沉积厚度有时非常薄，远远超过大多数的测井响应分辨率，就目前的测井方法和解释处理方

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法来说都难以适应。岩石骨架电阻率高，油水层在电性特征上都表现为高阻层，油水层岩电关系特征不明显，规律性差，油水层认识不清。初期依靠常规测井资料和试油试采资料确定的油水层的电性标准为：油层电阻率在30-50Ω.m，油层最低出油下限电阻率为30Ω.m，用此标准解释的油水层则出现明显偏差。如盐22井沙四段3197.0m～3230.8m，33m/1层电测解释为水层，2005年11月对该段3212.0m～3223.0m，11m/1层进行试油，日产液16.72m3，日产油15.80t，综合含水5.5%，日产气2414m3，试油结果为油层；盐22－斜8井沙四段3200.0～3257.0m，57m/1层电测解释为差油层，2006年7月投产井段3209.0～3219.0m，，压裂投产后44*5*2.5制度生产，只出水，不出油，试油结果为水层；盐22-2井于2006年6月射开沙四段3738～3754m，16m/1层电测解释为干层，投产压裂后初期产能低，44*6*2.5工作制度，日液7.2 m3，日油1.7t，含水76.8％，试油结果为含油水层。目前虽重新建立了油水层判别标准，但测井解释符合率仍有待于提高。

4、裂缝普遍发育

在砂砾岩体中常见到高角度裂缝，这些裂缝孔隙通常含油，是流体渗流的通道，这些裂缝的存在使中深层的渗流系统和渗流机理更加复杂，增加了勘探开发的难度。

5、原油性质好，油气比高

中深层砂砾岩油藏埋深一般在3500米左右，饱和压力19.6 MPa，地层原油密度0.66g/cm3，原油密度0.84-0.86g/cm3，地层原

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油粘度2.49mPa.s，原油粘度9.95-32.2mPa.s，气油比150m3/t，属于常压、稀油、低粘度、高气油比油藏，原油性质相对较好。

6、以亲水类型为主

砂砾岩油藏渗流具有低渗透油藏的特点，相渗曲线油水两相共渗区小，油水相对渗透率曲线交叉点含水饱和度６０%左右,属于亲水油藏。

（二）砂砾岩油藏开采特征

目前东辛地区砂砾岩油藏主要包括中浅层油藏、中深层油藏和深层油藏，三种油藏同为砂砾岩油藏，在地质特征及开发特征上既有共同点，有存在明显差异。 1、天然能量弱，产量递减快

中浅层砂砾岩油藏具有一定的天然能量，中深层天然能量不足。

不同驱动类型油藏弹性产率分类表类型天然能量充足边底水活跃有一定边底水能量（水体小）天然能量充足弹性封闭弹性边部有稠油弹性产率104t/MPa标准中浅层中深层＞10＞101-50.2-0.80.3-1.23.010.28 中浅层油藏天然能量开发年递减率为27.9%，中深层油藏天然能量开发年递减率高达42.68%。 2、自然产能差异大，压裂改造效果好

中浅层砂砾岩油藏投入开发初期，单井自然产能33t，部分井产能较低，酸化后见到良好效果；中深层油藏开发初期单井自然产能2.3t，无法正常生产，压裂后单井产能29.4t，压裂效果显著。

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3、扇中亚相产能高于扇根亚相

沉积相带决定了储层物性，储层物性好，单井产能高。如盐22块处于扇中相带的油井单井产能在12吨以上,而处于扇根相带的油井单井产能仅在7吨左右。

4、储层非均质性强，开发效果差异大

砂砾岩油藏非均质性强及渗流系统复杂，见效时间并非仅受注采井距影响。如永921块的永921斜3注采井组注采井距平均为400米以上,注示踪剂见效,而永921-15井组注采井距仅为200米,但示踪剂不见效,说明渗流系统的复杂性。

根据中深层砂砾岩地质及开发特征,2006年底面临问题总结为“四个难点，四个急需”。

1、砂砾岩纵横向变化快,急需开展期次内幕细分工作，为注水开发提供地质基础

2、测井解释符合率低，急需开展“四性”关系研究，提高油水识别能力，奠定储量基础

3、天然能量弱，递减快，急需开展注水先导试验，补充能量，储备注水开发技术

4、自然产能低、气油比高，急需开展配套工艺优化，提高工艺技术适应性。

三、砂砾岩油藏研究进展及认识

（一）砂砾岩油藏储层内幕研究

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通过积极探索砂砾岩期次划分、对比和预测方法，初步形成了适合砂砾岩油藏储层内幕研究的技术手段。

