安塞南侏罗系延安组油藏属弱水压驱动的岩性-构造油藏^[2], 沉积类型为三角洲平原分流河道沉积。砂体由多期分流河道侧向交汇而成, 平面上砂体呈网状分布, 底部一般存在底水, 油水分异性较好, 砂体上倾方向及河道两侧受岩性致密或泥岩控制, 封闭性较好。区域沉积微相主要发育河道、天然堤、河道间洼地及决口扇^[3], 储层主要为中-细砂岩、粗砂岩。该区域纵向隔层比较发育, 沿物源方向发育厚度大, 夹层在层内或砂体间发育较少, 总体上隔层发育较连续、稳定, 对流体具有遮挡作用。

安塞南侏罗系油藏沉积河道窄, 构造幅度小, 油藏发育规模小, 隐蔽性强, 产建规模小, 东部与西部开发效果相差悬殊。安塞南侏罗系延安组油藏均为岩性-构造油藏, 同属三角洲平原分流河道沉积, 东部储层整体物性好、构造区位高, 产能反而较低的主要矛盾及问题是优化区域开发必须研究解决的课题。

沉积相是控制储层发育与分布的根本性地质因素, 控制着储集体的发育程度和储集空间形态。晚三叠世末期, 印支运动使延长组顶部遭受不同程度的侵蚀, 形成沟谷纵横的古地貌景观^[4]。在此背景下, 沉积了侏罗系延安组的一套河流-三角洲、湖沼相煤系地层。富县期、延10期主要是侏罗系初期的填平补齐沉积, 在古河谷中主要为辫状河流粗碎屑沉积^[5]。延9期、延8期盆地气候温暖潮湿, 演变为三角洲平原网状砂质河道沉积（图1）。东、西部沉积微相一致, 平面上河道交织, 主要发育分流河道、分流间湾等微相, 砂体厚度相近, 东部河道宽285~580 m, 砂地比以35%~69%为主, 西部河道宽330~590 m, 砂地比以32%~72%为主, 支沟发育的砂体厚度大, 东、西部砂体厚度相近。从砂体连片性看西部砂体连片性明显好于东部, 油藏规模较东部大。

图1

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	图1 安塞南延91层沉积相图

从C-M图（C为粒度累积曲线上1%处对应的粒度, M为粒度累积曲线上50%处对应的粒度）来看（图2）, 安塞南侏罗系延安组为典型的牵引流沉积^[5], 东、西部变化基本无差别。

图2

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	图2 安塞南侏罗系延9层C-M图

砂岩储集体的性能直接受其物质组分和结构的影响, 其关键指标是储层的孔喉结构、孔隙度、渗透率及非均质性^[6]。储层物性特征某种程度上决定了储层类别、储量丰度、油水分布、油水运动规律及区块后期开发的效果。

2.2.1 孔喉结构

孔隙和喉道是砂岩储集空间的两个基本因素, 孔隙大小主要影响储层的孔隙度, 喉道大小与连通状况将直接影响储层有效性和渗透性^[7]。

压汞资料研究表明, 安塞南延安组延9₁层孔隙结构普遍具有中-粗孔喉、分选好、排驱压力较低和主贡献喉道大的特点, 砂岩的排驱压力及中值压力较低。排驱压力东部最低为0.018 MPa、西部最低为0.023 MPa, 中值压力东部平均为0.594 5 MPa、西部平均为0.635 2 MPa; 中值喉道半径东部介于0.369~5.852 μ m之间, 西部介于0.321~5.852 μ m之间。东部样品的最大进汞饱和度最低为90.664%, 最高为96.850%, 平均为93.386%; 退汞效率最低为13.26%, 最高为35.092%, 平均为22.29%。西部样品的最大进汞饱和度最低为87.453%, 最高为95.382%, 平均为91.54%; 退汞效率最低为12.71%, 最高为34.58%, 平均为20.89%。显示东部孔喉连通性好于西部。

压汞曲线进退汞压力（P_c）、汞饱和度（S_Hg）表明砂岩储层孔隙结构非均质性较弱（图3、图4）。综合分析可知, 安塞南侏罗系延安组东部储层排驱压力、中值压力更低、分选更好, 孔喉结构整体优于西部储层。因此, 孔喉结构不是导致东部产能差的因素。

图3

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	图3 安塞南西部延91储层压汞曲线

图4

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	图4 安塞南东部延91储层压汞曲线

2.2.2 孔隙度和渗透率

安塞南侏罗系储层以中-粗或细-中粒石英砂岩为主, 粒径主要分布范围为0.2~1.0 mm, 分选均匀, 储层天然微裂缝不发育, 因而储层较均质。通过统计区块岩心分析资料, 安塞南侏罗系延安组储层孔隙度分布在11.08%~19.99%, 平均值16.07%, 渗透率介于10.07~789.27 mD之间, 平均值157.76 mD, 主要为中孔、中渗储层, 储层非均质性较弱。孔隙度分布直方图表明（图5）, 孔隙度分布呈单峰型特征, 其值主要集中在13.26%~17.75%之间, 东、西部占比分别为82.3%、71.0%; 渗透率分布直方图显示（图6）, 渗透率分布具有单峰型的特征, 最大主峰频率区间在30.5~150 mD之间, 东、西部占比分别为70.0%、56.4%。通过对比显示, 东部孔渗条件优于西部, 但储层物性相差较小, 因此, 在安塞南延安组储层条件下物性特征不是影响东、西部产能差异的主要因素。

