第五节 东胜堡潜山.docx
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第五节东胜堡潜山
第五节东胜堡潜山
第五节辽河油田东胜堡变质岩油藏
一、东胜堡潜山构造特征
（一）、潜山构造位置、构造形态
东胜堡古潜山位于大民屯凹陷中央潜山带的南端，受西掉大断层所控制，呈北东向展布，是中生代末期形成的山系。
到沙三沉积时，逐渐下沉于水下接受第三纪沉积，形成了古地貌残山。
西掉大断层落差最大达1200m，断层面坡度58°，潜山呈单面山的形态向南东方向倾斜，坡度22°。
潜山的东侧边部有一条北东向东掉断层，落差200m（图2-5-1）。
图2-5-1东胜堡变质岩潜山油藏剖面图
潜山主体部位分布小断层9条，一般落差都很小，仅几十米，延伸长40～4900m不等。
分布方向：
北北东向4条，北东东向2条，近东西2条，北西向1条。
（二）、潜山圈闭类型
东胜堡潜山是由西掉大断层控制的单面山圈闭。
潜山最小埋深2600m，含油底界为3080m，含油幅度480m，含油面积7.9km2（图2-5-2）。
（三）、潜山内幕构造
东胜堡潜山是由太古界变质岩地层所构成。
地层呈北西向展布，片麻理及线理的倾向为30°～40°。
潜山主体部位的主要岩性是浅粒岩及其混合岩，而潜山的周围地区，如北部的静安堡潜山、边台潜山，东部的宋家岗潜山，南部的韩三家子潜山，西部的大民屯潜山等均分布的是黑云母斜长片麻岩及其混合岩。
根据这一分布特点与地层倾向的关系，推测潜山内幕是一背斜构造，背斜轴部应位于潜山的南端，呈北西—南东向展布（图2-5-3）。
二、储层特征
（一）、岩石类型及分布
潜山主要岩性是钠长浅粒岩、二长浅粒岩、黑云母变粒岩、角闪变粒岩、绿帘钠长变粒岩、斜长角闪岩、云母石英片岩、混合岩片浅粒岩、条纹状混合岩等。
斜长角闪岩与黑云母变粒岩呈互层状，主要分布在潜山的北部地区。
其中胜17井钻遇视厚度475.4m未穿，胜14井钻遇视厚度166m未穿（图2-5-3）。
距该互层段北部胜22井及南部胜18—10井均未钻遇到这种层段。
因此，可推测斜长角闪岩与黑云母变粒岩互层段厚度约600m。
潜山中部主要分布有钠长浅粒岩、绿帘钠长变粒岩、黑云母变粒岩、角闪变粒岩，有时夹有云母石英片岩。
其中黑云母变粒岩与角闪粒岩呈互层状。
胜11—7井钻遇这种互层段厚度38m（图2-5-3）。
此外，在胜13井还钻遇有阳起石交代岩，这种岩石一般是混合岩化晚期形成的热水溶液与围岩发生交代作用而形成，因此在分布上具局限性，常呈不规则的团块状。
潜山南部分布主要是二长浅粒岩及其混合岩。
除太古界变质岩外，还有晚期伴随断裂活动浸入的浅成辉绿岩及云斜煌斑岩。
其中辉绿岩分布较广泛，岩体亦较大。
胜8—4井于2710～2800m钻遇辉绿岩脉，视厚度90m（图2-5-3），胜18—10井于3000～3080m钻遇辉绿岩脉视厚度80m。
根据地层倾角测井资料分析，这些岩脉呈近东西向展布，这一分布特点表明近东西向断层应为张性断裂。
（二）、孔隙类型及毛管压力曲线特征
1．孔隙类型
东胜堡古潜山变质岩中主要孔隙类型是裂缝，尤其是构造裂缝很发育，分布极为广泛。
其次是碎裂质的粒间及晶间孔隙和极少量的溶蚀孔隙。
裂缝主要是由构造变动和风化所形成，根据其裂缝的张开宽度划分为三级。
裂缝张开宽度大于10μm时为宏观裂缝，张开宽度在0.1～10μm时为微裂缝，小于0.1μm为超微裂缝。
一般宏观裂缝在岩心上易于判别。
除张开宽度可测量外，还可测量到裂缝的倾角，裂缝在岩心上的投影长和中心距等项参数。
微裂缝及超微裂缝的存在是变质岩等结晶岩石普遍存在的一种也隙类型，在岩心上有时可以直接观察到。
东胜堡古潜山变质岩储层中主要微裂缝是浅粒岩的晶间缝和混合岩中长石类矿物的解理缝。
