太平油田岩性地层超覆油藏
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发布时间：2022-04-21 22:06
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时间：2023-04-22 19:39
1.基本地质特征
太平油田位于义和庄凸起东部的斜坡带上，以大型宽缓的鼻状构造为背景，分为前古近纪和新近系两大构造体系。前古近纪自燕山构造运动后长期遭受剥蚀，自南向北依次出露了寒武系、奥陶系和石炭-二叠系，形成了沟梁相间、高低起伏的残丘山地貌，断层发育，断裂复杂，但因后期剥蚀已无明显落差。潜山顶面坡度在 1° ～11°之间。区内发育了3 个古构造高点，即沾 5、沾 6、沾 8，其高点埋深分别为 1000 m、825 m 和 1050 m，高点之间发育大小不一的槽沟 8 个，沟的相对高差在 40 ～60 m 之间，呈北东向展布。
该区三大古构造高点自上而下钻遇的地层有第四系的平原组、新近系的明化镇组、馆陶组，古生界及太古界。前古近纪基岩自燕山构造运动以后，长期遭受剥蚀，缺失严重，地层北倾，由北向南依次出露中生界、石炭-二叠系、寒武-奥陶系。其中寒武-奥陶系主要发育在沾 5-沾 29-沾 10-沾 28 区带及以西地区，沾 45 井区-新沾4 等井区也有局部出露，分布范围较广; 石炭-二叠系主要分布在沾 14-沾 188-沾 190 等井区; 中生界主要发育在沾195-沾北 5 以北的地区。新近系馆陶组不整合于前古近系基岩之上，呈超覆-披覆沉积，沾5 山头馆下段缺失，馆上段直接覆盖于潜山之上。沾 26 至沾 14 等大部分地区为馆下段所覆盖，主力含油层系馆下段累计厚度在 100 ～200 m 之间。沾北 5-沾北 3-沾 195-沾 194 等北部边缘地区发育有沙一段，但地层厚度薄，一般小于 40 m。东营组由于东营运动而长期遭受剥蚀，在区内已基本缺失。
沙一段、馆陶组在这种残丘山背景上自北向南逐渐超覆、披覆沉积，直至覆盖整个凸起，形成了大量的超覆、披覆圈闭。构造形态与基岩具有较好的继承性，区内无明显断层，仅在南部发育义古 74 南断层，该断层南倾，近东西向延伸，断距 20 ～50 m 左右，该断层是在义南断层基础上继承性发育的断层，义南断层为分割义和庄凸起与邵家洼陷的边界断层，延伸达 55 km，到了馆陶组沉积时期持续活动，但规模变小，仅延伸到义古 74 井东1 km，该断层对该区油气的运移与油藏的侧向封堵起着重要作用。
太平地区馆陶组以河流相沉积为主，岩性组合为一套含砾砂岩、砾状砂岩、粗砂岩、细砂岩、粉砂岩夹灰褐色、紫红色泥岩。具有典型的下粗上细正旋回特征，以 “大块砂”段之上出现的第一套稳定泥岩的顶部为界，分为馆上段和馆下段。该地区馆下段从东北部低部位向西南部构造高点层层超覆，根据沉积旋回和精细地层对比，可分为 5 个砂层组，每个砂层组以正旋回为特征，单砂组地层厚度一般在30 ～50m。1、2 砂组以辫状河流相沉积为主，储层发育，具典型的 “砂包泥”特征。单砂层厚度 8 ～40 m，1 砂组砂岩含量为 40% ～60%，2 砂组砂岩含量在 80% 左右; 3、4、5 砂组具有明显的曲流河相特征。砂泥岩地层互层沉积，具典型的 “泥包砂”特征。砂岩含量一般为30% ～40%，单砂层厚度集中在3 ～6m。
馆陶组上段底部发育了 100 ～ 150 m 厚的泥岩地层，横向分布稳定，可作为良好的区域性盖层。而明化镇为厚层的泥岩夹薄层砂岩，可作为辅助盖层条件。馆陶组各砂层组之间也具有 30 ～40 m 的泥岩隔层，横向稳定性相对较好，为各砂层组独立成藏创造了条件。
