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摘 要：本文对孤东66块馆上段油藏的构造特征、储层物性、沉积微相等进行了分析和研究，探讨了影响小断块油藏剩余油分布的主要控制因素，提出了完善井网、优化防砂工艺、小泵深抽以及降粘开采等挖潜措施，对同类油藏开发有一定的借鉴意义。
关键词：储层分析；微构造；沉积微相；储层渗透率；综合挖潜
分类号：P618.13
1. 概况
孤东66块位于孤东披覆背斜构造的西翼北端，1987年在该块共钻井11口，投产成功4口，成功率36%。试油中生界和沙河街都是水层，馆陶组下段为油水同层，局部微构造高点有零星剩余油分布，馆上段Ⅴ砂层组含油性最好，初期单井日产油20吨。2001年以馆上段Ⅴ砂层组为目的层钻加密井4口，其储层分布特征表现为：油砂体面积小，侧向含油性差异大；同层构造高部位为水层，低部位为油层，不符合油气水分布规律。精细研究其油藏形成分布规律，对下一步的开发起着至关重要的作用。
2. 沉积特征
馆上段为一套砂泥岩互层的河流相沉积，沉积层序为二元结构，具有下粗上细的典型正粒序特征。为孤东油田馆上段沉积时期主河道末端的一个小分支，其流量、携沙能力及水动力强度低于主河道，造成其沉积粒度较之主河道细，泥质含量高，因此孔隙度与渗透率偏低。又由于其浅而窄，砂体薄，宽度小，使其有效厚度及含油面积都较小，平面分布受岩性影响较大。自下而上，从馆上Ⅵ到馆上Ⅳ砂泥比逐渐减小，馆上Ⅵ砂岩百分含量高，不利于石油的富集，以油水同层为主，而馆上Ⅴ砂泥比适中，且馆上Ⅳ泥岩相对发育，形成较为有利的盖层，因此馆上Ⅴ为该区主要含油层段。
2.1岩性特征
储层岩性以棕褐色细砂岩、浅灰色粉砂岩、浅灰色泥质粉砂岩为主。棕褐色细砂岩渗透率在700～1600*10-3um2，为该区主要储油层。浅灰色粉砂岩渗透率在100～700*10-3um2，储油性差，泥质粉砂岩渗透性及含油性都极差。
2.2沉积微相划分
根据沉积机制不同，利用测井曲线进行沉积微相划分，划分出了心滩微相、河道充填微相、河道侧缘微相、决口扇微相。心滩微相岩性为细砂岩，厚度在6～10米，自然电位呈箱形或钟形，河道充填微相岩性为粉细砂岩和细砂岩，厚度在4～6米，自然电位呈小型钟形、齿化钟形，河道侧缘微相岩性为泥质粉砂岩，厚度在1～3米，自然电位呈现小指形或舌形，决口扇微相岩性为泥质夹泥质粉砂岩薄互层，自然电位平直或小指形，微电极无幅度差。
3. 构造特征
孤东66块东面被一条近南北向断层与二区分隔开，区域中部发育了一条东西向正断层，断层北部为上升盘，靠断层的遮挡形成了一定的剩余油富集，北部整体呈现北低南高的格局。通过邻井同层井段对比发现区域内发育微断层，这些断层断距小，纵向穿过砂体少（多在2～3个小层内），横向延伸长度短，是块断活动时期地层上升过程中由于地层重力差异作用形成的，虽然活动时间短却直接影响油水关系。
4.油藏特征
4.1流体性质
孤东66块馆上段为常规可开采稠油，地面脱气原油密度为0.955～0.982g/cm3，地面脱气原油粘度为625～6900mPa.s，含硫0.24～0.67%，凝固点为-17～10℃。
地层水矿化度低，一般在4737～8939mg/L，氯离子含量2372～5081 mg/L，SO42-含量大于800 mg/L，水型为NaHCO3、Na2SO4、MgCl2。
4.2油藏类型及分布
受沉积条件差异影响，储层岩性是控制油气分布的主要因素。明化镇末期的块断运动对原始油藏进行了改造。东西向主断层位于河道主流线附近，由于馆上段顶部泥岩的发育，起了很好的遮挡作用。但是由于大断层在抬升过程中的挤压作用造成局部构造变形，近距离邻井同层井段相差悬殊的现象。例如GD66-11和GD66-N11井距相差50米，同层井段顶界相差了5.3米。微断层在油气运移初期起通道的作用，使部分油气散失，后来又作为遮挡物聚集了部分油气，由于大量溶解气的溢失，造成原油粘度增加，断裂过程中的氧化作用使原油比重也增加。地层水矿化度低，SO42-离子含量高，多见Na2SO4、MgCl2水型，也说明了地层封闭性差。如GD68-9井位于河道充填微相，原始油气沿断层运移走，在该区从未注水的情况下，感应曲线顶部为平直锯齿状，有明显的冲刷痕迹（见GD68-9测井曲线），射开初期含水85.7%，生产10天后含水即上升到了94%，说明大量油气已沿断层运移走。
