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[摘 要]单83块位于单家寺油田东区，其构造位置位于滨县凸起东坡，向南与单10块相邻，向北为利38块。本文从地层特征、构造特征、储层特征及油层特征等方面，对该区地质特征进行了系统研究。
[关键词]单家寺油田，单83块，沉积相、构造
中图分类号：TV2 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2017）21-0250-01
1 基本概况
单家寺油田位于山东省东营市利津县西南，北宋乡境内。单83块位于单家寺油田东区，其构造位置位于滨县凸起东坡，向南与单10块相邻，向北为利38块。
单83块于1988年完钻探井2口，钻遇馆陶组及沙一段稠油和沙三段稀油三套含油层系，沙一段90年上报含油面积0.6Km2，地质储量124万吨。本次调整是针对东部主体断块沙一段油层，其含油面积0.32Km2，地质储量86万吨。
2 地质特征
2.1 构造特点
根据地震侧线分析和完钻井精细地层对比，单83块位于滨县凸起东坡，其南、北各有一条近东西走向的断层与单90及单76井区相分隔。南部边界断层南倾，北部边界断层北倾，断距约50-70米。地层向西超覆，向东倾没，形成一个鼻状构造形态。在断块内部西侧有一条贯穿全块的南北走向东倾断层，断距约30-40米，断层下盘为单83块主体部分。
2.2 储层特征
单83块沙一段有系统取芯井1口（单83-1井），完钻井钻遇沙一段油层多功能解释资料共15口井。
2.2.1 岩性
根据单83-1井岩芯观察，粒度分析，薄片鉴定和电镜扫描，沙一段储层呈上粗下细的反韵律沉积特征，岩性较粗，以岩屑长石含砾粗砂岩为主，粒度中值为0.28mm，泥质含量16%，粒度分选及磨圆度中等-差，普遍含有沙一段标志的螺化石。胶结物以灰质环边胶结为主，胶结较疏松.粒间孔、溶孔、生物体腔孔隙都非常发育，并具有大孔隙。
2.2.2 储层物性
根据单83-1井储层物性分析鉴定报告，沙一段储层平均孔隙度30%，平均空气渗透率为4576.9X10-3um2，平均含油饱和度62.2%，碳酸岩平均含量37.8%。
根据岩芯物性资料与测井解释资料统计对比认为，孔隙度、空气渗透率等参数两种对比结果有一定的差异。
（1）芯物性资料：孔隙度26.4-36.9%，，空氣渗透率82-19129X10-3um2，含油饱和度45.4-77.9%.
（2）测井解释资料：孔隙度10-38.6%，，空气渗透率2.4-10283.6X10-3um2，泥质含量4.6-47.3%。
2.3 油层分布特征
单83块沙一段油层埋深1133--1234米，为中厚层块狀油层，目前该区已完钻的16口井钻遇沙一段油层，共钻遇油层14.5层318.4米，平均单井钻遇油层19.9米，平均单层厚度21.9米。
油层在平面上的分布比较集中，主要分布在主断块中部，在单83-1井区与单83-05井区附近油层厚度最大。
2.4 隔层分布特征
单83块沙一段4个小段之间，发育薄层泥岩隔层或分布不稳定的物性夹层，但夹、隔层发育很差，厚度很小且分布不稳定。
2.5 油藏流体性质
单83块沙一段地面原油的平均密度0.9575，50℃时地面原油的平均粘度为1208.5mpa.s，平均凝固点为1.7℃，为常规稠油。
沙一段地层水的cl—平均含量为7934.2mg/l，总矿化度平均为13807.8mg/l，水型为CaCl2。
2.6 温度压力系统
根据测压资料，单83块沙一段油层中部静压为11.51Mpa，压力系数为0.9624Mpa/100m，地层温度为52℃，温度梯度为3-4℃/100m，为一常温、常压系统。
2.7 油水系统及油藏类型
单83块沙一段油层既有边水，也有底水，有统一的油水界面在1215米左右。综合上述，单83块沙一段为一常温、常压、中高粘度、中高渗透的厚层块状构造-地层常规稠油油藏。
3 油藏开发动态分析
3.1 单83块沙一段开发简历