2.油藏类型及油藏控制因素
油藏受近源凸起带成藏模式所控制。馆上段以披覆背斜油藏和岩性油藏为主，馆下段以辫状河流相沉积为主，储层具有横向变化快、连通差的特点，发育了地层超覆、岩性、岩性-地层超覆油藏、构造岩性油藏和小型的披覆背斜油藏等，以岩性-地层超覆油藏为主。根据钻井、测井、试油资料分析，区内馆下段各类隐蔽油气藏的形成、分布主要受泥岩盖层、古地貌、地层超覆边界与岩性等因素控制。
3.勘探技术的应用
太平油田历经多年勘探，目前已形成整体探明的局面，其中物探技术的运用和采油工艺的提高对推动该区勘探进程起了重要的作用。2000 年自新户三维出站，部署的义古 74井钻探成功。研究人员转变观念，从基础工作入手，经过不断探索和实践，找到了确定地层超覆线的科学方法，以及底板分析法、盖层分析法等先进的地震描述技术，在此基础上，结合多井约束反演技术及属性分析技术、相干分析等技术对该区馆下段各砂组进行了全面的描述刻画，取得了较好的勘探效果。
(1)古地貌研究提高了砂组地层超覆线预测精度
馆陶组超覆油藏的特点是大构造背景坡降度低，如太平油田沾 5 至沾 14 井区在 10 km的水平距离内垂直落差仅为300m，潜山残丘面积小，一般在1km2以下，幅度低，最高不足30 m，含油高度也比较低，一般小于 20 m，地层超覆线是控制油气成藏的重要因素，准确确定地层超覆线的位置对于指导勘探开发具有重要的意义。
在地震剖面上，不能根据砂组顶面反射同相轴的减弱或消失，来准确判断砂组超覆线的位置，这是因为受当前地震资料分辨率的*，超覆线附近较薄的地层无法单独形成地震反射同相轴，必然受到上下地层的影响，反应不出真实的地质特征，这样就无法从地震剖面上准确判断出超覆线位置。
从整体沉积情况来看，本区主力含油层系为同一构造层，各砂组之间没有沉积中断，属于连续沉积体系，可作为一个整体来考虑。为此研究人员另辟蹊径，从区域构造的研究出发，通过反复对比研究，发现本区东营运动之后沉积的馆陶组整体表现为坳陷式沉积特征，地层并未经历过大的块断、掀斜作用，潜山之上的各砂层组顶面构造形态与潜山顶面具有明显的一致性，潜山之上的馆陶组各砂层组厚度与潜山顶面埋深应具有较好的线性关系 (图 10-1)，由此我们利用古地貌求取各砂组的地层超覆线位置 (图 10-2)，取得了较好的效果。
图 10-1 馆下段 1 砂组地层厚度与基岩面埋深关系图
图 10-2 太平油田各个砂组超覆线分布图
从太平油田多口井统计拟合的馆下段厚度与潜山顶面埋深的散点图来看，各砂组顶面到潜山顶面的地层厚度与潜山顶面埋深确实具有良好的线性正比关系。利用最小二乘法导出各砂组地层厚度与潜山顶面埋深的线性方程，由此求出了太平油田馆下 1-5 砂组超覆线对应的潜山位置，落实了各砂组地层超覆线的准确位置。通过与实钻对比，可以看出这种方法落实的超覆线是十分准确的，沾186 井2 ～5m 薄油层井都准确落于3 砂组地层超覆线之内 (图 10-2)。
(2)约束反演技术的应用实现了单砂体描述
本区馆下段主要为辫状河沉积，砂岩含量高，一般在40%以上，且厚度变化大，而新户、大王-邵家等三维地震资料主频均为 35 Hz，层速度为 2400 m/s 左右，常规地震剖面上只能分辨出厚度大于 18 m 以上的砂体，厚度小于18 m 的砂体则难以分辨，在实际勘探中，通过测井约束反演技术的应用，提高了地震预测的分辨率。
馆下段埋藏较浅，声波速度在测量过程中受井壁垮塌等多种因素影响异常较大，在实际反演过程中，选取自然伽马曲线、自然电位曲线拟合伪声波，实现曲线重构，由此进行反演，大大提高了反演精度。
