火燒山油田H3層裂縫發(fā)育特征與剩余油分布關(guān)系

涂 彬，丁祖鵬，劉月田

（中國石油大學石油工程教育部重點實驗室，北京 102249）

火燒山油田H3層裂縫發(fā)育特征與剩余油分布關(guān)系

涂 彬，丁祖鵬，劉月田

（中國石油大學石油工程教育部重點實驗室，北京 102249）

火燒山油藏是準噶爾盆地東部復雜的裂縫性油藏，裂縫分布規(guī)律和滲流機理復雜。油藏開發(fā)初期效果較差，受裂縫影響，注入水運動規(guī)律極難把握，給剩余油的認識帶來較大困難。在分析該油藏裂縫發(fā)育特征和分布規(guī)律的基礎(chǔ)上，結(jié)合裂縫的發(fā)育方向類型以及該區(qū)的成藏模式，得到了裂縫的分布規(guī)律;根據(jù)裂縫與砂巖基質(zhì)的四種組合的水驅(qū)油模式，以及該區(qū)油井的含水上升規(guī)律，利用油藏數(shù)值模擬技術(shù)得出了油藏的剩余油分布規(guī)律。研究認為，火燒山油藏中裂縫的主要影響因素是構(gòu)造作用和巖性變化，其分布為大裂縫發(fā)育區(qū)、微細裂縫發(fā)育區(qū)和裂縫弱發(fā)育區(qū);由于水竄的影響，大裂縫發(fā)育區(qū)內(nèi)的基質(zhì)還存留大量的剩余油;弱裂縫發(fā)育區(qū)中吸水能力差，水驅(qū)油效果差，也存留大量的剩余油。最后通過建立地質(zhì)模型、運用油藏工程分析方法和數(shù)值模擬手段，得到了H3油藏的剩余油分布現(xiàn)狀，為后續(xù)的調(diào)整措施提供了依據(jù)。

滲流機理;裂縫分布;剩余油分布;裂縫油藏;火燒山油田;準噶爾盆地

火燒山油田位于準噶爾盆地東部北緣的克拉美麗山南麓（圖1），含油層系為二疊系平地泉組的中、下部，目前分成4個相對獨立的層系進行開發(fā)，分別是 H2，H3，H14，H244 套開發(fā)層系。其中的H3層油藏為近南北向的背斜構(gòu)造，東翼地層傾角20°左右，西翼地層傾角6°左右。巖性以粗粉砂、細砂為主，少量中砂，分選性差，砂巖百分比較高，平均達70%。平面上該油層的沉積相變化大，砂體呈透鏡狀分布，連通性差［1］。

圖1 火燒山油藏地理位置Fig.1 Location of Huoshaoshan oilfield

火燒山油田H3層自1987年開始投產(chǎn)，1988年轉(zhuǎn)為正式開發(fā)，基本上采用反九點面積注水井網(wǎng)，井距350 m。油藏開發(fā)的前期，含水上升速度較快，在1994年后開始進行綜合調(diào)整，目前油藏含水基本穩(wěn)定在70% ～80%之間，進入中高含水采油期。為進一步提高油藏的開發(fā)效果，需要針對油田的地質(zhì)特征和油田的見水情況，運用多種方法加強對儲層裂縫的研究和預測，并在此基礎(chǔ)上運用多手段分析剩余可采儲量，借助數(shù)值模擬技術(shù)摸清目前的剩余油分布現(xiàn)狀，為該油藏繼續(xù)穩(wěn)產(chǎn)奠定堅實的基礎(chǔ)。

