近日，江汉油田在八面河油田的颗粒云岩评价工作捷报频传：面120-7-斜7井首次在面120区中部突破工业油流关；面23-斜3井初期获日产8吨工业油流，实现了面22区到面23区的含油连片；面14-18-7井和面14-8-27井复查试油成功，实现了西区到南区的含油连片。
八面河油田颗粒云岩老井复查施工现场。 徐清洲 摄
科研人员在观察颗粒云岩岩芯。徐清洲 摄
“没想到口口井都见油，新油藏能够有这么大的场面！”江汉油田勘探开发研究院清河开发所所长张再昌感叹。
2022年以来，江汉油田在八面河油田首次发现颗粒云岩储层，并开展一系列科研攻关。从算不上“替补”层位，到现在多点开花、惊喜连连，在历经37年勘探开发的八面河油田，颗粒云岩储层成为“夺油新生代”横空出世。
发现 白云生处有人家
在八面河油田海滩区块，羊3-21-斜18井作为证实新发现的首口试油井，2022年6月投产以来，已经累计产油超1500吨。
“如果把地下层位比作一个个运动员，这口井试油的沙四段5砂组按照过去的地质认识是不含油的，连‘替补’都算不上，根本没有上场比赛机会。”张再昌说。
八面河油田位于东营凹陷湖盆边缘，平面上细分为海滩区、南区、东区、西区等6个主力产油区，纵向上主要含油层系位于新生界古近系的沙河街组，地层主要以砂岩、泥岩和灰岩为主，其中的沙四段厚度200~320米，又细分成6个砂组。
“过去我们的思路就是找砂岩，没有砂岩的地方直接跳过。”张再昌和八面河原油开发打了18年交道，他说，“去年江汉油田在海滩区块实施产建项目，也是在4砂组以上的砂岩里开发。”
在八面河油田历史上，一些井钻探到沙四段5砂组，冒出了一些油花。“按照砂岩的找油思路，这里的测井解释是干层，但是一些测井指标又和标准的干层不一样，到底是什么储层，一直困扰着我们。”张再昌说。去年，江汉油田以海滩区块产建项目为契机，部署了一口取芯井羊3-17-斜18井，旨在系统了解地下储层情况。
科研人员对海滩区块5砂组的取芯薄片鉴定后，显示矿物成分中方解石和白云石占比71.5%，颗粒云岩为主要岩石类型及储集层。颗粒云岩是碳酸盐岩的一种，与灰岩测井响应特征相近，因此过去一直被当作灰岩，认为是干层、不含油。
“新生界是指新生代时期形成的地层，距今6000多万年。当时这里是一个很大的湖泊，我们现在开发的位置处于湖盆边缘的南斜坡带。”江汉油田勘探开发研究院清河开发所副所长杨伟介绍，“在湖泊深水环境里沉积的泥晶白云岩、灰质白云岩，随着气候干旱、水分强蒸发，水体变浅，沉积岩暴露在浪基面之上，它们与空气中的二氧化碳接触后，形成很多溶蚀孔，加上湖浪不断冲刷，这些岩石被打碎、改造，最终形成了颗粒云岩。”
科研人员通过对取芯资料进行含油饱和度测试，证实了该层位的含油性，改变了人们沿袭多年的传统认知。
“根据目前的室内试验数据，这里的颗粒云岩储层孔隙度一般在16.4%~27.02%，渗透率在87.9~445毫达西 ，总体表现为中高孔中渗储层，酸液反应速度快，溶蚀率较高。”江汉油田工程院清河工程所副所长钱勇介绍。他们选取海滩区块产建井和老井，对沙四段5砂组进行酸化产能评价，4口井均获得成功。其中，羊3-21-斜18井初期日产油5吨以上，由此打开八面河油田颗粒云岩研究和评价的突破口。
拓展 拨开云雾见青天
科技的力量唤醒了这块沉睡已久的油藏。初战告捷之后，大家有了新的疑问：八面河油田颗粒云岩储层规模到底有多大？会不会是昙花一现？
科研人员把目光转向八面河油田西区、南区。“西区、南区一直是主力区块，老井数量多，资料丰富，方便开展历史取芯井资料复查及老井测井二次解释。”张再昌说。
江汉油田勘探开发研究院测井人员来到八面河油田，连续作战，先后完成500余口老井的测井二次解释工作。