(3)属性分析技术的应用实现了储层、盖层预测
属性分析技术是着眼于地震基本属性，从不同角度利用不同算法求取包括振幅、频率类等的参数，由此进行储层预测的一种方法。这与该区特点相一致，在该区储盖预测中具有一定的优势。
太平油田主体馆下段 1、2、3 砂组，泥岩厚度与振幅具有明显的正相关，而泥岩的厚度与频率则表现为负相关特征。从平面预测情况来看，太平油田主体 1、2 砂组在地层超覆带强振幅区整带分布，且与鼻状构造背景相一致，盖层条件发育，成藏条件有利。形成了有利的含油气区。油气绕沾 5 山头环行分布。3 砂组在地层超覆带附近为弱振幅区，砂组内部泥岩盖层不发育，顶部 2 砂组砂岩百分含量在 70% ～80%左右，区域性盖层也不发育，因此成藏条件差。太平油田 4、5 砂组为曲流河相沉积，砂岩厚度与振幅表现为正相关的特性，与频率表现为负相关特性。对于 4 砂层组而言，有利的储层主要发育在远离超覆带的构造较低部位，沿沟谷水道比较发育。在地层超覆带附近，储层厚度明显减薄，为1 ～ 2 m 的薄层，以泥岩为主，表现为明显的弱振幅特征。从整个义和庄凸起东坡、西坡、北坡的对比来看，西坡与东坡类似，1、2 砂组具备较好的高振幅能量团，盖层比较发育，有利于成藏，北坡反射较弱，缺乏连续的、稳定的盖层条件，成藏条件相对较差，如沾25落空就是此因。
(4)相干分析技术的应用有效划分了地震相
从地震剖面来看，馆下段反射特征呈分段式变化，部分区段目的层内幕反射呈现波状断续特征，上平下凹，频率较低，具有明显的河道充填特征; 部分区段地震反射连续性较好，表现为高频高幅，具有漫滩特征。不同微相之间具有反射中断，少数伴有极性反转特征。
4.核销探井再评价技术
所谓核销探井是指探井完钻后没有利用价值并已报废的探井。它包括两大类: 一类是未下套管井，这类探井具有以下特点: 在钻井过程中没有发现任何油气显示，经综合评价后认为既不可能获得工业油气流又没有其他利用价值的探井; 另一类是虽然在钻井过程中见到油气显示、初次评价后也有产油潜力，但经试油后未获工业油气流的探井。由于第一类探井本身油气显示差，完井后又没下油层套管，老井重新试油风险大、成本较高，因而目前核销探井再评价主要指的是第二类核销井。
在对核销探井再评价过程中，主要考虑试油结论是否符合地质规律，是否符合储层的岩性、电性特征，尤其是那些岩屑、井壁取芯录井有油气显示而经试油后却连油花都未见的储层，以及测井曲线显示为储层物性好而经试油后为干层的井。在具体实行核销井再评价过程中主要采用了图 10-3 流程。
图 10-3 核销探井再评价流程图
(1)重新试油井选井依据
重新试油对应于初次试油，是指受地质认识或当时采油工艺的*，在初次试油中所获取的储层产能、流体性质等主要地质资料与区域油藏聚集规律不吻合或者储层产能不能反映地层的真实产能等情况下，随着油气勘探开发程度的不断增加，油藏的认识的不断深化，尤其是随着近年来采油工艺技术的飞速发展，使得部分原来认为没有利用价值而核销的探井，可以通过推广、应用新技术还原地层的真实产能。考虑到地质认识和工艺技术发展的阶段性，在对老探井进行重新评价的井层选择上遵循以下 3 项原则:
①用现有的采油工艺技术或者经过短期攻关可以提高单井生产能力;
②试油井、层在平面上具有一定的代表性，一旦突破将对区带评价具有拉动作用;
③试油井、层具有一定的增储空间。
(2)实例解剖
①背景材料