1、砂砾岩储层地层对比及期次划分的独特性和复杂性 砂砾岩油藏内幕结构复杂，砾岩、砂砾岩、泥质砂砾及泥岩等多种岩性呈多期高频旋回交替出现，每个旋回厚度为0.5～5m不等，岩层间的物性和含油性差异大，缺乏地层对比标志，地层对比难度大。砂岩油藏成熟的地层对比方法和电法测井系列不能直接应用到砂砾岩油藏。

砂岩油藏为陆相碎屑岩或海相沉积，地层成层性好，旋回特征清晰，标志层相对稳定，在长期的开发实践中已形成了取芯井分析、标志层研究、旋回对比、等时划分、分级控制、逐层确定的单井沉积旋回分析和井间地层对比的系统方法和流程，单井旋回分析和区域地层对比统层具有相当高的精度和吻合度，利用声波约束储层反演对储层开展预测描述，也具有相当的准确性，能满足精细开发的需要。而砂砾岩油藏为事件性滑塌沉积，储层堆积快速，成层性差，砂多泥少，常规测井曲线旋回性差，标志层不明显，找不到明显特征，单井期次划分划不出来，井间地层对比对不出去，声波约束反演效果差，储层难以预测。因此，必须对测井曲线重构，提取常规测井曲线沉积旋回属性信息，开展砾岩期次划分、对比和预测，提高期次划分精度和内幕研究精度，满足砂砾岩油藏注水开发的需要。

2、曲线重构，砂砾岩期次划分、对比和预测方法探索研究 目前砂砾岩油藏测井系列包含自然电位测井、自然伽玛测井、补偿中子测井、补偿密度测井、补偿声波测井等几种测井曲线，不同的测井具有不同原理，在储层研究方面具有不同的适用性。

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自然电位主要测量井中自然电场，一般由地层和泥浆之间电化学作用和动电学作用产生的。测量值为井中电极M与地面电极N之间的电位差。泥岩SP曲线平直（基线），砂岩自然电位负异常（Rmf>Rw ），负异常幅度与粘土含量成反比，主要应用在判断岩性，划分渗透层，用于地层对比、求地层水电阻率、估算地层泥质含量、判断水淹层和沉积相研究等方面。主要影响因素为泥浆矿化度。

自然伽玛测井是测量井剖面自然伽马射线的强度和能谱的测井方法，它的原理是岩层中的天然放射性核素衰变会产生伽马射线，岩性不同放射性核素的种类和数量不同，通过测量自然伽马射线的能量和强度来划分岩性、计算泥质含量。自然伽马能谱测井资料在识别高放射性储集层，寻找泥岩裂缝储集层、确定粘土含量、粘土类型及其分布形式、用Th/U、Th/K比研究沉积环境、沉积能量、有机碳分析及生油岩评价、变质岩、火成岩等复杂岩性解释等方面有突出作用。

密度测井的原理是放射性伽马源?产生射线，射线在地层中传播时，根据康普顿效应，地层介质不同，射线衰减强度不同，探测记录?射线强度（计数率），通过仪器刻度来计算岩石体积密度。密度曲线的主要应用在岩性划分、判断气层和计算孔隙度等方面。补偿密度测井FDC为双源距贴井壁测量，长短源距探测器组合补偿泥饼影响。

中子测井属于孔隙度测井系列，基本原理是中子源产生快中子，地层介质不同，热中子的速度衰减不同，通过测量地层对中子的减速能力来确定储集层孔隙度、划分岩性和判断气层。补偿中子测井主要测量地层对中子的减速能力，测量结果主要反映地层的含氢量。

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中子伽马测井主要测量热中子被俘获而放出中子伽马射线的强度。

声波测井的原理是声脉冲发射器激发滑行纵波，记录初至波到达两个接收器的时间差，根据滑行纵波在不同地层介质中的旅行时间不同来划分岩性、判断气层、确定地层孔隙度。

通过以上分析，从原理上看，电法测井在砂砾岩储层划分和期次预测方面存在很大的不适用性，因此我们对孔隙度测井系列测井曲线重构多次尝试，并在砂砾岩期次划分、对比和预测中反复应用，取得了成功，初步形成了适合砂砾岩油藏储层内幕研究的技术手段。

