松遼盆地朝陽(yáng)溝油田45區(qū)塊扶余油層儲(chǔ)層非均質(zhì)性研究

馬世忠，秦 旗，李朋蕓，王名巍

(1.東北石油大學(xué)，黑龍江大慶 163318;2.大慶油田有限責(zé)任公司井下作業(yè)分公司，黑龍江大慶 163453;3.華北油田勘探開發(fā)研究院，河北任丘 062552)

儲(chǔ)層非均質(zhì)性是指儲(chǔ)層的基本性質(zhì) (巖性、物性、電性及含油氣性等)在三維空間分布上的不均一性［1～5］。儲(chǔ)層非均質(zhì)性的分類方法較多，其中裘亦楠［6］將碎屑巖的儲(chǔ)層非均質(zhì)性劃分為層間、層內(nèi)、平面和孔隙非均質(zhì)性4類，是目前我國(guó)各油田普遍使用的分類方案。描述儲(chǔ)層非均質(zhì)性，主要用非均質(zhì)參數(shù)、儲(chǔ)層參數(shù)及其分布和微觀特征參數(shù)等來表征。為了進(jìn)一步挖掘朝陽(yáng)溝油田45區(qū)塊 (簡(jiǎn)稱朝45區(qū)塊)開發(fā)潛力，有必要對(duì)其儲(chǔ)層的非均質(zhì)性進(jìn)行研究，其中重點(diǎn)是在宏觀上從層內(nèi)非均質(zhì)性、層間非均質(zhì)性及平面非均質(zhì)性等方面來研究?jī)?chǔ)層的非均質(zhì)性;針對(duì)該區(qū)塊儲(chǔ)層非均質(zhì)性強(qiáng)、開發(fā)難度大、油田最終采收率低等問題提出一些建議和措施。

1 研究區(qū)概況

朝45區(qū)塊南塊加密調(diào)整試驗(yàn)區(qū)位于朝陽(yáng)溝油田朝45區(qū)塊南部純油區(qū)內(nèi)，為油田一類區(qū)塊，該區(qū)南、北兩端分別以98排和106排為界，東、西兩端分別以49列和58列為界，全區(qū)總計(jì)218口井，目前井網(wǎng)密度為11口/km2，開采層位為扶余油層，含油面積為2km2，地質(zhì)儲(chǔ)量為184×104t。本區(qū)扶余油層是松遼盆地坳陷中晚期發(fā)育的一套以河控三角洲為主的沉積，其上部發(fā)育三角洲前緣亞相，下部發(fā)育三角洲平原亞相。

2 儲(chǔ)層非均質(zhì)性

2.1 儲(chǔ)層層內(nèi)非均質(zhì)性

層內(nèi)非均質(zhì)性指一個(gè)單砂層內(nèi)粒度和滲透率的韻律性變化，主要表現(xiàn)為由沉積旋回、底部沖刷和粒度變化引起的巖性、物性、電性及含油氣性在垂向上的變化［7，8］;它是控制層內(nèi)剩余油形成和分布的關(guān)鍵地質(zhì)因素。

在巖心觀察描述及單井相分析基礎(chǔ)上，得出結(jié)論:扶余油層發(fā)育三角洲前緣亞相、三角洲平原亞相，儲(chǔ)層砂體以分流河道為主，同時(shí)發(fā)育決口扇、天然堤等沉積微相，其中本區(qū)扶余油層水下分流河道底部滯留沉積以鈣質(zhì)結(jié)核為主［9］，砂體滲透率垂向多為反—正復(fù)合韻律，也常出現(xiàn)正韻律。以下就該區(qū)出現(xiàn)的小層內(nèi)反—正復(fù)合韻律重點(diǎn)加以分析。