太平油田所在的义和庄凸起北斜坡是燕山运动晚期在中、古生界残丘背景上发育起来的新近系地层超、披覆构造，该斜坡具有古近-新近系与前古近系双层地质结构: ①前古近系地层均为南倾，顶面遭受风化、剥蚀后形成了沟梁相间的古地貌形态。②古近系以及新近系的馆下段地层沿沟梁相间的古地貌由西、北、东三个方向向义和庄凸起逐层超覆、尖灭，形成分布广泛的地层超覆带; 新近系馆上段则覆盖于整个义和庄凸起之上，形成披覆背斜构造。
太平油田位于义和庄凸起的东北部，为古生界地层剥蚀区、馆陶组超覆区，它四周邻凹，成藏条件优越，以馆陶组下段为主力含油层系，油气富集于残丘山高部位和地层超覆线附近。该区的油气勘探起始于 20 世纪 70 年代，在背斜成藏理论的指导下，1972 年在义和庄凸起东高点部署实施了沾 5 井 (图 10-4)获得成功，试油射开 1060 ～1080 m 井段，3层 17.4 m，因原油稠，抽子下不去。1972 年 12 月，依据沾 5 一口井的钻遇油层情况计算并上报了探明石油地质储量 330 万吨。在此后的 14 年内，该区的油气钻探一直没有停止，到1986 年先后完钻探井27 口，开发井7 口，并在凸起东翼沾14 井区上报探明石油地质储量 777 万吨。太平油田尽管二次上报了 1107 万吨探明石油地质储量，但由于缺乏有效的地质和工艺技术支撑，对馆陶组稠油油藏的分布、开采特征认识不清，导致地质储量无法动用，储量优势无法转化为产能优势，1987 ～2000 年，太平地区的油气勘探、开发基本处于停止状态，连续 14 年没有实施 1 口新探井，出现了太平地区储量计算偏大、资源潜力被夸大的想法。
图 10-4 太平地区基岩顶面构造及试验区块位置图
②老井复查依据
根据区域成藏规律研究成果: 太平油田有利勘探面积约 45 km2，2000 年以前已探明并上报石油地质储量的沾 5 块、沾 14 块分别位于凸起的东高点及其东翼，而沾 18 块位于沾5、沾 14 块之间，具有与沾 14 块同样的成藏条件，理应含油，但是，沾 18 块内完钻的 11口探井经初次试油后只有 1 口井具有工业价值，其余 10 口探井因无开采价值而核销，这与新近系地层超覆油藏区域油气聚集规律相悖? 另外，沾 18 块试油结论还存在于泥浆、岩屑录井资料不符合测井解释结论不合理两大矛盾:
A.钻井过程中油气显示活跃的储层，试油结论却为干层
沾47 井位于沾18 块的东部，该井于1986 年7 月钻至目的层———新近系下馆陶组，当钻至 1303 ～1312 m，1313 ～1314 m，1315 ～1318 m，1320 ～1322 m 时，连续发现 4 层 15 m油气显示，油花占槽面总面积的 3% ～5%，呈褐色、星点状分布，油气显示时间持续 25分钟，此时的泥浆密度由 1.13 g/cm3下降到 1.12 g/cm3，粘度由 31 s 上升到 32.5 s。完井后，曾对 1301.8 ～1303.4 米进行井壁取心，壁心显示为油浸含砾砂岩。1986 年 9 月 2 日对该井进行了初次试油，射孔井段为油气显示最活跃、录井显示最好的 1304 ～1309 m，但是该层酸化后仅见油花，试油结论为干层。
B.测井解释结论不合理，造成气层漏试
沾29 井为1985 年完钻的一口预探井，原寒武系试油仅见少量稠油，馆陶组未试油。经复查后认为沾29 井 Ng下1 砂组 1152.6 ～ 1170 m 井段，声波时差 400 μs / m、感应 100 mΩ / m，4 米电阻率高达 16 Ω·m，原电测解释结论为油水同层。经复查后认为: 电测解释结论不合理，表现在: 砂层顶部1152 ～1153m 井段声波测井曲线表现为低值，对应的中子测井曲线为高值，应为气层，1153 ～1170 m 井段地层井壁取心为油浸中砂岩，电性曲线表现为高阻，应为油干层，其中油层厚 16.4 m，建议对其试油。