3、砂砾岩油藏四性关系研究

深层砂砾岩体油气藏储层物性差，岩相复杂，不同岩石相电性标准差异大，需开展分岩相划分研究，分岩相建立储层流体识别模板，开展储层综合评价研究。在研究中，选择关键井进行砂砾岩体的测井资料响应特征分析，利用电成像、岩心和录井建立电成像模式；利用电成像刻度常规测井资料，提取测井响应特征，建立各岩性测井识别模式；形成岩相测井识别标准；利用岩石物理实验结果，确定各种岩相解释参数和解释模型，准确计算地质参数；在\四性\关系研究基础上，结合试油和测井资料建立测井评价标准，并提出砂砾岩体的评价方法。利用研究成果进行二次解释及新井跟踪解释，总结砂砾岩体的油水层分布规律，形成砂砾岩体储层测井评价方法，

（1）常规测井资料识别岩性

采用微电阻率扫描测井资料划分岩性，用岩性划分结果标定常规测井资料，提取各种岩性的测井值，建立常规测井资料识别模式。

由于常规测井垂向分辨率较低，对单一薄层特征相应不明显，因此，在利用电成像测井刻度常规测井资料时，将岩性划分为砂岩、

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砾岩、含砾砂岩和砾状砂岩，对厚度小于0.5m的薄层按综合含砂砾量划分岩性。

中子、声波、密度三孔隙度测井受油气影响小，受储层物性、岩性、矿物成分影响较大，因此，采集不同岩性的测井特征值，利用交会图技术制作了声波孔隙度-中子孔隙度、声波孔隙度-密度孔隙度和中子孔隙度-密度孔隙度交会图。交会图显示含砾砂岩、砾状砂岩、砾岩分布区域重叠较少，砂岩在中子-声波交会图上可以与含砾砂岩分开，而在中子孔隙度-密度孔隙度和声波孔隙度-密度孔隙度交会图基本重叠。可见声波孔隙度-中子孔隙度交会图相对中子孔隙度-密度孔隙度交会图和声波孔隙度-密度孔隙度交会图区分岩性能力略好，但是，单纯孔隙度测井交会受深度影响较大，因为不同的深度，岩石压实程度不同，但埋度差别较大时，不同岩性分布区域会发生较大变化，出现重叠现象，从而影响岩性识别能力。

1412108DEN 141210864砾岩含砾砂岩砾状砂岩砂岩AC6420-2-20246CNL8101214砾岩含砾砂岩砾状砂岩砂岩20-2-404AC81216

图3.1.3-1声波孔隙度-与中子孔隙度交会图 图3.1.3-2 密度孔隙度-与声波孔隙度交会图

15

14120.660.641080.62DEN420-20246CNL8101214N6砾岩永920含砾砂岩永920砾状砂岩永920砂岩永920砾岩盐22-22含砾砂岩盐22-22砾状砂岩盐22-22砂岩盐22-220.6砾岩含砾砂岩砾状砂岩砂岩0.580.560.540.750.8M0.850.9

图3.1.3-3密度孔隙度-与中子孔隙度交会 图3.1.3-4 M、N值交会图

M-N值交会图是一种岩性骨架识别技术，克服了孔隙度大小变化的影响，不同的岩性一般沿某一斜率分布，砾岩与砂岩分布区域明显不同于含砂砾岩、砾状砂岩的分布区域，砾状砂岩分布略偏向砾岩，含砾砂岩略偏向砂岩区域，这显示了砾岩、砂岩的骨架值不同于另两种岩性骨架值，而含砂砾岩和砾状砂岩的骨架值较为相近。同时，该图还显示，不同的岩性分布范围较大，显示该地区岩性成分变化较大。

根据M-N值交会图制作了不同岩性的N/M直方图（图3.1.3-5），

图3.1.3-5不同岩性N/M分布直方图

16

该图显示不同岩性的N/M值分布区域不同，砾岩分布在0.69~0.71；砾状砂岩分布在0.7~0.75，主要分布在0.71~0.74；含砾砂岩分布在0.71~0.76，主要分布在0.71~0.75；砂岩分布在0.715~0.7 75，主要分布在0.73~0.76。