所以裂缝作为流体的储集空间来说，还占有相当大的比重。
强裂的基岩断裂活动，特别是张性活动，除可产生大量的构造裂缝外，还可把变质岩等结晶岩石碎裂成小块，块体的间隙便可形成碎裂质的粒间及晶间孔隙。
晶间孔实际上是由大的块体间隙饱含硅质水溶液在其中结晶沉淀的石英晶体所形成。
这种碎裂质孔隙以张性断层角砾层最为发育，有时类似砂岩的粒间孔。
例如，在胜16井3045～3077m井段见到厚17m的角砾岩段。
常规物性分析，最高孔隙度为13%，最小为11%，平均为12%；按有效厚度孔隙度平均为4.9%。
这种孔隙类型虽然有限，但孔隙体积所占比重较大。
溶蚀孔隙是由碎裂质中的泥质填充物及大裂缝中的粘土矿物和方解石，在地表或地下水的溶蚀作用下形成的次生孔隙。
其分布极为有限，多在裂缝中零星出现。
2．毛管压力曲线特征
潜山储层的毛管压力曲线可划分三种类型。
第一类：
孔渗值较高，其孔隙度10%以力下进汞饱和度达90%以上，微毛细管孔道体积为30%以下，孔喉半径主要分布在1～10μm之间，平均孔喉半径为6.9μm；毛管压力曲线形态接近砂岩孔隙形态，呈中歪度，排驱压力达0.016～0.02MPa（图2-5-4）。
这类样品主要是碎裂质的粒间和晶间孔隙类型。
第二类：
孔、渗值较低，孔隙度一般在2%～4%，渗透率为0.00069～0.0024μm2之间，最大压力下进汞饱和度平均在60%左右。
微毛管孔道体积为30%～65%，孔喉半径分布较宽，0.1μm至10μm均有分布，主要分布在0.1～1μm，平均孔喉半径为0.88μm。
随着进汞压力的增大，毛管力曲线基本上无平缓段，属于细歪度型（图2-5-5）。
排驱压力为0.03～0.22MPa。
这类毛管压力曲线类型代表了变质岩储层中微裂缝的特点。
第三类：
渗透率值很低，一般小于0.000045μm2,最大压力下进汞饱和度＜30%，微毛管孔道半径（＜0.05μm＝所占有的孔隙体积为80%以上，这说明裂缝张开宽度很小，属于超微裂缝类型，在地层条件下为地层水包所饱和。
典型毛管压力曲线是远离横轴（图2-5-6），排驱压力非常高，一般达5.0MPa，曲线形态呈特细歪度型，不具备储渗条件。
总之，从孔隙类型和孔隙结构特点分析，东胜堡古潜山变质岩储层具有双重介质的特点。
（三）、裂缝评价
1．宏观裂缝
1）.裂缝的空间分布：
根据岩心观察主岩心裂缝吴氏网投影等密度图、地层倾角测井电导率检测异常的研究（图2-5-7），东胜堡潜山变质岩的构造裂缝具多向性和倾角的随机性。
所谓多向性，即裂缝发育方向是多方向的，倾角的随机性是指裂缝倾角变化很大，有高角度裂缝，也有低角度裂缝，倾角的大小没有天然的规律性，而随机的。
例如胜11-7井裂缝等密度图（图2-5-8）没有很密集的分布区，从分布方向到裂缝的倾角都很分散，仅在与地层产状一致的区域较为发育；地层倾角测井电导率检测异常极坐标频率图亦反映出裂缝发育方向的多向性。
由于裂缝发育方向的多向性及倾角的随机性使东胜堡潜山储层裂缝整体上是呈网状分布。
裂缝型油藏一般都具有较大的非均质性，但东胜堡潜山由于裂缝呈网状分布，相对来说却具相当好的均质性。
裂缝的网状分布是由于潜山岩体曾受到过多次的断裂活动，其中至少有近东西向和北东向的两次断裂活动，使潜山裂缝纵横交错发育。
2）.储集岩裂缝、填充物及裂缝开度：
浅粒岩及混合岩的岩心裂缝密度（根据胜11-7井统计）为110.6条/m。
填充物主要为石英，次之为方解石，绿泥石。
一般由方解石及绿泥石填充的裂缝为死缝。
石英填充时主要是在裂缝的两壁向中间生长，呈一端为椎状的六方柱状晶体，所以这种裂缝仍可保存一部分空并供流体的储存。