1 裂縫發(fā)育特征及分布規(guī)律

1.1 裂縫研究方法

裂縫評價方法除利用野外相似露頭觀測、巖心觀察等定性方法外，尚有構(gòu)造應力場數(shù)值模擬法、實驗室測定法、微地震測量法、測井評價法、油藏工程動態(tài)分析法、鉆井工程分析法等。研究人員在闡述各種方法基本原理基礎(chǔ)上，充分利用實驗室分析資料、成像及常規(guī)測井資料，遵循巖心刻度成像、成像刻度常規(guī)測井的工作思路，通過“視儲集空間構(gòu)成①王志章，劉月田.火燒山油田H3層精細油藏描述.中國石油大學（北京），2008.”，對H3層各小層裂縫進行定量評價及預測。

1.2 H3油層裂縫類型與方向

H3儲層內(nèi)的裂縫在全區(qū)均有分布，主要發(fā)育在泥質(zhì)粉砂巖、粉砂巖、粉砂質(zhì)泥巖中。根據(jù)裂縫在儲層中的存在形態(tài)分為充填縫、閉合縫、微裂縫、開啟縫、潛在縫五類。此外，H3層的裂縫還可以分為天然裂縫和人工壓裂裂縫，以及由于鉆井、作業(yè)、注水等工藝措施形成的誘導縫。

眾多的研究表明，火燒山油田受多期構(gòu)造應力作用影響，且各期構(gòu)造應力的方向不盡相同，如印支期早期為近東西向，晚期為南北向，燕山晚期為北西西向，因此儲層裂縫是以井點為中心呈“米”字形網(wǎng)絡(luò)分布，南北向、西北向、東北向裂縫在規(guī)模上略占優(yōu)勢，而東西向裂縫不太發(fā)育［2－3］。目前已知的天然裂縫大都是高角度和網(wǎng)狀縫，低角度裂縫不發(fā)育，無論從露頭還是FMI測井資料中都少見。

1.3 H3油藏裂縫發(fā)育影響因素

影響H3儲層裂縫發(fā)育的因素主要有4種，分別是構(gòu)造、巖性、沉積相和地層厚度。

前人的研究表明，H3油藏裂縫發(fā)育程度與構(gòu)造位置密切相關(guān)［2］，在背斜構(gòu)造核部及軸線附近，裂縫延伸較遠，以大裂縫為主，而在轉(zhuǎn)折端裂縫開度較?。?］，延伸長度變小。例如，油藏的東北區(qū)域位于背斜下傾部位的轉(zhuǎn)折部位，是H3油藏中大裂縫發(fā)育的區(qū)域。

同時，裂縫密度與巖性也密切相關(guān)［5－6］，裂縫密度從粉砂巖、細砂巖、中砂巖、含礫砂巖、泥巖到礫巖依次降低，但裂縫的規(guī)模正好相反。本區(qū)的物源來自北東和北西兩個方向，而以北東方向的物源為主，因此油藏東北部的沉積物顆粒相對較粗一些，使得該區(qū)域的裂縫規(guī)模較大，但裂縫密度較小。

另外，由于H3層的沉積相以三角洲前緣水下分流河道、分流河道間為主，并發(fā)育濱湖砂坪微相［7］，巖石相對較細，但油藏的北部區(qū)域的沉積相以河道沉積為主，巖層較厚，裂縫間距較大。H3油藏中隨著巖層層厚增大，裂縫的間距增大，而密度降低［8］。

從大地構(gòu)造演化和巖石力學性質(zhì)分析，火燒山油藏屬于單期成藏模式［7］，但受多期構(gòu)造應力影響［2，8］，因此構(gòu)造作用和巖性變化是影響裂縫發(fā)育和分布的重要因素。

1.4 火燒山油田H3油藏裂縫分布特征

從圖2中可以看出，H3油藏的裂縫在平面上具有比較明顯的分區(qū)性。油藏的東北部區(qū)域是以大裂縫為主的裂縫發(fā)育區(qū)。該區(qū)域在構(gòu)造上屬于背斜的傾沒端，在兩條小斷層的附近，是應力集中區(qū)域，裂縫比較發(fā)育。另外，由于H3油藏的物源方向來自于北東方向和北西方向［4］，以北東方向為主，因此該區(qū)域的砂層比較厚，巖石的粒徑比較粗，地層容易形成大的裂縫。