可见，各岩性都有重合，但他们的主要分布区间还是存在一定的差异，因此，可以利用N/M值来划分岩性。砾状砂岩与含砾砂岩重合区域较多，不易区分，同时，这两种岩性孔渗关系、电性特征、a、m、n值也差异较小，因此，处理时可以不将砾状砂岩与含砾砂岩区分，将两种岩性合并为砂砾岩。

泥岩N/M值分布范围广，覆盖了各种岩性区间，但是泥岩NM值都比较小，因此，可以直接利用N、M值来划分泥岩。M值小于0.77或N值小于0.56为泥岩。

（2）分岩性a、b、m、n参数的确定

根据孔隙度和岩电实验数据建立了F～Φ、I～Sw图版，确定含油饱和度计算参数a、b、m、n值。

根据常规物性分析，该区孔隙度、渗透率都比较低，属于低孔、低渗储层；非均质性严重，深度相近的岩心物性差异较大；总体上深度越深物性越差；孔隙度与储层岩石颗粒分选、胶结物类型及其含量密切相关。

地层因素 F 350300250200150100y = 2.0332x2R = 0.9214-1.4098300250200地层因素 F

砾岩含砾砂岩砾状砂岩砂岩15010050050000.050.10.150.2孔隙度 Φ00.050.10.15孔隙度0.2

图3.1.3-6岩心Φ～F交会图 图3.1.3-7不同岩性Φ～F交会图

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300乘幂 (砾岩)250180150y = 2.4589x2R = 0.9203-1.3425地层因素 Fy = 7.0614x2R = 0.687800.020.04-1.0049地层因素 F2001501005000.060.08孔隙度Φ120906030000.050.1乘幂 (砾状砂岩、含砾砂岩)图3.1.3-8砾岩Φ～F交会图 图3.1.3-9 砾状砂岩、含砾砂岩Φ～F交会图

0.150.2孔隙度 Φ

250200100y = 1.0376x2R = 0.8794-1.571电阻率增大倍数(I)地层因素 F101501005000y = 0.6474x2R = 0.9551-1.89781砂岩乘幂 (砂岩)0.050.10.150.2孔隙度0.10.20.4图3.1.3-10砂岩Φ～F交会图 图3.1.3-11 岩心Sw～I交会图

0.60.8饱和度(SW)1

N值4.543.532.521.51砾岩砾状砂岩和含砾砂岩砂岩

0.5000.050.1孔隙度 Φ0.150.2图3.1.3-12不同岩型的N值

建立了F～Φ图版(图3.1.3-6)，回归计算m、a值,显示孔隙度

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小于5%时，F与Φ的关系较为分散，因此，分岩性制作了F～Φ图版(图3.1.3-7)，该图显示含砾砂岩、砾状砂岩F～Φ关系一致，与砾岩、砂岩的F～Φ关系略有不同，故分岩性制作了F～Φ图版（见图图3.1.3-8、图3.1.3-9、图3.1.3-10），分别回归计算m、a值(表3.1.3-1)，a值随着岩石颗粒粒径变小而减小，m值随着岩石颗粒粒径变小而增大，并且，砂岩的a、m与经验值差别较小，砾岩、含砾砂岩、砾状砂岩与经验值相差较大。

表3.1.3-1 盐家-永安油田阿尔奇公式常数 常数 适用条件 适用所有岩性 砾岩 砾状砂岩 含砾砂岩 砂岩 a 2.0332 7.0614 2.4589 0.6474 B 1.0376 1.0049 1.0062 1.0100 m 1.4098 1.0049 1.3425 1.8978 n 1.571 2.045 1.67 1.43 a等于1时 m值 1.6862 1.5996 1.7009 1.712 （3）分岩性渗透率渗透率模型建立

渗透率与孔隙度的关系最为密切，除此之外还受多种因素制约，如孔隙结构、岩石颗粒粒度、胶结物含量等。针对不同因素的影响，进行了大量的基础研究工作，制作了储层岩心分析渗透率与孔隙度（图3.1.3-13）、泥质含量（图3.1.3-14）、碳酸盐岩含量（图3.1.3-15）等其它地质参数的关系图，确定影响储层渗透率的主要因素。