为了解决上述矛盾，有必要进行老井再评价，对馆下段储层进行精细测井解释，并从中优选出部分探井进行重新试油，在试油过程中要优化施工设计尤其要采取针对性地射孔、防砂、抽稠工艺，提高单井产能。
③老井复查情况
太平地区老探井岩心资料、地质录井资料较少，尽管沾 14 块部分开发井有试采资料，但是由于油层埋深浅，出砂，油井生产时率低，增加了资料分析的多解性，给测井二次评价带来了困难。针对这种情况，在对太平地区老井复查中，我们以有限的地质信息为基础，运用多井综合分析技术对大量测井资料进行纵、横向对比，用工区内不同区块的油水层分布规律指导储层含油性评价。开展储层的 “四性”关系研究，寻找适合本地区的测井解释模型，确定含油层的类型和电性特征，建立油、气、水层的测井解释标准，在此基础上对目标井、潜力层提出下一步实施建议。经过对工区内馆陶组油层富集区及分布情况进行分析后发现: 研究区域内馆陶组含油气储层具有以下三种类型，即稠油层、泥质含量重的薄油层、气层。
A.稠油层
油层的测井响应特征: 自然电位异常幅度大，自然伽马呈低值，微电极曲线中等值，具有明显的正差异，声波时差数值为 350 ～380 μs/m，感应电导率数值小，4 m 电阻率高。
如义古 18 井 8 号层为典型的油层。储层厚度较厚，为 10.4 m，自然电位异常幅度大，微电极出现明显的正差异，反映储层含泥质少，岩性较纯，同时感应电导率小，为 95 ms/m，声波时差为 360 μs/m，同时井壁取心为含油粉砂岩，反映储层孔隙度大，渗透性好，含油性饱满等特点。
B.泥质含量重的薄油层
这类油层的测井响应与典型油层测井响应相似，但储层岩性为粉细砂岩，含一定量的泥质，使得测井电阻率比典型油层测井值低。
如沾 53 井的 3 号层为泥质含量重的薄油层，电性特征为: 自然电位负异常幅度小，异常厚度薄，反映含泥质重，感应电导率受含油性和泥质含量的双重影响，其数值比典型油层大，如沾 53 井感应电导率为 187 ms/m。
C.气层
气层的测井响应: 自然电位异常幅度大，自然伽马呈低值，微电极曲线中等值，具有明显的正差异，声波时差数值大，中子伽马数值高、感应电导率为小，4 m 电阻率数值高。
通过对太平油田沾 18 块 11 口核销探井进行再评价，共发现油层 23 层 216 m，气层1 层1 m。
④重新试油情况
2001 年对太平地区已完钻的 11 口核销探井进行老井复查，从中优选出沾 18 井、沾29 井、沾 47 井、沾 48 井、义古 13 等 5 口井进行重新试油，取得了较好的勘探成果。其中: 1986 年完钻的沾 47 井完钻后，馆陶组电测解释结论为油水同层，试油结论为干层，经复查后认为是为油层，建议对其重新试油。2001 年 4 月 18 日采用 102 * 127 弹对原射开的1304 ～1310m 井段进行大炮弹重新射孔，经过稠油解堵措施后，采用螺杆泵加电热杆的抽稠方式求产，日产原油 6.66 t，不含水。投产后，沾 47 井日产原油 15 t，此后的数年时间里，该井仍以日产原油 15 t、不含水的生产能力稳定生产，截至 2004 年 11 月，该井已累计生产原油15800 t。1985 年完钻的沾 29 井原来认为馆陶组没有油层而核销，经再评价后认为该井在馆下段有气层 1m，油层16.4m，2001 年5 月5 日，对该井进行重新试油，采用 102 * 127 弹射开馆陶组 1152.6 ～1170.4 m 井段后，实施了绕丝筛管防砂，稠油解堵等针对性稠油油层增产措施，然后采用 4mm 油嘴放喷求产，日产油 0.34 t，日产天然气15984 m3。