油藏的西南部區(qū)域是以微細裂縫為主的裂縫發(fā)育區(qū)，該區(qū)域附近同樣也存在兩條小斷層，但巖石粒徑相對較細，因此雖然是裂縫較發(fā)育，但以中小裂縫為主。

油藏的東南部區(qū)域?qū)儆诒承钡淖罡呶恢?，該區(qū)域不屬于河流的主體部分，因此砂層比較薄，從而該區(qū)的裂縫不夠發(fā)育，以普通砂巖沉積為主，屬于典型的低滲區(qū)域。

2 裂縫與基質(zhì)滲流規(guī)律

由于“米”字形裂縫發(fā)育，地層內(nèi)形成網(wǎng)狀裂縫，H3油藏中流體滲流沒有明顯的方向性，影響滲流的主要因素是裂縫和基質(zhì)中的流體交換。但實驗表明，該油藏中巖石的自然滲吸驅(qū)油能力不強［5］，主要原因是油分子與巖石固體分子之間的吸附作用會在巖石固體表面上形成一定厚度的油膜;同時，火燒山油田中基質(zhì)巖石中的滲流孔喉半徑比較小，當孔道半徑剛好等于或小于吸附層厚度時，會因吸附膜堵塞而失去流通通道作用，導致水分子較難克服巖心的末端效應滲入微細孔道中，或者即使能滲入微細孔道中，毛管壓力梯度也不足以使具有反常的力學性質(zhì)和很高的抗剪切能力的油膜產(chǎn)生流動。

通常，裂縫性砂巖油藏中一般存在4種主要的水驅(qū)油方式［9－13］，這4 種方式在 H3油藏中均有存在。

2.1 裂縫滲流

在H3油藏大裂縫發(fā)育的區(qū)域中，由于流體在裂縫中的滲流能力遠遠超過基質(zhì)，裂縫成為實際唯一的水驅(qū)油通道。在這些區(qū)域中，裂縫本身驅(qū)油效率極低，大量的剩余油殘留在孔隙介質(zhì)中，由于液體的水鎖作用，這些剩余油很難開發(fā)出來（圖3a）。這種滲流現(xiàn)象在油藏的東北區(qū)域很常見，在經(jīng)過了近20年的生產(chǎn)后，該區(qū)域的油井含水都相當高，但地層中還留有大量的剩余油儲量。

2.2 裂縫－部分基質(zhì)孔隙滲流

圖2 H3油藏裂縫分區(qū)示意圖Fig.2 Distribution of the fracture zones in H3oil reservoir

在裂縫較發(fā)育，且裂縫的滲透率較大于基質(zhì)滲透率的情況下，油水主要在裂縫中滲流，當壓力提高時，注入水會沿垂直于裂縫走向的方向從裂縫兩側(cè)進入孔隙介質(zhì)驅(qū)油，但波及面積不大（圖3b），此時基質(zhì)孔隙中仍有大面積的殘余油，裂縫中有少量的殘余油滴。

2.3 雙重介質(zhì)滲流

主要發(fā)育微細裂縫，且縫與縫間的直接連通較少，基質(zhì)的滲流作用較大，流體既能在裂縫中滲流，也能在基質(zhì)中滲流（圖3c）。此時，注入水同時進入孔隙介質(zhì)及裂縫驅(qū)油。

圖3 裂縫與基質(zhì)滲流模式示意圖Fig.3 Sketch map showing water/oil displacement patterns between matrix and fracture

最終驅(qū)油效率較高，大量的殘余油滴仍是注入水繞流形成，但孔隙介質(zhì)與裂縫中都有殘余油滴。這種滲流形式在油藏的西南部很常見，油藏經(jīng)過20多年的生產(chǎn)，區(qū)域內(nèi)的油井含水都比較低。由于油層較厚，微細裂縫發(fā)育，注水利用率較高，該區(qū)仍存有大量的剩余油。