单83块沙一段1990年开始试采，1994年新建，采用电热杆降粘常规开采。投产新井11口，投产成功井5口，初增日产油能力98.8吨/日，综合含水27.6%，平均液面756.8米。截止2002年9月，该块总井数8口，开井4口，日油水平18吨/日，综合含水86.2%，采油速度0.76%，累计核实采油5.2076万吨，采出程度6.05%，可采储量的采出程度40.05%。
3.1.1 产量随时间变化规律
单83块投产井数少，产量变化比较剧烈，但还是可以发现该块早期和中期出现的两次区块和单井日产油水平递减。随着投产井数的增加，区块、单井日产油水平逐步上升，1995年3月达到峰值单井日产油量20.6t/d，之后开始第一次递减，单井日产油水平月递减率为7.1%。1997年初部分井提液后，平均单井日产油水平提高到8.2t/d，随后产量开始第二次递减，月递减率为3.3%。
3.1.2 平面上产量变化规律
由于靠近超覆带顶端地质条件变差、试油不彻底和套管破损等原因，该块西边部的井无一投产成功，储量根本没有动用。靠近油水边界的一线5口井均成功投产，其中位于构造高部位或相对远离油水边界的单83-9、-1、83、-x11井单井累积产油量1～2.5×104t，生产效果较好。位于构造低部位或相对靠近油水边界的单83-3井单井累积产油量0.6226×104t，生产效果较差。
3.1.3 含水随时间变化规律 由于投产井数少，油井排液量差别很大，区块综合含水受单井含水变化影响极大，所以含水率指标还不能完全反映储量动用状况、水驱油波及效率和正确划分区块开发阶段。
1994年以后，對高含水井采取了限液措施，区块含水略有下降，期间多次调整高含水井排液量，引起区块含水上下波动；一线井，特别是构造低部位、靠近油水边界井开始全面受到水侵影响，全区综合含水平缓上升，2000年9月含水86.2%左右。
3.1.4 含水平面分布规律
2002年4月全区含水等值图显示，单井含水与构造位置密切相关，位于构造的沟槽位置或靠近油水边界的生产井受水侵影响较重，含水较高，位于构造高部位的生产井受水侵影响较小，含水相对较低。
3.2 油藏驱动类型及地层能量状况
单83块沙一段投产初期仍以弹性驱油为主，由于该块油稠，油气比低，弹性产率比较低，单83井弹性产率是471.3t/Mpa.m。单83块沙一段投产成功的5口井，投产初期含水都很低，含水在0—30%之间，液量中等，在14—30吨/日之间，液面较深为724-1135米。
4 剩余油分布规律研究
根据油藏构造、断层和地层变化特点，建立全区数值模拟网格模型。I方向划分为15个网格，J方向划分为21个网格，均采用均匀网格，K方向划分为7层，第一、三、五、七层分别对应ES11、ES12、ES13、ES14小层，网格总数2205个，对全区从1994年有生产月度数据到2002年4月底的生产数据进行历史拟合计算，通过调整边底水水侵量、储层滲透率等参数，建立了近似反映油藏实际条件的数值模拟模型。
根据上述数模模型预测该块目前剩余油分布。
（1）平面剩余油分布规律
总体上看，ES11、ES12小层位于构造高部位、超覆带的剩余油饱和度较高，油水边界附近的剩余油饱和度较低；已投产井点附近剩余油饱和度低，井间部位饱和度高。而且剩余油饱和度较高的部位也是油层有效厚度最高的部位。因此平面剩余油在北部主要分布在单83-9、-1和-10的井间，南部主要分布在单83×11井以西超覆带附近。
（2）纵向剩余油分布规律
ES12小层平面动用程度稍高于ES11，特别是受到单83-3井附近底水和沟槽部位边水的驱替作用，单83-1～单83-3一线剩余油饱和度较低，另外油水边界附近的采出程度也高于ES11小层。该层剩余油分布与ES11小层基本一致。
结论
1）根据研究，认为单83块沙一段为一常温、常压、中高粘度、中高渗透的厚层块状构造-地层常规稠油油藏；
（2）平面剩余油在北部主要分布在单83-9、-1和-10的井间，南部主要分布在单83×11井以西超覆带附近。
参考文献
[1] 陈洁，董冬.济阳坳陷潜山油气藏体系与分布规律[J].复式油气田，1999（2）：4～7.
[2] 李家强，刘军锷.东营凹陷北部陡坡带太古界潜山内幕油气成藏特征[J].中国石油大学胜利学院报，2008，22（1）：1～3.