根据胜11-7井资料统计，裂缝开度一般为0.01～0.1mm，部分可达0.2～0.5mm，大于1mm的裂缝较少见，统计胜9-7井的裂缝开度平均为0.067mm，胜13-7井平均为0.019mm。
3）.裂缝孔隙度：
计算胜11-7井79块岩心裂缝描述数据，平均裂缝孔隙度为1.09%。
应用脉冲试井技术对东胜堡古潜山油藏进行了井间连通测试，根据测试数据计算了油藏条件下的孔隙度及渗透率（表2-5-1）。
表2-5-1试井解释井间参数
测试井号
渗透率
μm2
孔隙度
%
胜11-胜3
0.0713
0.99
0.0443
0.704
0.0722
0.94
胜10-新沈74
0.0254
1.11
胜3-新沈74
0.1572
1.40
0.1195
1.01
胜3-胜16
0.3971
4.71
0.3042
3.81
0.0160
4.62
胜10-胜16
0.0415
0.79
0.0289
0.95
胜10-胜13
0.0869
0.53
0.0546
0.82
测井解释裂缝孔隙度是利用现代测井的双侧向电阻率，根据裂缝孔隙度公式进行计算。
共解释了14口井的裂缝孔隙度（表2-5-2）。
解释数据基本都是在岩心与脉冲试井的数据范围之内，因此可采用测井解释成果。
表2-5-2测井解释单井参数
井号
裂缝孔隙度
%
微裂缝孔隙度
%
总孔隙度
%
平均渗透率
10-3μm2
胜10
11
16
胜6-4
10-6
10-8
11-6
11-7
11-9
12-8
13-7
14-10
15-9
18-10
0.96
0.70
0.69
2.15
0.48
1.95
0.97
1.11
0.67
1.24
1.41
0.99
1.02
0.56
3.07
1.65
3.68
4.66
1.48
2.85
3.90
3.48
3.29
3.71
3.60
5.58
3.12
2.61
4.03
2.35
4.37
6.81
1.96
4.80
4.87
4.59
3.96
4.95
5.01
6.57
4.14
3.17
224.3
373.4
273.1
1051.3
217.5
1270.8
188.8
262.6
104.9
292.2
48.4
113.6
254.1
115.6
2．微裂缝
东胜堡潜山储层中的微裂缝主要是浅粒岩中粒状矿物间的晶间缝及混合岩中长石类矿物的解理缝。
压汞法毛管压力曲线第二类及第三类基本上反映了这种微裂缝及超微裂缝的特点。
胜11-7井区做了17块样品的压汞曲线，压力达100MPa时，最大进汞饱和度也仅仅为85%，而有的样品要在20MPa时才能进汞。
1）微裂缝孔隙度：
用现代测井的长源距声波时差解释微裂缝孔隙度（包括超微裂缝），共解释14口井。
这就是通常所称的基质孔隙度（表2-2-5）。
2）微裂缝开度：
微裂缝的张开宽度只能根据毛管压力曲线计算其孔喉半径平均值，然后求得裂缝开度。
式中
——裂缝开度，
；
——根据毛管压力曲线求得的孔喉半径平均值，
。
但用实验样品求得微裂缝张开宽度很有限，需要把实验品数据与测井之间建立起关系，然后用测井解释的微裂缝孔隙度，计算出微裂缝开度。
1986年美国岩心公司在“东胜堡变质岩潜山油藏开发可行性研究”中，把利用毛管压力曲线求得的平均孔喉半径与实验样品的孔隙度建立起一种关系。
这种关系就是打乱实验样品的孔隙度所对应的平均孔喉半径，而是以大孔喉半径对应小孔隙度，小孔喉半径对应大孔隙度，这就是在实验中常常见到样品孔隙度较大而渗透率却很小，孔隙度很小渗透率却较大的现象。
从重新组合中找出孔喉半径与孔隙度之间的线性关系，回归出四个方程式。
φ≤2.42
2.42＜φ≤3.0
3.0＜φ≤5.0
φ＞5.0
式中
——平均孔喉半径，
；
φ——样品的孔隙度，%。
当用测井解释微裂缝孔隙度时需加上压缩系数0.5%，这样就可对上述14口井的微裂缝开度进行计算。