2.4 基質(zhì)滲流

和我國大多數(shù)的陸相砂巖油田一樣，在H3油藏中也存在裂縫不發(fā)育的區(qū)域，此時流體只能在基質(zhì)中滲流（圖3d），由于基質(zhì)的滲透率比較低，導致油井的產(chǎn)能不足，區(qū)域會存留大量未驅(qū)替的剩余油［14］。

3 剩余油分布

采用Petrel軟件建立地質(zhì)模型，用Eclipse軟件進行數(shù)值模擬工作，對在H3油藏生產(chǎn)過的近200口井進行歷史擬合，得到了油藏的剩余油分布（圖4），從圖中我們可以看出剩余油的分布特點。

3.1 剩余油平面分布特征

影響剩余油分布的因素很多，取決于注入水的侵入速度、注采井網(wǎng)完善程度和儲層微構(gòu)造、沉積微相以及滲透率分布等，井網(wǎng)和注水狀況決定了剩余油的分布范圍，微構(gòu)造、沉積微相以及滲透率等決定了剩余油的分布位置。而在H3油藏，裂縫的分布是影響該區(qū)剩余油最重要的影響因素。

由于沉積相直接影響了裂縫的分布，如分流河道中裂縫相對比較發(fā)育，因此在平面上位于河道上、或距離河道比較近的的區(qū)域剩余油較少，而遠離河道的區(qū)域剩余油比較多。

雖然裂縫強發(fā)育的高滲透區(qū)塊油井的含水都比較高，反映出嚴重的水淹程度，但實際基質(zhì)中的剩余油飽和度比較高。相反，在以中小裂縫發(fā)育為主的區(qū)域，由于水驅(qū)前緣運動速度比較慢，油井見水相對比較晚，但油井見水之后，油水兩相區(qū)中基質(zhì)部分的剩余油飽和度相對較低。從剩余油豐度分布圖中可以看出，在背斜的北部區(qū)域，由于靠近斷層，且油層比較厚，主要發(fā)育大裂縫，導致在開發(fā)中后期還留存有大量的剩余油儲量。

在油藏的東南部分，由于注采井網(wǎng)不完善，采油井多而注水井少，再加上該部分區(qū)域的主要發(fā)育的是微細裂縫，油井很少出現(xiàn)暴性水淹，因此剩余油飽和度較高，剩余油主要是未波及型剩余油。

3.2 剩余油縱向分布特征

從已有資料分析，H3油藏的縱向非均質(zhì)性并不明顯，因此沒有發(fā)現(xiàn)明顯的水淹層，且由于裂縫的貫通，縱向上各層之間存在不同程度的流體交換，也使得油井縱向上各層的剩余油飽和度比較接近，而剩余油豐度的區(qū)別則是由于有效厚度等不同而引起的［15］。

3.3 裂縫類型和剩余油分布的關(guān)系

根據(jù)以上的分析，我們可以了解火燒山油田裂縫類型和剩余油分布的關(guān)系。首先，大裂縫區(qū)域，由于主要是裂縫滲流，基質(zhì)和裂縫的流體交換不活躍，裂縫系統(tǒng)基本全部水淹，但基質(zhì)系統(tǒng)存留大量剩余油。

在大裂縫發(fā)育區(qū)域中，存在一部分裂縫－部分基質(zhì)孔隙滲流，例如，在H1258井區(qū)附近，由于基質(zhì)和裂縫的流體交換比較順暢，裂縫系統(tǒng)水淹的同時，基質(zhì)系統(tǒng)的剩余油還比較豐富。

在微細裂縫發(fā)育區(qū)域中，主要是雙重介質(zhì)滲流，基質(zhì)和裂縫的流體交換活躍，水驅(qū)效果較好，基質(zhì)系統(tǒng)和裂縫系統(tǒng)的剩余油基本相同，都相對比較少;在裂縫不發(fā)育區(qū)域，以基質(zhì)滲流為主，滲透率比較低，存在大量的剩余油。