2.1.1 典型單砂體層內(nèi)非均質(zhì)性分析

以朝103—檢55取心井FⅠ22小層為例，F(xiàn)Ⅰ22小層代表性微相類型是高彎度分流河道微相，是三角洲前緣的一個(gè)典型的微相類型。物性垂向序列受控于沉積—巖性序列，由現(xiàn)場(chǎng)測(cè)井?dāng)?shù)據(jù)可知，砂體孔滲整體為反—正復(fù)合韻律，是朝45區(qū)塊扶余油層分流河道微相中極其典型的韻律類型，根據(jù)粒度分析，將內(nèi)部分為7個(gè)次級(jí)韻律 (圖1)，孔隙度下部反韻律、上部正韻律，滲透率下部反韻律、上部正韻律，次級(jí)韻律薄夾層從測(cè)井曲線上易識(shí)別。

圖1 FⅠ22小層非均質(zhì)性分析圖Fig.1 Heterogeneity analysis in FⅠ22small layer

在FⅠ22小層內(nèi)部，泥質(zhì)含量呈正—反韻律趨勢(shì)，粉砂含量呈正—反韻律趨勢(shì)，細(xì)砂含量呈正韻律趨勢(shì)，中砂含量呈反—正韻律趨勢(shì);該層下部粒度較細(xì)向上逐漸變粗后又逐漸變細(xì)，滲透率呈反—正韻律趨勢(shì)，與粒度韻律對(duì)應(yīng)較好;但是孔隙度垂向上變化不顯著，該層層內(nèi)非均質(zhì)性強(qiáng)。

2.1.2 單砂體內(nèi)部垂向剩余油分析

由現(xiàn)場(chǎng)給出的有驅(qū)油效率數(shù)據(jù)的5個(gè)樣品可看出 (圖2)，樣品27號(hào)與樣品29號(hào)單砂體內(nèi)滲透率相對(duì)較高，相對(duì)應(yīng)的驅(qū)油效率與水洗強(qiáng)度相對(duì)較大。而整個(gè)小層內(nèi)部水洗程度及剩余油的分布除了受滲透率影響，還受到重力及滲透率韻律的影響。

圖2 朝103—檢55井FⅠ22層內(nèi)含驅(qū)油效率數(shù)據(jù)樣品垂向剩余油分布特征圖Fig.2 Vertical remaining oil distribution map of FⅠ22layer containing oil displacement efficiency of the data sample in Chao103—Jian 55 Well

FⅠ22層內(nèi)滲透率上部呈正韻律、下部呈反韻律，處在上面的正韻律層段滲透率下高上低，因而小層下部吸水好而上部吸水差。注入水大量進(jìn)入油層的下部，并沿下部高滲帶快速突進(jìn)。與此同時(shí)，重力作用又不斷使進(jìn)入上部的注入水下沉，加劇了下部油層的過水流量和水洗程度。而處在下面的反韻律層段滲透率下低上高，這個(gè)層段上部滲透率高吸水多;但由于注入水受重力作用逐漸下滲，使得吸水較少的下部油層水洗得以加強(qiáng)。其結(jié)果使得該層段上下剖面水洗差異降低。綜上所述，小層內(nèi)水洗厚度分布在下部，受非均質(zhì)性控制，預(yù)測(cè)FⅠ22小層剩余油多分布于水下分流河道砂體的頂部。

2.2 層間非均質(zhì)性

儲(chǔ)層的層間非均質(zhì)性:一方面是指儲(chǔ)層縱向上砂體間的物性差異及分布特征;另一方面是指各層組之間泥巖隔層的分布與變化。本區(qū)各層泥巖隔層分布變化規(guī)律不明顯，本文重點(diǎn)研究砂體間的物性差異。層間物性差異包括層間孔隙度和滲透率的差異，層間滲透率差異通常用滲透率級(jí)差、變異系數(shù)、突進(jìn)系數(shù)等參數(shù)表示［10］。層間非均質(zhì)性是造成垂向上層間油氣分布不均、水淹狀況與剩余油分布狀況不同的根本原因。