3）微裂缝最小有效开度的确定：
微裂缝最小有效开度是用油藏高度法计算求得。
式中
——最小孔喉半径，
；
——油水界面张力；
——润湿角；
——油藏高度，225m；
——地层水密度，0.981
；
——油藏条件下原油密度，0.741
；
——重力加速度，9.8
。
美国岩心公司在“东胜堡变质岩潜山油藏开发可行性研究”中提供的油水界面张力与润湿角的乘积为
。
计算结果，最小有效裂缝开度为0.1
。
这一数据作为东胜堡潜山变质岩储层中划分有效微裂缝及超微裂缝的界线值。
14口井储层中平均有效微裂缝孔隙度为0.25%。
3．总孔隙度
裂缝孔隙度与微裂缝孔隙度之各为总孔隙度（其中包括碎裂质孔隙，以下简称孔隙度）。
用有效厚度加权法求出每口井的孔隙平均值（表2-5-2）。
根据孔隙度平均值编制东胜堡古潜山油藏储层孔隙度等值图（图2-5-9）。
4．裂缝渗透率
1）宏观裂缝渗透率：
根据公式计算。
（1.9）
式中
——裂缝渗透率，
；
——测井解释的裂缝孔隙度，小数；
——裂缝开度，
。
裂缝开度是根据胜9-7、11-7、13-7井岩心裂缝描述数据确定。
这里的主要问题是裂缝开度B的取值，目前只能依据描述数据，因此受取心所限，有较大的局限性，而裂缝开度又是影响裂缝渗透率的主要因素，所以计算结果会有较大误差。
2）微裂缝渗透率：
在辽河盆地基底变质岩中共选出219块压汞样品，建立了样品平均孔隙半径（裂缝半开度）与渗透率之间的双对数线性关系，回归出微裂缝渗透率求解方程。
其回归数据列于表2-5-3。
（1.10）
式中
——微裂缝渗透率，
；
——微裂缝半开度，
。
所根据测井解释微裂缝孔隙度求得的裂缝半开度R代入回归方程就可求出微裂缝渗透率。
用孔隙度及厚度加权法，把裂缝渗透率与微裂缝渗透率平均。
这样就可从纵向上及横向上对东胜堡古潜山变质岩储层进行渗透率评价，同时亦可求出每口井的平均渗透率（表2-5-2），并编制成渗透率等值线图（图2-5-10）。
图中反映出南北两部分，北部呈北东向，与构造线相一致；南部为近东西向，与近东西向的裂缝带相一致。
这说明了，从储层渗透率的角度亦把东胜堡变质岩储层分为南北两部分，与有效厚度等值线图相一致。
进一步说明东胜堡古潜山中部角闪变粒岩互层段对储层影响较大，对地下流体起到一种阻滞作用。
表2-5-3回归数据
样品数
a
b
r
219
0.329
1.743
0.838
三、油藏流体特征
（一）、流体分布
东胜堡潜山为边底水油藏。
根据试油、生产测井与测压资料等综合研究，确定油水界面深度为3080m。
东胜堡潜山处于大民屯凹陷中央潜山带的南缘，与周边隆起区之间存在较深的洼陷区，因此周边供水区与潜山储集体之间构成“U”形管的关系（在剖面上）。
但随着埋藏深度的增加，变质岩裂缝张开宽度变小，导致大部分裂缝只能饱和束缚水，而渗透率变差，使潜山储层天然补水不足。
这一点也为试采阶段油藏压力下降很快所证明。
（二）、高压物性分析
1.饱和压力
在101℃的油藏温度下测得的饱和压力为8.92MPa。
饱和压力随深度变化的梯度为0.0027MPa/m。
2.地层原油粘度
原油粘度与压力的关系是根据在101℃下实验室做出数据取得，饱和压力下的粘度为2.0mPa·s，整个油藏平均为3.64mPa·s。
3.地层原油体积系数
在饱和压力和溶解气油比为45m3/m3的情况下，原油体积系数为1.191。
在此值到溶解气油比为零时的1.07的体积系数之间划了一条平滑的曲线，这样得到了饱和压力下的原油体积系数与压力的关系。
在饱和压力以上的原油压缩系数是根据实验室配制的油藏流体的压力与体积系数的关系及胜11井试验数据确定的。
4.溶解气油比
