沉積微相對岔河集油田剩余油分布的影響

毛 瑜，馮國慶，賴海文，張永平

（1.西南石油大學石油工程學院，四川成都 610500；2.“油氣藏地質(zhì)及開發(fā)工程”國家重點實驗室·西南石油大學；3.中國石油華北油田公司勘探開發(fā)研究院）

岔河集油田位于冀中坳陷的霸縣凹陷西斜坡的岔河集構(gòu)造帶，是一個被斷層復雜化的背斜構(gòu)造，主要儲層為古近系東營組和沙河街組水退期的河流相沉積。岔河集油田從1982年正式投入開發(fā)，目前共有油水井942口，其中油井660口，注水井282口，可采儲量采出程度79.88%，綜合含水75.4%，日注水4298 m3，累積注采比0.75。

由于岔河集油田斷層發(fā)育、儲層平面及縱向非均質(zhì)性強、油層連通差、水驅(qū)控制程度低等地質(zhì)特點，以及經(jīng)過不分層系、多層大套合采、深抽、調(diào)水增油綜合措施的深度治理，油田開發(fā)面臨很多矛盾和問題。隨著“調(diào)水增油”的反復實施，增油效果變得越來越差。剩余油分布的復雜與零散，導致調(diào)整效果難以保障，年自然遞減一直在20%左右，岔河集油田進入了產(chǎn)量快速遞減階段，因此研究其剩余油分布以提高措施的針對性很有必要。

1 微相對儲層的影響

岔河集油田的主要儲層為古近系的東營組和沙河街組一段的河流相沉積。東營組和沙河街組一段的沉積環(huán)境主要是泛濫平原相的辮狀河流相和曲流河相，其中的河道微相是心灘或邊灘微相、河漫灘微相及沼澤微相的沉積。沙一段至東營組的東三段和東一段時期都是棕、紫或棕紅色砂泥巖的河流相沉積。

油層分布與沉積微相有較好的一致性。油層主要分布在河道砂、灘壩和水上沖積扇的辮狀溝槽三種微相，見表1。

表1 不同沉積微相油層分布

通過沉積微相研究與生產(chǎn)動態(tài)結(jié)果相結(jié)合，可以分析相控生產(chǎn)動態(tài)的基本特征，也就是通過開采過程中生產(chǎn)能力和注水過程中吸水能力的大小來反映儲層所處的相帶，二者相輔相成，由此可以定性分析各種微相剩余油分布特征，如根據(jù)河道的展布和沉積韻律可以判斷水淹特征和剩余油的分布情況。

根據(jù)岔39斷塊沉積微相研究，認為東三段為明顯的辮狀河河流相沉積，東二段為辮狀河三角洲沉積，油層主要位于河道微相砂體中，主要的采油層、水淹層也主要為河道微相砂體［1－4］。在43口油井中，地層系數(shù)大于100的河道微相砂體約占80%，產(chǎn)油量大于10 t／d的井約占70%，見表2。

河道微相砂體是主要的吸水層位。岔303井射開28、29、33～37、42等8層，33號層為天然堤砂體不吸水，其余作為河道微相砂體的8層全吸水，除37號層外，其它相對日吸水量均大于10%，占85.7%。

1.1 微相控制水淹層水淹位置

表2 微相產(chǎn)油量統(tǒng)計

對于正韻律油層，一般底部水淹程度較高。岔15－332井鉆遇3個厚度大于或等于4.0m的油層，其中東三段的21、22號層電測解釋為油水同層，21號層現(xiàn)場分析為弱－中水淹，22號層分析為中－強水淹，其剩余油飽和度為16.8%和12.7%；而上部的18號層，厚度為5.2 m，電測解釋為油層，現(xiàn)場分析為未水淹－弱水淹層，剩余油飽和度21.1%。岔39－124井30號層，從巖性上看是上下兩個河床砂體的切割型疊合而成，但其水淹狀況又呈現(xiàn)為多段水淹特點，從下往上反映為強水淹段、強－中水淹段、中－弱水淹段、中－弱水淹段，即底部中下部水淹程度高于頂部。

1.2 微相控制注水見效方向

河道砂體的走向近于東西向的條帶狀，即在東西方向砂體的連通性較好，而在南北方向連通性很差［5］，這種特點明顯影響了注水的見效方向。統(tǒng)計主要的見效方向：東西向、北東向、北西向所占比例分別為52.5%，27.5%和15%。