2.2.1 層間物性差異

研究區(qū)扶余油層各小層垂向上孔隙度相對(duì)變化不大，平均孔隙度在15%以上;滲透率垂向上變化差異極大，其中以FⅠ22、FⅠ32這兩個(gè)小層物性最好，滲透率都在20mD以上，為中孔、低滲儲(chǔ)層，而垂向上相鄰的FⅠ33滲透率驟減，層間物性差異表明，F(xiàn)Ⅰ2、FⅠ3這兩個(gè)小層對(duì)控制油氣聚集的能力較強(qiáng);其余小層平均滲透率基本小于9mD，為中孔、特低滲儲(chǔ)層。FⅡ11小層物性相對(duì)較差，平均孔隙度為13.3%，平均滲透率為4.9mD，受這種中孔、特低滲儲(chǔ)層的影響，可結(jié)合層內(nèi)有效砂巖厚度對(duì)上、下相鄰兩個(gè)小層進(jìn)行分析，判定剩余油層間分布位置 (圖3)。

圖3 朝103—檢55區(qū)塊層間物性分布圖Fig.3 Distribution of interlaminar properties in Chao103—Jian 55 Block

2.2.2 層間非均質(zhì)參數(shù)

由朝45區(qū)塊內(nèi)朝103—檢55井區(qū)、朝85—檢153井區(qū)、朝75—檢117井區(qū)218口井孔滲測(cè)井?dāng)?shù)據(jù)結(jié)果，以及扶余油層層間非均質(zhì)性參數(shù)可知:FⅢ油層組非均質(zhì)性最弱，F(xiàn)Ⅰ油層組非均質(zhì)性相對(duì)較強(qiáng)。FⅠ3、FⅡ3和FⅢ1這3個(gè)小層層內(nèi)非均質(zhì)性較弱，變異系數(shù)最小，主要為席狀砂與河道間砂體沉積;FⅠ5、FⅡ5、FⅢ3和FⅢ4這4個(gè)小層層內(nèi)非均質(zhì)性中等，砂體類型以水下分流河道和河口壩沉積為主，河道砂體頂部與河口壩砂體底部泥質(zhì)沉積發(fā)育較多，導(dǎo)致儲(chǔ)層孔隙度和滲透性有所下降;FⅠ2、FⅠ7這2個(gè)小層非均質(zhì)性較強(qiáng)，砂體類型以河道砂體為主。從各層滲透率變異系數(shù)、突進(jìn)系數(shù)、級(jí)差參數(shù)統(tǒng)計(jì)來看，扶余油層層間非均質(zhì)性較強(qiáng)，各小層自下而上非均質(zhì)性呈弱—強(qiáng)的變化趨勢(shì) (表1)。

表1 朝陽(yáng)溝油層層間非均質(zhì)參數(shù)表Table 1 Heterogeneity between parameters of Chaoyanggou oil layer

綜合層間物性差異與層間非均質(zhì)參數(shù)分析，F(xiàn)Ⅰ2、FⅠ7這兩個(gè)小層滲透率變異系數(shù)都超過了0.8，突進(jìn)系數(shù)較大，且級(jí)差相對(duì)最高。3種參數(shù)控制表明，這兩個(gè)小層非均質(zhì)性最強(qiáng)，剩余油一般富集在非均質(zhì)性相對(duì)較強(qiáng)、物性相對(duì)較差的層位。因此，F(xiàn)Ⅰ2、FⅠ7這兩個(gè)小層是剩余油富集的主要層位，也將是油田今后挖潛的重要層位。