东胜堡变质岩潜山油藏原始气油比为54m3/t，平均溶解气油比为45m3/m3，在饱和压力下的45m3/m3至大气压为零值之间的数据点划出一条平滑曲线为溶解气油比与压力的关系曲线。
5.气体平均溶解系数
该油藏在每增加0.1MPa压力下，单位原油体积内所能溶解的天然气量平均增加0.536。
6.原油密度
在油藏条件下，实测的原油密度平均为0.737g/cm3。
（三）、地面原油性
地面原油密度平均为0.841g/cm3，脱气原油粘度平均为5.62mPa·s，凝固点平均为44℃，含蜡量平均为30.3%，胶质沥青含量平均为8.8%，析蜡温度平均为57℃。
综合以上原油指标来看，该油藏的原油属于高含蜡、高凝固点的高凝油性质（表2-5-4）。
（四）、天然气性质
经分析，天然气密度0.87×10-3g/cm3，甲烷含量65.51%，二氧化碳含量0.39%（表2-5-5）。
表2-5-4东胜堡油藏原油性质参数表
井号
井段
m
μo,mPa·s
密度
g/cm3
凝固点
℃
含蜡量
%
沥+胶
%
50℃
100℃
胜3
2815～2878
5.08
0.8644
42
31.92
新沈74
3147.07～2997.91
4.62
0.8597
44
34.41
胜15
3073.68～3541.87
6.63
0.8506
47
34.84
10.57
胜17
2985～3119
4.58
0.8395
46
28.60
9.00
胜17
2985～3090
21.18
0.8348
40
25.13
7.23
胜17
3078.4～2985
11.92
0.8312
43
24.60
8.60
胜13
3031.62～2978.4
34.40
0.8399
46
33.42
10.24
胜20
3320～3585
7.89
0.8758
44
27.77
12.09
胜10
3678.2~3518
2.87
0.8162
51
28.24
3.71
胜10
3280～3044
4.31
0.8410
43
27.08
9.36
胜10
3080.24～2774
22.29
0.8351
44.5
31.52
8.77
胜11
2924～2820
4.07
0.8326
40
31.94
9.48
胜11
2924～2639.8
4.26
0.8382
42
30.09
7.68
表2-5-5东胜堡油藏气分析参数表
井号
参数
胜11
胜10
胜3
井段，m
2924～2639
3088.24～2774.0
2815～2878
取样日期
1984.4.14
1984.7.18
1984.3.3
气密度，×10-3g/cm3
0.8473
0.8600
0.9040
组
分
含
量
%
CO2
N2
CH4
C2H6
C3H6
iC4H10
0.15
2.01
66.97
13.78
9.95
1.71
0.78
1.53
68.1
11.28
9.81
2.56
0.23
2.11
61.46
15.75
11.48
6.85
表2-5-6东胜堡油藏水分析参数表
井号
参数
新沈74
胜10
胜17
取样井段，m
2997.91～3147.07
3372.03～3298.0
3120.0～3428.0
Ca2-
58.9
44.09
40.08
Mg2-
23.8
3.65
43.78
Na++K+
975.2
914.25
1288
HCO3-
381.4
503.42
1494.99
Cl-
1316.6
1152.45
1241.1
SO
188.3
72.05
100.86
总矿化度，mg/L
2944.2
2689.91
4208.81
水型
NaHCO3
NaHCO3
NaHCO3
分析日期
1983.7.18
1983.7.3
1984.7.23
（五）、地层水性质