孤东66块馆上段石油分布是由砂体尖灭和断层遮挡双重因素控制的复合油藏，易形成井网控制不住型“小而肥”的剩余油。
4.3产能特征
由于油砂体发育小而窄，没有天然边底水能量补充，原始油藏压力低于泡点压力，平均动液面在1100米，加上油稠因素影响，产能十分低。
5. 综合治理措施
5.1完善注采井网
针对油藏分布特点在心滩微相和河道充填微相钻加密井2口，井距控制在150-200米，位于心滩微相的井储层渗透性最好，与周围储层连通性好，作为注水井不仅吸水性好而且周围受效油井多。已投转注水井4口，日注320方/天，油水井对应率达到了100%。
5.2优选防砂工艺改善储层渗透性
针对储层泥质含量高胶结疏松，油井生产过程中易出泥砂造成井筒附近储层渗透性下降的现状，引进了高压充填防砂工艺，在井筒附近形成一个高渗透带，同时在井内下入绕丝阻挡油流带出的地层粉细砂岩。
5.3小泵深抽提高泵效
针对该块天然能量低油井供液差的情况，采取下44mm长泵，泵深1400米，三级抽油杆组合方式，各级抽油杆百分数按等强度原则设计，油管上加油管张力锚减少冲程损失，泵效达到66.8%。
5.4稠油降粘措施
针对原油粘度大造成光杆缓下，油井冲次低的现状采取抽稠泵和泵上掺水降粘措施，油井平均冲次达到了4次/分钟。
6.结 论
孤东66块馆上段属构造岩性双重因素控制的无边水的高粘稠油油藏，具有埋藏浅，油层连通性差，天然能量低，原油物性影响其产能的特点。细分沉积微相是确保注水见效的关键。鉴于油水流度比大的特点，早期应采取低注采比，防止注入水推进过快，以提高水驱油效率。采取掺水降粘、小泵深抽等工艺措施可以大大提高该类油藏的开发效果。
[参考文献]
1 刘仁君，戴启德，刘良叔等.孤东油田储层研究与开发.北京：石油工业出版社.1998
2 李茂林，黎文清.油气田开发地质基础.北京：石油工业出版社.1981
3 刘泽凯.低渗透油气田研究与实践.北京：石油工业出版社，2001
关键词：储层分析；微构造；沉积微相；储层渗透率；综合挖潜
分类号：P618.13
1. 概况
孤东66块位于孤东披覆背斜构造的西翼北端，1987年在该块共钻井11口，投产成功4口，成功率36%。试油中生界和沙河街都是水层，馆陶组下段为油水同层，局部微构造高点有零星剩余油分布，馆上段Ⅴ砂层组含油性最好，初期单井日产油20吨。2001年以馆上段Ⅴ砂层组为目的层钻加密井4口，其储层分布特征表现为：油砂体面积小，侧向含油性差异大；同层构造高部位为水层，低部位为油层，不符合油气水分布规律。精细研究其油藏形成分布规律，对下一步的开发起着至关重要的作用。
2. 沉积特征
馆上段为一套砂泥岩互层的河流相沉积，沉积层序为二元结构，具有下粗上细的典型正粒序特征。为孤东油田馆上段沉积时期主河道末端的一个小分支，其流量、携沙能力及水动力强度低于主河道，造成其沉积粒度较之主河道细，泥质含量高，因此孔隙度与渗透率偏低。又由于其浅而窄，砂体薄，宽度小，使其有效厚度及含油面积都较小，平面分布受岩性影响较大。自下而上，从馆上Ⅵ到馆上Ⅳ砂泥比逐渐减小，馆上Ⅵ砂岩百分含量高，不利于石油的富集，以油水同层为主，而馆上Ⅴ砂泥比适中，且馆上Ⅳ泥岩相对发育，形成较为有利的盖层，因此馆上Ⅴ为该区主要含油层段。
2.1岩性特征
储层岩性以棕褐色细砂岩、浅灰色粉砂岩、浅灰色泥质粉砂岩为主。棕褐色细砂岩渗透率在700～1600*10-3um2，为该区主要储油层。浅灰色粉砂岩渗透率在100～700*10-3um2，储油性差，泥质粉砂岩渗透性及含油性都极差。
2.2沉积微相划分
根据沉积机制不同，利用测井曲线进行沉积微相划分，划分出了心滩微相、河道充填微相、河道侧缘微相、决口扇微相。心滩微相岩性为细砂岩，厚度在6～10米，自然电位呈箱形或钟形，河道充填微相岩性为粉细砂岩和细砂岩，厚度在4～6米，自然电位呈小型钟形、齿化钟形，河道侧缘微相岩性为泥质粉砂岩，厚度在1～3米，自然电位呈现小指形或舌形，决口扇微相岩性为泥质夹泥质粉砂岩薄互层，自然电位平直或小指形，微电极无幅度差。