[3] 杨凤丽，周祖翼.陆相盆地复式含油系统研究：埕岛例析，北京：石油工业出版社，2000.
[关键词]单家寺油田，单83块，沉积相、构造
中图分类号：TV2 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2017）21-0250-01
1 基本概况
单家寺油田位于山东省东营市利津县西南，北宋乡境内。单83块位于单家寺油田东区，其构造位置位于滨县凸起东坡，向南与单10块相邻，向北为利38块。
单83块于1988年完钻探井2口，钻遇馆陶组及沙一段稠油和沙三段稀油三套含油层系，沙一段90年上报含油面积0.6Km2，地质储量124万吨。本次调整是针对东部主体断块沙一段油层，其含油面积0.32Km2，地质储量86万吨。
2 地质特征
2.1 构造特点
根据地震侧线分析和完钻井精细地层对比，单83块位于滨县凸起东坡，其南、北各有一条近东西走向的断层与单90及单76井区相分隔。南部边界断层南倾，北部边界断层北倾，断距约50-70米。地层向西超覆，向东倾没，形成一个鼻状构造形态。在断块内部西侧有一条贯穿全块的南北走向东倾断层，断距约30-40米，断层下盘为单83块主体部分。
2.2 储层特征
单83块沙一段有系统取芯井1口（单83-1井），完钻井钻遇沙一段油层多功能解释资料共15口井。
2.2.1 岩性
根据单83-1井岩芯观察，粒度分析，薄片鉴定和电镜扫描，沙一段储层呈上粗下细的反韵律沉积特征，岩性较粗，以岩屑长石含砾粗砂岩为主，粒度中值为0.28mm，泥质含量16%，粒度分选及磨圆度中等-差，普遍含有沙一段标志的螺化石。胶结物以灰质环边胶结为主，胶结较疏松.粒间孔、溶孔、生物体腔孔隙都非常发育，并具有大孔隙。
2.2.2 储层物性
根据单83-1井储层物性分析鉴定报告，沙一段储层平均孔隙度30%，平均空气渗透率为4576.9X10-3um2，平均含油饱和度62.2%，碳酸岩平均含量37.8%。
根据岩芯物性资料与测井解释资料统计对比认为，孔隙度、空气渗透率等参数两种对比结果有一定的差异。
（1）芯物性资料：孔隙度26.4-36.9%，，空氣渗透率82-19129X10-3um2，含油饱和度45.4-77.9%.
（2）测井解释资料：孔隙度10-38.6%，，空气渗透率2.4-10283.6X10-3um2，泥质含量4.6-47.3%。
2.3 油层分布特征
单83块沙一段油层埋深1133--1234米，为中厚层块狀油层，目前该区已完钻的16口井钻遇沙一段油层，共钻遇油层14.5层318.4米，平均单井钻遇油层19.9米，平均单层厚度21.9米。
油层在平面上的分布比较集中，主要分布在主断块中部，在单83-1井区与单83-05井区附近油层厚度最大。
2.4 隔层分布特征
单83块沙一段4个小段之间，发育薄层泥岩隔层或分布不稳定的物性夹层，但夹、隔层发育很差，厚度很小且分布不稳定。
2.5 油藏流体性质
单83块沙一段地面原油的平均密度0.9575，50℃时地面原油的平均粘度为1208.5mpa.s，平均凝固点为1.7℃，为常规稠油。
沙一段地层水的cl—平均含量为7934.2mg/l，总矿化度平均为13807.8mg/l，水型为CaCl2。
2.6 温度压力系统
根据测压资料，单83块沙一段油层中部静压为11.51Mpa，压力系数为0.9624Mpa/100m，地层温度为52℃，温度梯度为3-4℃/100m，为一常温、常压系统。
2.7 油水系统及油藏类型
单83块沙一段油层既有边水，也有底水，有统一的油水界面在1215米左右。综合上述，单83块沙一段为一常温、常压、中高粘度、中高渗透的厚层块状构造-地层常规稠油油藏。
3 油藏开发动态分析
3.1 单83块沙一段开发简历
单83块沙一段1990年开始试采，1994年新建，采用电热杆降粘常规开采。投产新井11口，投产成功井5口，初增日产油能力98.8吨/日，综合含水27.6%，平均液面756.8米。截止2002年9月，该块总井数8口，开井4口，日油水平18吨/日，综合含水86.2%，采油速度0.76%，累计核实采油5.2076万吨，采出程度6.05%，可采储量的采出程度40.05%。