该油藏地层水总矿化度的变化范围是2690～4209mg/L,水型为NaHCO3型。
其离子含量见水分析参数表2-5-6。
（六）、油水界面张力
应用旋转低界面张力仪所测定的脱气原油与地层水的界面张力为25Mn/m（93℃）。
因为东胜堡原油属于高含蜡的未氧化原油、极性小，与水的界面张力应较大，但测定温度较高，界面能有所降低致使界面张力较小。
（七）、原油流变特征
1．粘度与剪切速度的关系
从粘度与剪切速度的关系曲线图1.39中显示出粘度随剪切速度的变化范围不大，随着剪切速度从75s-1降至0.5s-1时，原油粘度仅增加0.5～1倍。
该油藏地层条件下的原油粘度为2.0mPa·s，因此上述变化幅度不会对油田开发产生大的影响。
2．剪切应力与剪切速度的关系
因1.40是不同温度的原油流变特性曲线。
图中不同温度的流变曲线距原点都稍有一定的截距，并随着温度的逐渐降低，截距亦随着增大，这说明，东胜堡油藏脱气原油属于塑性流体，因此在考虑开发方式时，要注意防止油藏温度的降低。
（八）、油藏类型
根据上述储层特点和油藏流体的讨论，可以把东胜堡油藏类型概括为裂缝性块状边底水高凝油变质岩潜山油藏。
四、油藏开发状况
东胜堡变质岩潜山油藏于1982年开始钻探，于1983年1月首获工业油流，1983年5月开始试采，1986年6月正式投入开发，同年10月在潜山南部开始注水，1988年5月油藏边底部注水开发井网基本完善。
到1994年12月油藏累积采油325.1642×104t，采气23255×104m3，采水120.8651×104m3，累积注水361.7164×104m3，地层压力22.7MPa，投产油井32口，开井30口，日产油599t/d，日产气34100m3/d，日产水868m3/d，气油比53m3/m3，含水59.2%，采油速度1.62%，采出程度23.73%。
（一）、油藏开发特征
东胜堡油藏的主要开发特征如下：
1、油藏产能特征
东胜堡油藏先后共有38口油井投产，单井日产油6.1t/d～229.3t/d。
据12口油井投产初期的资料统计，单位厚度采油指数0.17～5.66t/（MPa·d·m），平均单井日产油161.2t/d（表2-5-7）。
油藏南部岩性较单一，高部位胜3、胜11井的单位厚度采油指数比南部其它井高。
油藏北部岩性较复杂，位于构造中部的胜13-10井产能很高，单位厚度采油指数5.66t（MPa·d·m）。
根据试井资料分析，胜10井和胜11井实际采油指数分别是理论采油指数的1/3和1/4，胜3井的采油指数是理论采油指数的二倍（表2-5-8）。
（1）．油井无水采油期和低含水初期的采液指数呈下降趋势变化
在无水期和低含水初期胜3、胜10和胜11三口井的采液指数都有不同程度的下降，其中胜10井随地层压力下降而下降的幅度最大。
其采液指数由投产初期的427m3/（MPa·d）逐渐下降为34.33m3/（MPa·d），胜11井的采液指数是在波动上升了一个较大幅度以后开始下降的。
实际采液指数一直高于理论值的胜3井也有较小幅度的下降（图2-5-11）。
表2-5-8压力恢复解释成果表
测试
井号
渗透率
×103μm3
表皮
系数
S
生产
压差
MPa
附加
阻力
MPa
实际采油
指数m3/（MPa·d）
理论采油
指数m3/（MPa·d）
生产
效率
%
储存比
ω
胜11
164.3
24.3
1.12
0.634
226.3
819.00
27.63
0.2113
胜3
37.6
-3.4
5.20
-5.000
68.47
34.91
196.1
0.3186
胜10
230.0
27.0
1.39
0.970
152.81
510.
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