3. 构造特征
孤东66块东面被一条近南北向断层与二区分隔开，区域中部发育了一条东西向正断层，断层北部为上升盘，靠断层的遮挡形成了一定的剩余油富集，北部整体呈现北低南高的格局。通过邻井同层井段对比发现区域内发育微断层，这些断层断距小，纵向穿过砂体少（多在2～3个小层内），横向延伸长度短，是块断活动时期地层上升过程中由于地层重力差异作用形成的，虽然活动时间短却直接影响油水关系。
4.油藏特征
4.1流体性质
孤东66块馆上段为常规可开采稠油，地面脱气原油密度为0.955～0.982g/cm3，地面脱气原油粘度为625～6900mPa.s，含硫0.24～0.67%，凝固点为-17～10℃。
地层水矿化度低，一般在4737～8939mg/L，氯离子含量2372～5081 mg/L，SO42-含量大于800 mg/L，水型为NaHCO3、Na2SO4、MgCl2。
4.2油藏类型及分布
受沉积条件差异影响，储层岩性是控制油气分布的主要因素。明化镇末期的块断运动对原始油藏进行了改造。东西向主断层位于河道主流线附近，由于馆上段顶部泥岩的发育，起了很好的遮挡作用。但是由于大断层在抬升过程中的挤压作用造成局部构造变形，近距离邻井同层井段相差悬殊的现象。例如GD66-11和GD66-N11井距相差50米，同层井段顶界相差了5.3米。微断层在油气运移初期起通道的作用，使部分油气散失，后来又作为遮挡物聚集了部分油气，由于大量溶解气的溢失，造成原油粘度增加，断裂过程中的氧化作用使原油比重也增加。地层水矿化度低，SO42-离子含量高，多见Na2SO4、MgCl2水型，也说明了地层封闭性差。如GD68-9井位于河道充填微相，原始油气沿断层运移走，在该区从未注水的情况下，感应曲线顶部为平直锯齿状，有明显的冲刷痕迹（见GD68-9测井曲线），射开初期含水85.7%，生产10天后含水即上升到了94%，说明大量油气已沿断层运移走。
孤东66块馆上段石油分布是由砂体尖灭和断层遮挡双重因素控制的复合油藏，易形成井网控制不住型“小而肥”的剩余油。
4.3产能特征
由于油砂体发育小而窄，没有天然边底水能量补充，原始油藏压力低于泡点压力，平均动液面在1100米，加上油稠因素影响，产能十分低。
5. 综合治理措施
5.1完善注采井网
针对油藏分布特点在心滩微相和河道充填微相钻加密井2口，井距控制在150-200米，位于心滩微相的井储层渗透性最好，与周围储层连通性好，作为注水井不仅吸水性好而且周围受效油井多。已投转注水井4口，日注320方/天，油水井对应率达到了100%。
5.2优选防砂工艺改善储层渗透性
针对储层泥质含量高胶结疏松，油井生产过程中易出泥砂造成井筒附近储层渗透性下降的现状，引进了高压充填防砂工艺，在井筒附近形成一个高渗透带，同时在井内下入绕丝阻挡油流带出的地层粉细砂岩。
5.3小泵深抽提高泵效
针对该块天然能量低油井供液差的情况，采取下44mm长泵，泵深1400米，三级抽油杆组合方式，各级抽油杆百分数按等强度原则设计，油管上加油管张力锚减少冲程损失，泵效达到66.8%。
5.4稠油降粘措施
针对原油粘度大造成光杆缓下，油井冲次低的现状采取抽稠泵和泵上掺水降粘措施，油井平均冲次达到了4次/分钟。
6.结 论
孤东66块馆上段属构造岩性双重因素控制的无边水的高粘稠油油藏，具有埋藏浅，油层连通性差，天然能量低，原油物性影响其产能的特点。细分沉积微相是确保注水见效的关键。鉴于油水流度比大的特点，早期应采取低注采比，防止注入水推进过快，以提高水驱油效率。采取掺水降粘、小泵深抽等工艺措施可以大大提高该类油藏的开发效果。
[参考文献]
1 刘仁君，戴启德，刘良叔等.孤东油田储层研究与开发.北京：石油工业出版社.1998
2 李茂林，黎文清.油气田开发地质基础.北京：石油工业出版社.1981
3 刘泽凯.低渗透油气田研究与实践.北京：石油工业出版社，2001