图5

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	图5 安塞南延安组孔隙度分布直方图

图6

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	图6 安塞南延安组渗透率分布直方图

安塞南侏罗系延安组延8、延9储层黏土矿物均以高岭石、伊蒙混层为主, 且伊蒙混层为较强水敏矿物。黏土矿物尤其是伊蒙混层和伊利石的存在, 会降低储层物性并在一定程度上影响注水开发效果。虽然安塞南侏罗系延安组延8、延9储层黏土矿物中伊蒙混层占比较多（40.5%）, 但整体上黏土矿物含量低, 延8和延9储层的黏土矿物含量分别为5.11%和4.98%, 因而对注水开发影响较小。结合电镜显示结果可以看出, 伊蒙混层组分已经向伊利石转化, 整体上蒙脱石含量很低, 储层实际生产过程中不会表现出明显的岩石骨架水化膨胀堵塞。通过35个样品实验分析统计数据得出, 安塞南东、西部储层黏土矿物成分、含量均无明显差异, 因此, 黏土矿物含量不是导致产能差异的主控因素。

原油性质是地层原油固有属性, 一般受成藏区域、地层深度、有机质类型、地层温度及压力等影响。油井产能在很大程度上与储层的渗流能力相关, 一般由储层骨架结构、地下流体性质和其相互作用决定^[8]。相对固定的地层里, 原油粘度对地下流体性质影响最大。可以简单地从储层产能影响因素得知, 粘度越小, 渗流能力越强, 产量越高, 越具有开发价值。

安塞南侏罗系延安组油藏原油性质具有密度大、粘度大的特征, 其浅层延安组的密度及粘度最高, 分别为0.865 g/cm³及12.956 mPa· s。理论上, 随着埋藏深度增加, 温度随之增加, 而随着温度的升高, 粘度大幅降低。故而油藏埋深发生变化, 原油性质也会随之发生变化。

安塞南侏罗系延安组原油性质实验数据显示, 东部地区油藏埋深较西部浅, 原油密度及粘度明显高于西部地区（图7）。分析其主要原因：一是东部埋深较浅, 轻质组分更易沿裂缝析出逸散, 蜡质、沥青质等重质组分残留较多导致粘度、密度增加; 二是东部油藏埋深浅, 地表水容易随不整合面、微裂隙等高渗通道侵入地层, 由于地表水富含氧, 导致原油氧化性质发生变化^[9]。通过统计侏罗系水分析资料, 安塞南侏罗系油藏存在NaHCO₃、Na₂SO₄及CaCl₂ 3种地层水型^[8]。其中东部油藏Na₂SO₄水型多, 说明油藏封闭条件不好, 圈闭里存在断层或裂缝等使地表水下渗的通道。局部地震资料显示（图8）, 安塞南东部侏罗系断层裂缝存在, 使地表水侵入氧化储层中的岩石和原油。观察岩心也可直观看出东部井岩心颜色明显较深（图9）, 原油氧化程度高。受埋深及原油氧化影响, 东部储层粘度、密度增加导致产能降低, 是影响产能主要控制因素之一。

图7

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	图7 安塞南延安组东、西部原油密度及粘度对比

图8

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	图8 安塞南东部H 061348测线地震叠加剖面

图9

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	图9 安塞南延安组原油氧化程度岩心照片

安塞南侏罗系油藏从西向东整体为一个平缓的西倾单斜, 油藏埋深从800 m到200 m逐渐变化, 随着埋深变化, 受上覆岩层或沉积物的重量、地层温度影响, 地层压力向东逐渐变小, 通过实际测量和数据分析, 可以进一步验证原始地层压力与油藏埋深之间的关系。研究表明原始地层压力与油层深度之间存在近似线性关系, 可用公式p=0.006 2H-1.247 4计算（其中：p为油层中部压力, MPa; H为深度, m）。从达西公式Q=10KAΔ p/μ L（其中：Q为流量, cm³/s; K为渗透率, mD; A为截面积, cm²; Δ p为压差, 10^-1 MPa; μ 为粘度, mPa· s; L为长度, cm）可以看出, 在渗透率、流体粘度一定的情况下, 通过岩石的流量与压差呈线性正相关（即实际生产过程中的产液量与地层压力呈线性正相关）。油藏埋深与试油产液量关系（图10）显示, 单井产能与埋深及地层压力关系明显, 反映东部地层压力低是影响产能主要控制因素之一。

图10

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	图10 安塞南延安组油藏埋深与试油产液量关系

常规压裂改造, 注入地层的冷流体会使井底周围的原油冷却, 粘度增大, 对高粘度油藏储层造成比较严重的冷伤害。使用热水可以有效减少压裂改造过程对储层的冷伤害。降粘剂能有效降低地层原油粘度, 提高原油在地层中的流动性。在陇东彭阳地区长8段高粘油藏, 开展“ 热水+降粘剂” 压裂液（CO₂降粘剂）试验, 取得了较好效果（例如, 孟A井实施后, 试油产油10.37 t/d）。分析认为“ 热水+降粘剂” 压裂工艺能有效减少冷伤害, 改变流体性质, 提高原油流动性。安塞南侏罗系延安组地层原油粘度高, 由于油藏埋深较浅, 温度梯度变化小, 冷伤害程度小, 但“ 热水+降粘剂” 的工艺能起到升温降粘及化学降粘的双重功效。鉴于该工艺实施效果较好, 可考虑进一步优化后在安塞南侏罗系油藏试验。

蓄能扩缝助排一体化改造技术是通过“ 增加射开程度、提高改造规模” 来降低压裂液滤失、提高造缝效率的技术。针对安塞南侏罗系超浅层油藏原油粘度大、能量不足、产量低的难题, 应用新工艺技术有效提高了试油产量。例如, 沿A井延9层（埋深300 m）, 初期采用常规压裂, 试油产量2.13 t/d, 采用蓄能扩缝助排一体化改造技术后, 试油产量提升至4.34 t/d, 反映此工艺技术可有效提升高粘低压储层产能, 值得进一步推广应用。