2 剩余油分布模式

2.1 砂體的中上部

河流相砂體以正韻律為主，韻律中下部巖石結(jié)構(gòu)比較粗，儲層物性好，水驅(qū)效率高，剩余油含量低［3，6］。韻律中上部巖性變細，物性變差，水驅(qū)效果差，為剩余油富集帶。圖1為岔39－134井第4、5號層，為一個河道砂體。根據(jù)硼中子測試結(jié)果分析，砂體下部被水淹，硼中子測試曲線幅度差明顯增大，上部油層未被水淹或弱水淹。

2.2 河道邊部和非河道微相區(qū)

由河道中心向河道邊部過渡，隨著水動力條件減弱，沉積粒級變細，滲透率和水驅(qū)效率降低，剩余油含量高［7－9］。據(jù)數(shù)值模擬結(jié)果，河道中心地帶剩余油飽和度小于30%，邊部剩余油飽和度在50%以上。非河道砂微相是指溢岸沉積的各類微相，其與河道砂類比，巖性細、物性差，水驅(qū)程度低，而剩余油含量高。尤其是和主河道相連接的非河道砂體，注入水沿主河道推進，非河道砂難以受到注入水之波及，因動用程度低而剩余油含量高。東三段Ⅱ油組18小層1砂體（圖2），岔39－3井位于主河道沉積，岔39－102井為漫灘砂，測井解釋剩余油飽和度岔39－102井高于岔39－3井，岔39－3井剩余油飽和度小于10%，岔39－102井剩余油飽和度30%。

2.3 點壩砂體中上部

曲流河凹岸一側(cè)，由側(cè)向加積形成點壩砂，層內(nèi)粒度和滲透率為正韻律的漸變層，并拌有底部沖刷面構(gòu)造形成注入水“天然通道”，向上過渡砂巖粒級逐漸變細，儲層物性變差，在一定注水倍數(shù)條件下，難以波及。根據(jù)對岔河集油田的研究，當油層厚度為4.0m，滲透率級差8倍的正韻律油層，見水時厚度波及系數(shù)僅為27.5%，檢查井資料同樣反映底部強水洗厚度不足油層厚度的1／3。因此中上部水洗強度弱，剩余油含量高。

2.4 層間未動用的非河道砂

多層砂巖油藏含油井段長，砂層層數(shù)多，由不同砂體微相組成。巖石結(jié)構(gòu)和儲層孔隙結(jié)構(gòu)的差異，導致物性參數(shù)，特別是滲透率參數(shù)差異更為明顯，注入水推進的不均一性［8］。因此相對高滲透層的吸水量和水線推進速度，將按滲透率級差的倍數(shù)高于低滲透層，形成單層突進，水驅(qū)效率高，剩余油含量低。層間未動用或動用較差的低滲層，剩余油含量高。據(jù)岔39斷塊啟動生產(chǎn)壓差與油層滲透率關系，若當生產(chǎn)壓差小于10 MPa時，滲透率在60×10－3μm2以下的油層不動用。

通過砂體展布及沉積微相研究其剩余油分布，認為岔39－114井22層雖然解釋為II類油層1.0 m，但其所在砂體地質(zhì)儲量為1.46×104t，累積產(chǎn)油僅為2200 t，分析認為該井有較大的潛力。補射開后，日產(chǎn)液由2 m3增加到17 m3，日產(chǎn)油由1 t增加到10 t，綜合含水由71.2%下降到30%，增油效果明顯。

圖1 岔39－134井硼中子測井水淹特征

圖2 河道邊部和非河道微相區(qū)剩余油分布

3 結(jié)論與認識

（1）根據(jù)對岔河集油田斷塊沉積微相研究可以知道，河道微相砂體是主要的采油、吸水層位；微相的分布控制注水見效方向和水淹位置。

（2）砂體的中上部、河道邊部和非河道微相區(qū)、點壩砂體中－上部和層間未動用的非河道砂是剩余油相對富集區(qū)。根據(jù)剩余油分布規(guī)律可以進行定量研究，為進一步調(diào)整井網(wǎng)加密方案和開發(fā)方案打下基礎。層間非均質(zhì)性形成的剩余油仍然是油藏今后挖潛的主要目標。

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