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图3.1.3-13 不同岩性的孔隙度渗透率关系图

渗透率 (×10μm)2-310001001010.10.010510泥质含量(%)1520图3.1.3-14 泥质含量与渗透率关系图

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1000渗透率（10-3μm2）1001010.10.01010203040

碳酸盐岩含量 %图3.1.3-15碳酸盐岩含量与渗透率关系图

孔隙度 （%）30252015105005101520253035碳酸盐岩含量 （%）

3.1.3-16碳酸盐岩含量与孔隙度关系图

图3.1.3-13显示渗透率与孔隙度之间的变化存在着一个总趋势，即渗透率随着岩石孔隙度的增大而升高，但是孔隙度与渗透率关系

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相对分散，将岩心分类后可以看出含砾砂岩、砾状砂岩分布相对集中，砾岩分布相对分散，砂岩分布趋势也略有不同。含砾砂岩、砾状砂岩是该区的最主要的产油层，为更精确计算渗透率，应分岩性建立渗透率计算模型。

图3.1.3-14、图3.1.3-15显示渗透率受泥质含量、碳酸盐岩含量影响严重，一般是随着这两者含量的增加渗透率减小。碳酸盐岩含量对孔隙度具有同样的影响作用（图3.1.3-16）。砂砾岩储层准确计算碳酸盐岩含量难度很大，故在准确计算孔隙度的情况下可以不考虑碳酸岩含量的影响。该地区砂砾岩岩石颗粒粒径变化范围大，渗透率与粒度中值没有明显的关系，相关性甚差。故在计算渗透率时可以不考虑粒度中值的影响。

在上述分析基础上，利用孔隙度、泥质含量分岩性建立渗透率计算模型：

含砾砂岩、砾状砂岩渗透率计算模型：

log(k)=0.160066Ф-0.07195Vsh-0.78688 R=0.810 砾岩渗透率计算模型：

log(k)=0.074551*Ф-0.08782Vsh-0.09417 R=0.461 砂岩渗透率计算模型：

log(k)=0.040526Ф-0.06424Vsh-0.4542 R=0.678 式中：k-渗透率，×10-3μm2；Ф-孔隙度，%；Vsh-泥质含量，%。 （4）不同岩石相油水层判别

砂砾岩体储层非均质性强、物性变化大，油水层测井电阻率差

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别较小。研究发现：油层测井电阻率主要受三方面因素影响，即：岩性、物性和地层水矿化度。通过研究发现，其岩性与含油性有着密切的关系。首先，岩性决定着物性，砂岩、含砾砂岩、砾状砂岩、砾岩物性依次变差，储层的含油性与物性密切相关，从本地区取心资料看，含油层段含油极不均，物性好则含油性好，物性差则含油性差，致密岩性基本不含油。不同岩性的油层，其测井特征差异较大，针对不同岩性的油层，选择一定厚度（通常大于0.5米）的纯岩石，分别制作了电阻率与孔隙度交会图（图3.1.3-17）。交会图显示砂岩、含砾砂岩和含砂砾岩可以利用常规测井资料识别出流体性质，砾岩油水层混合在一起，几乎不能识别，需要综合常规测井资料、核磁共振测井以及录井、气测等第一性资料识别流体性质。从油层电阻率影响因素看，油层的电阻率与物性和地层水矿化度有关，孔隙度大，电阻率低，反之，电阻率高，地层水矿化度高，油层电阻率低，反之，电阻率高，由于中深层砂砾岩主要成藏岩性为砾状砂岩和含砾砂岩，因此，针对砾状砂岩和含砂砾岩两种岩性分区块建立永北地区油水层判别标准。（表3.1.3-2、表3.1.3-3）。

表3.1.3-2 永921井区沙四段深层电性标准

流体性质 油层 孔隙度 电阻率 油水同层 27

RT≥33 RT≥27 23

图3.1.3-17不同岩性电阻率与孔隙度交会图

（二）开展注水先导实验及工艺配套技术研究

通过积极探索砂砾岩油藏注水开发适应性及工艺配套技术，初步取得了一定认识。

为有效开发砂砾岩油藏提供技术支撑，优选盐22-2井组进行注水先导试验，含油面积:1.1km2，地质储量:172×104t。采用反九点面积井网，总井数8口，注采井距250米，角距350米。注水试验前，将井组层系归位至第三套砂体1砂组。