“过去八面河油田勘探开发主要针对常规砂岩油藏展开，前期基于砂岩储层的图版和标准，显然已不适用于颗粒云岩。”从事测井解释工作的曾芙蓉介绍，“例如在砂岩储层的图版里，声波时差小于300微秒/米就会被认为是干层、不含油，我们现在需要对新油藏各类岩性的流体识别标准和图版进行深入研究，重新建立一套颗粒云岩测井解释标准。”
面对沙四段砂岩、颗粒云岩混积，岩性组成复杂且结构复杂多变，缺乏系统性针对性的岩石物理试验数据，岩性识别与划分难度大、有效储层识别难度大等新挑战，科研人员开展测井技术攻关，基于岩芯分析矿物成分和测井响应特征，分析不同岩性敏感测井曲线，建立不同岩性的测井响应特征和识别标准，完善颗粒云岩、砂泥岩的测井岩性及油层识别技术，初步形成了一套颗粒云岩解释评价方法，科学划分颗粒云岩储层，为地质学家提供准确的储层参数，同时，对地层流体性质进行综合分析，提供准确的油层井段。
通过一系列对比，科研人员发现，西区和南区沙四段4砂组与海滩区块颗粒云岩储层具有类似的测井响应特征，随即在面120区、面22区、面14区相关层位部署开展试油评价，整体落实颗粒云岩储量规模。
围绕地质新认识，相关配套工艺技术研究也同步展开。“过去的工艺措施都是针对砂岩储层。现在我们围绕颗粒云岩室内试验及岩性规律认识，不断优选配方，先后完成112样次的岩芯溶蚀试验，初步形成低成本酸化开发技术。”江汉油田工程院清河工程所所长姚金焊说。在开发层系上，他们采取“两步走”，先单层试油确定各小层含油性，再多层合试落实产能。
从西到南，老井试油捷报频传，不断为科研攻关注入“强心剂”：西区10口井平均单井日产量4.5吨以上，南区两口井平均单井日产量4吨以上，不仅证实了该储层具有经济动用潜力，而且呈现出多点开花、连片发展的可喜局面。
规划 八面河八面来风
近日，八面河油田面121-X7井开展老井复查，射孔抽汲获日产13.6吨工业油流。
“这口井是颗粒云岩储层取得突破以后，首口未采取工艺措施的高产井，是探索低成本开发的有益尝试。”清河采油厂副厂长叶文波说。八面河油田主要是稠油Ⅱ类油藏，储层品质相对较差，原油“出厂价格更低”，推进颗粒云岩储层低成本效益开发势在必行。
根据前期研究，颗粒云岩储层投产初期产量较高，但下降较快，需要配套注水开发。江汉油田在面14区、面22区建立注水试验井组，结合基础研究成果，深化产能、含水、递减、注水受效情况等再认识，厘清颗粒云岩开采特征，有效支撑下一步产建工作。
从发现到拓展，再到规划实施，江汉油田坚定“老区不老”信念，上下合力，集智攻关。油田开发管理部牵头成立颗粒云岩攻关项目组，突出效益为先，集结地质、物探、测井多专业骨干组建攻关团队，重点开展沉积相、岩性、储层及流体等关键环节研究工作，以现场与室内、物探与地质、勘探与开发紧密结合的方式开展基础研究攻关，进一步明确了八面河颗粒云岩勘探有利区及资源潜力。
清河采油厂与科研单位协同作战，做好钻前勘察、安评环评，统筹钻机高效运行，全过程管控施工质量和安全，高效推进颗粒云岩评建工作。
“围绕颗粒云岩储层效益开发，厂院联合攻关，大家不断研究实践，再研究再实践，就像多人实时在线编辑Word文档，修改完马上就能看到结果，不仅大幅提升工作效率，而且推进科研成果与现场应用的螺旋式上升。”江汉油田勘探开发研究院副院长荣焕青说。目前实施的颗粒云岩油藏老井复查工作，阶段投入产出比为1∶2.5，增强了大家效益开发新油藏的信心。
八面河八面来风，新油藏孕育新希望。2022年以来，八面河油田颗粒云岩储层共实施老井复查24井次，初期平均单井日产油3.8吨，累计产油8000余吨，通过潜力摸排，初步预测新增储量超千万吨。
目前，按照“落实一块、评价一块、研究一块”的思路，江汉油田加快滚动评价井及老井复查井实施，推进M22区2024年产建方案编制；深化M120区评价，为2025年建产做准备；稳步推进M4区—M14区研究，拓展阵地，为2026年建产做准备，力争每年产建动用一块、滚评储备一块， 实现五年动用千万吨储量目标，为老油田持续稳产拓展“新版图”。