3.1.1 产量随时间变化规律
单83块投产井数少，产量变化比较剧烈，但还是可以发现该块早期和中期出现的两次区块和单井日产油水平递减。随着投产井数的增加，区块、单井日产油水平逐步上升，1995年3月达到峰值单井日产油量20.6t/d，之后开始第一次递减，单井日产油水平月递减率为7.1%。1997年初部分井提液后，平均单井日产油水平提高到8.2t/d，随后产量开始第二次递减，月递减率为3.3%。
3.1.2 平面上产量变化规律
由于靠近超覆带顶端地质条件变差、试油不彻底和套管破损等原因，该块西边部的井无一投产成功，储量根本没有动用。靠近油水边界的一线5口井均成功投产，其中位于构造高部位或相对远离油水边界的单83-9、-1、83、-x11井单井累积产油量1～2.5×104t，生产效果较好。位于构造低部位或相对靠近油水边界的单83-3井单井累积产油量0.6226×104t，生产效果较差。
3.1.3 含水随时间变化规律 由于投产井数少，油井排液量差别很大，区块综合含水受单井含水变化影响极大，所以含水率指标还不能完全反映储量动用状况、水驱油波及效率和正确划分区块开发阶段。
1994年以后，對高含水井采取了限液措施，区块含水略有下降，期间多次调整高含水井排液量，引起区块含水上下波动；一线井，特别是构造低部位、靠近油水边界井开始全面受到水侵影响，全区综合含水平缓上升，2000年9月含水86.2%左右。
3.1.4 含水平面分布规律
2002年4月全区含水等值图显示，单井含水与构造位置密切相关，位于构造的沟槽位置或靠近油水边界的生产井受水侵影响较重，含水较高，位于构造高部位的生产井受水侵影响较小，含水相对较低。
3.2 油藏驱动类型及地层能量状况
单83块沙一段投产初期仍以弹性驱油为主，由于该块油稠，油气比低，弹性产率比较低，单83井弹性产率是471.3t/Mpa.m。单83块沙一段投产成功的5口井，投产初期含水都很低，含水在0—30%之间，液量中等，在14—30吨/日之间，液面较深为724-1135米。
4 剩余油分布规律研究
根据油藏构造、断层和地层变化特点，建立全区数值模拟网格模型。I方向划分为15个网格，J方向划分为21个网格，均采用均匀网格，K方向划分为7层，第一、三、五、七层分别对应ES11、ES12、ES13、ES14小层，网格总数2205个，对全区从1994年有生产月度数据到2002年4月底的生产数据进行历史拟合计算，通过调整边底水水侵量、储层滲透率等参数，建立了近似反映油藏实际条件的数值模拟模型。
根据上述数模模型预测该块目前剩余油分布。
（1）平面剩余油分布规律
总体上看，ES11、ES12小层位于构造高部位、超覆带的剩余油饱和度较高，油水边界附近的剩余油饱和度较低；已投产井点附近剩余油饱和度低，井间部位饱和度高。而且剩余油饱和度较高的部位也是油层有效厚度最高的部位。因此平面剩余油在北部主要分布在单83-9、-1和-10的井间，南部主要分布在单83×11井以西超覆带附近。
（2）纵向剩余油分布规律
ES12小层平面动用程度稍高于ES11，特别是受到单83-3井附近底水和沟槽部位边水的驱替作用，单83-1～单83-3一线剩余油饱和度较低，另外油水边界附近的采出程度也高于ES11小层。该层剩余油分布与ES11小层基本一致。
结论
1）根据研究，认为单83块沙一段为一常温、常压、中高粘度、中高渗透的厚层块状构造-地层常规稠油油藏；
（2）平面剩余油在北部主要分布在单83-9、-1和-10的井间，南部主要分布在单83×11井以西超覆带附近。
参考文献
[1] 陈洁，董冬.济阳坳陷潜山油气藏体系与分布规律[J].复式油气田，1999（2）：4～7.
[2] 李家强，刘军锷.东营凹陷北部陡坡带太古界潜山内幕油气成藏特征[J].中国石油大学胜利学院报，2008，22（1）：1～3.
[3] 杨凤丽，周祖翼.陆相盆地复式含油系统研究：埕岛例析，北京：石油工业出版社，2000.