2008年，为了深入研究砂砾岩油藏注水开发技术适应性，加强了“三项监测”，开展了“三项试验”。

加强了“三项监测”：吸水状况监测；地层压力监测；裂缝高度监测。

1、加强水井监测工作量力度

通过实施水井测试3井次、测吸1井次监测资料,中深层砂砾岩油藏具备一定的吸水能力，平均启动压力在15.7兆帕，每米吸水指

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数分别为0.25m3/（d.m.MPa），水井吸水能力比较强。但纵向吸水差异大，相对吸水强度0.22-4.46，相对吸水量0.94-32.53%，层间干扰严重。

2、加强地层压力监测

针对高气油比对动液面测试的影响,实施毛管压力测试2口井,通过测试结果显示,地层流压小,仅为10.6MPa，折算动液面约2400米;目前米采液指数较低，关井恢复地层静压为21.6MPa,油层压降13.5MPa,生产压差11MPa，采液指数仅为0.5 m3/d.MPa;饱和压力19.2MPa，目前地层压力为21.6MPa，地饱压差仅为2.4MPa，原油出炮眼即出气，气油比为152m3/d，急需补充地层能量 3、加强压裂裂缝高度监测

对永920以及盐22砂砾岩油藏的4口井实施压裂裂缝监测，缝高一般上窜6-30米，下窜一般在2-5米,说明上下串层现象比较突出，为有效注水开发带来困难。

开展了“三项试验”：高气油比举升工艺试验、砂砾岩大型压裂试验、注水开发试验。 1、开展高气油比举升工艺试验

针对油藏高气油比影响泵效的问题，初期研究应用了螺旋式和内罩式气锚，泵效有所提高（27.7%到32.6％），但气体分离效果不理想。

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为进一步提高油气分离效果，又试验应用了具有降压分离、重力分离和螺旋分离三重作用的新型气锚，应用后，泵效由19.5％提高到35.4%，并见到一定气体分离效果。

通过高气油比举升工艺优化，泵效得到有效提高。 2、开展砂砾岩大型压裂试验 （1）压裂技术优化及效果

技术思路：优化射孔、控缝高、造长缝，优选压裂材料，增大泄流面积。

常规防膨剂有乳化现象，优先推荐采用VES压裂液体系; 优化软件，选用二维裂缝评价模型、两维单相油藏模型优化压裂参数，油井最优的缝长:100-125m；水井最优的缝长：50-75m。最佳导流能力为：0.3-0.5dm；

实验对比支撑剂的性能，优先推荐20/40目CarboHSP2000陶粒。 共实施压裂措施36井次，有效率94%，累积增液7.13×104t，累积增油5.34×104t，其中有14口井自喷生产，平均自喷周期45天，单井日液34t，日油26t，单井累积增油2405t。

对比自然生产与压裂改造后的6口井，增液倍数达到7.1倍，压裂效果明显，目前均采取压裂投产方式。

（2）压裂效果评价

通过对永920以及盐22砂砾岩油藏的4口井实施压裂裂缝监测，缝高一般上窜6-30米，下窜一般在2-5米，缝高偏大，压裂技术适应性有待提高。

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根据压裂效果的综合评价，初步分析影响压裂效果的因素主要为储层物性、压力保持水平以及压裂参数，压力保持水平高的井压裂效果好、物性好的井压裂效果好，适当加大加砂量压裂效果较好。 3、开展注水试验

盐22-2注水先导试验井组层系归位至第三套后，盐22-2井于2008年2月19日转注，目前油压19.5MPa，日注80m3,累液3.72×104t累注2.5×104m3，第三套累积亏空1.62×104m3。

通过一段时间的注水试验显示,注水后井组产量递减趋势得到减缓,但见效特征不明显。

四、目前存在问题及几点思考

（一）目前存在的主要问题

1、砂砾岩油藏储层预测难，期次内幕认识程度低

砂砾岩油藏储层单井测井期次划分已经实现，但是井间期次精细对比和储层预测还存在难度及不确定性。

2、砾岩粒径、成分、含量预测难，砾岩测井解释符合率低 由于砾岩成分变化范围大，砾石的含量、粒径、成分预测难，导致砾岩流体识别难度大，符合率低，急需要攻关。 3、砂砾岩变化快，井网适应性差，注水见效难