圖4 H3油藏剩余油豐度分布Fig.4 Distribution of remaining oil in H3oil reservoir

4 剩余油潛力分析及挖潛方向

剩余油飽和度較高的區(qū)域，不一定剩余儲量大。而剩余儲量大的區(qū)域，有可能剩余油飽和度較低，水淹較嚴重。綜合考慮剩余油飽和度與剩余儲量富集區(qū)分布，可在構(gòu)造高部位，大裂縫發(fā)育區(qū)挖潛剩余油，另外在非主流線的井間等剩余油豐度也較高的區(qū)域進行挖潛。

從平面上看，H3層的剩余油最富集的區(qū)域在油藏東北部的H1285—H1329—H1283—H2301井區(qū)，剩余油儲量豐度可達150×104t/km2;其次在油藏西南部的H1248—H1293—H1232—H1295井區(qū)，剩余油儲量豐度可達140×104t/km2;第三個區(qū)域在油藏中部的 H1292—H1336—H1308—H1339井區(qū)，剩余油儲量豐度達到120×104t/km2;最后一個潛力區(qū)在油藏東南部的H2306—H1383—H2308—H2318井區(qū)，剩余油儲量豐度可達90×104t/km2。

從垂向上看，H2（2）3層剩余可采地質(zhì)儲量最多，剩余油儲量豐度最高，H2（1）3層剩余油儲量次之，然后是H33層，剩余油儲量更低的層位依次為H1（3）3層、H1（2）3層和H1（1）3層。

5 結(jié)論

1）火燒山油田H3油藏是復雜裂縫性油藏，各種類型的裂縫均有發(fā)育，其中以高角度縫為主。

2）裂縫的發(fā)育程度和構(gòu)造、沉積相以及巖石類型等密切相關(guān)，導致平面上裂縫發(fā)育分區(qū)性明顯，基本可以分成3種類型的裂縫分布區(qū)域。

3）影響油藏剩余油分布最重要的因素是裂縫分布，其次是井網(wǎng)和注采關(guān)系。油藏的剩余油主要在4個小的區(qū)域中，其中大裂縫發(fā)育的油藏東北部區(qū)域剩余油儲量最多，潛力最大，但油井含水較高。

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Correlation of remaining oil distribution and fracture development in H3reservoir of Huoshaoshan oilfield

Tu Bin，Ding Zupeng and Liu Yuetian

（MOE Key Laboratory of Petroleum Engineering，China University of Petroleum，Beijing102249，China）

Located in the eastern Junggar Basin，the Huoshaoshan oil reservoir is characterized by complex fracture distribution and percolation mechanism.Due to the complexity of fractures，the effect of development was poor at the very beginning，the flow pattern of injected water is hard to understand，and the remaining oil distribution is difficult to predict.Based on analysis of the characters and orientation of the fractures and the reservoir-forming patterns，we understood the distribution of the fractures in the reservoir.According to the water/oil displacement patterns of four matrix-fracture combinations and in combination with the change of water cut of oil wells，we predicted remaining oil distribution in the reservoir through numerical simulation.It is concluded that tectonization and lithological change are the two major factors influencing three fracture development zones，including macro fracture zone，micro fracture zone and matrix zone.There are lots of remaining oil both in the macro fracture zone due to water channeling and in the matrix zone due to poor waterflooding efficiency.The remaining oil distribution is predicted through geologic modeling，reservoir engineering analysis and numerical simulation，laying a basis for reservoir adjustment in near future

percolation mechanism，fracture distribution，remaining oil distribution，fractured reservoir，Huoshaoshan oilfield，Junggar Basin

TE321

A

0253－9985（2011）02－0229－07

2010－12－24。

涂彬（1974—），男，博士、講師，油氣田開發(fā)工程。

國家科技重大專項（2009ZX05009）。

（編輯 董 立）