2.3 主力單元平面非均質(zhì)性

平面非均質(zhì)性是由砂體的幾何形態(tài)、規(guī)模、連續(xù)性、孔隙度和滲透率的平面變化所引起的［11］。扶余油層平面砂體及非均質(zhì)性特征主要受控于沉積微相的展布;因此，各小層非均質(zhì)性分布特征基本與沉積微相的平面展布一致，由平面相控可進(jìn)一步確定沉積單元內(nèi)剩余油分布面積;從而可通過容積法計(jì)算地質(zhì)儲(chǔ)量，對(duì)整個(gè)區(qū)塊的剩余油儲(chǔ)量進(jìn)行預(yù)測(cè)與評(píng)價(jià)。

根據(jù)目的層的有效厚度數(shù)據(jù)編制河道相控的有效厚度等值圖(以朝103—檢55井區(qū)FⅠ73小層砂體為例)。

砂體的頂?shù)捉缦薏⒉灰欢▏?yán)格卡死在分層界限內(nèi)，也可能存在交叉的情況，這就需要將砂巖進(jìn)行劈分，最后得到有效砂巖厚度最厚處為10.2m(10C98－60井)，平均厚度為4.56m，高值分布在3～5.2m之間，約為24%;低值分布在0～0.8m之間，約為15%;主要分布在1.2～2.4m之間，約為61%。

圖4中砂巖高值分布區(qū)在10C106－49井、10C106－50井、10C106－52井、10C106－54井等幾處連片狀分布，有沿河道漸變的趨勢(shì)，有效厚度變化受河道控制，連續(xù)性較好。另外，儲(chǔ)層物性直接影響到注入水波及面和波及率，從而控制剩余油在平面上的分布。在注水開發(fā)期間，注入水沿高滲帶形成指進(jìn)，使得高滲帶水洗程度嚴(yán)重，而低滲帶波及程度較小。物性較低的分支水道兩側(cè)注入水難以波及，這種水驅(qū)不均一的現(xiàn)象導(dǎo)致剩余油在平面上分布不均［12］。因此，用以上方法，根據(jù)目的層砂體物性數(shù)據(jù)，刻畫河道相控的滲透率、孔隙度等值線圖，繼而按河道邊界、有效砂巖厚度邊界、滲透條帶邊界初步定性地勾畫出剩余油在該沉積單元的分布邊界，對(duì)指導(dǎo)油田生產(chǎn)過程中剩余油的挖潛與開采起到重要作用。

3 結(jié) 論

(1)本區(qū)扶余油層儲(chǔ)層非均質(zhì)性強(qiáng)，層內(nèi)非均質(zhì)性受沉積相的控制，F(xiàn)Ⅰ油層組三角洲前緣亞相砂體非均質(zhì)性最強(qiáng)，F(xiàn)Ⅱ、FⅢ油層組三角洲平原亞相砂體次之。層間非均質(zhì)程度受物性因素影響，推定FⅠ2、FⅠ7這兩個(gè)小層為剩余油富集的主要層位，建議油田今后挖潛的重點(diǎn)層位由原來的FⅠ5、FⅠ6小層轉(zhuǎn)移到FⅠ2、FⅠ7小層。

圖4 FⅠ73小層有效砂巖相控等值線圖Fig.4 Effective sandstone phased contours figure of FⅠ73small layer

(2)根據(jù)目的層有效砂巖測(cè)井?dāng)?shù)據(jù)、儲(chǔ)層物性數(shù)據(jù)，編制河道相控有效砂巖厚度等值線圖、河道相控滲透率等值線圖、河道相控儲(chǔ)層孔隙度等值線圖，并進(jìn)一步按河道邊界、有效厚度邊界、滲透條帶邊界初步定性地勾畫出剩余油在該沉積單元的分布邊界，可指導(dǎo)油田生產(chǎn)和剩余油的挖潛與開采。

(3)針對(duì)朝陽(yáng)溝油田多為低—中孔、特低滲儲(chǔ)層及儲(chǔ)層非均質(zhì)性強(qiáng)等特征，應(yīng)采取壓裂、防膨及分注措施，通過降低儲(chǔ)層非均質(zhì)性，改善連通性，提高開發(fā)效果。

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