通过永1井间地震资料显示,砂砾岩储层变化,连通状况复杂,盐22-2井目前累注2.5万方，但油井见效不明显，说明中深层砂砾岩渗流系统的复杂性。

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4、砂砾岩油藏隔层分布少，缝高控制难

通过压裂摸拟结果显示,缝高由地层应力控制，砂砾岩油藏无明显隔夹层，缝高难以控制。

（二）关于砂砾岩油藏的几点思考

砂砾岩油藏研究取得了一定进展，但是在井间预测、含油性评价、开发技术政策以及压裂改造工艺还存在较多问题，制约了砂砾岩油藏的有效动用，根据目前认识，有以下几点想法：

1、储层预测方面：以岩石相的变化来预测为基础，开展拟声波测井约束反演

第一步：分期次研究平面岩石相的变化规律，确定沉积微相； 第二步：开展拟声波测井约束反演；

第三步：岩石相与反演成果结合，确定有利储层展布。 2、含油性评价方面：深化岩石相研究，加测伽玛能谱和超热中子测井，提高含油性评价

一是深化电法测井含油性分析研究。受岩石骨架影响，砂砾岩电阻均为高值，绝对值不能有效识别流体性质，但是利用双侧向-微球型聚焦的深浅侧向的相对值变化，消除骨架影响，有效判断流体性质。

二是中子、密度与电法相结合，加测伽玛能谱测井，量化钾长石含量定量评价，深化岩石相研究，消除骨架成分干扰，反映砂砾岩流体特征，找出流体特征。

三是深化CNL和SNP中子测井应用评价，目前中子曲线（CNL）反映了氢核和氯元素的变化，而超热中子测井曲线（SNP）不受氯元

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素影响，只受氢核影响，CNL与SNP重构可以有效识别水层，建议加测SNP曲线。

3、开发技术政策方面：以储集单元为基础，细化开发层系、缩小开发井距，改善开发效果；

对永921油藏两个井组实施示踪剂监测，结果小井距井组不见效而大井距井组见效，揭示了砂砾岩储层平面连通状况的复杂性,部署规则均匀的注采井网无法适应砂砾岩油藏开发的需要，必须在纵向精细划分对比的基础上以平面连通的储集单元为调整对象进行开发。

五、砂砾岩油藏下步工作安排

（一）砂砾岩油藏内幕识别技术研究 一是完善不同类型岩性测井响应特征; 二是完善单井期次精细划分与对比技术; 三是井间储层预测技术研究; 四是岩石相和沉积微相识别技术研究; 五是井间地震在砂砾岩储层研究的适应性

（二）砂砾岩油藏提高测井评价符合率关键技术研究 一是砂砾岩储层测井属性识别岩相技术研究； 二是砂砾岩提高测井分辨率技术；

三是深层砂砾岩测井综合评价技术及软件开发。

关键是利用常规测井资料，识别不同测井响应的岩性特征，分别建立解释模板。

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（三）砂砾岩油藏合理井网井距研究 一是砂砾岩油藏渗流机理研究 二是开展井网井距适应性研究 三是开展井网加密先导试验 四是不压裂注水适应性研究

（四）砂砾岩油藏注水开发配套技术研究

目前砂砾岩压裂模拟借用砂岩模型，模拟结果与实际差别大，下步开展砂砾岩储层岩石力学实验，修正压裂参数，进一步研究砂砾岩压裂规模与产能的匹配关系,修正砂砾岩压裂模拟参数。

我们将以此次会议为契机，进一步转变观念，加快攻关配套，加强技术储备，尽快形成以“砂砾岩有效开发”为核心配套技术，为实现砂砾岩油藏的有效动用提供技术支撑。

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胜利油田2009年 开发技术座谈会材料

加强研究 积极探索

尽快实现东辛中深层砂砾岩油藏有效开发

胜利油田分公司东辛采油厂

2009年2月2日

加强研究 积极探索

尽快实现东辛中深层砂砾岩油藏有效开发

编写：牛栓文 张艳增 梁

初审：牛栓文 路智勇 审核：王洪宝 杨

颖

勇

胜利油田分公司东辛采油厂

2009年2月2日

本文来源：https://www.bwwdw.com/article/0gf3.html