2001 年通过对老井复查、重新试油以后，储层产能和地质认识获得了重大突破。2001 ～2002 年，太平地区成为胜利油区增储上产的热点地区，先后部署探井 18 口，开发井 74 口，上报新增探明含油面积21.9 km2，石油地质储量 2654 × 104t，新建原油生产能力 14 × 104t。总之，正是由于对老探井重新试油，使得多口核销探井重新恢复了活力，使得被 “抛弃”了 14 年的勘探区块重新增加了探明储量，使得近 30 年几乎没有动用的地质储量不仅有效地得到动用，而且增加了新的生产能力，拓展了勘探空间。
由此可以看出: 造成太平探区老探井核销的根本原因是试油不彻底。探井产量低并非因为探井储层差，也不是因为储层中不含油，而是由于地层埋藏深度浅，储层胶结疏松，再加上油稠，引起砂岩出砂，砂埋油层，造成油层液量低、试油结论为干层; 或者是由于井筒排液少，所排出的液量仅为少量的压井液而非真正的地层液的假象，造成本来可以出油的油层误认为是水层的假象。因此，强化防砂、抽稠技术的应用是还沾 18 块馆陶组油层本来面目的关键之所在。
(3)勘探效果
太平油田发现于 1972 年，是济阳坳陷北部义和庄地区发现的第一个浅层油气田，1972 年和 1986 年分别在沾 5 块和沾 14 块上报探明含油面积 11 km2，储量 1162 × 104t，控制含油面积 5.5 km2，储量 456 × 104t。但油气分布规律没有完全搞清，制约了该区勘探工作的顺利进行。之后在 1986 ～2000 年的 14 年没有部署探井，长期处于停滞不前的局面。2001 年以来经过加强基础地质综合研究，区域地层对比，认为原上报东营组储量的层位应为馆陶组下段，油藏类型应为地层超覆背景上的地层超覆油藏或岩性—地层油藏。在这种认识的指导下，结合配套的地层超覆线描述技术、储层预测技术的成功应用，尤其是通过核销探井再评价使得已经报废 14 年的老探井重新获得工业油气流，实现了馆陶组稠油产能的重大突破以后，不仅拔掉了区带进一步油气勘探的 “拦路虎”，而且拔掉了产能难以突破的硬钉子，之后科学部署了义古 74、沾 181 等多口探井，在两个含油区块之间实现了油气勘探的新发现。首先，在两块之间的南部部署义古 74 井获重要发现，电测解释馆陶组见油层 3 层 13.3 m、油水同层 1 层 4.8 m。射开 1151.0 ～1160.2 m 井段，日产油 12 吨。义古 74 钻探成功以后，为尽快控制含油范围，整体部署 9 口探井，除北部探油水边界的沾 185 井落空外，其余 7 口井均钻遇油层。同时，通过老井复查，老井沾 29、沾 47、沾18 重新试油也获工业油气流。地质认识的突破带来油气勘探的重大突破 (图 10-5): 2001年探明沾18 块馆下段含油面积8.2km2，石油地质储量 1350 × 104t ，2002 年在沾 14 块 Ng下 4 +5 砂组上报Ⅲ类探明含油面积 12.7 km2，石油地质储量 1184 × 104t; 沾 452 块 Ng 下3 + 4 砂组上报探明含油面积 1.0 km2，储量 120 × 104t。2006 年油气勘探锦上添花又在沾130 块新增探明含油面积 7.5 km2，地质储量 540 × 104t。至此太平油田累计探明含油面积39.4 km2，探明储量 4301 × 104t。
图 10-5 2001 ～2007 年太平油田勘探成果图
