扶余油田西5-8區(qū)塊單砂體的精細(xì)刻畫

吳海俊， 付美龍， 魯 寧， 張修林， 雷云海， 劉玉玲

(1長江大學(xué)石油工程學(xué)院 2中國石油吉林油田公司)

一、扶余油田西5-8區(qū)塊開發(fā)概況

扶余油田西5-8區(qū)塊在1962年10月投入開發(fā)到2012年10月區(qū)塊經(jīng)歷了三次大規(guī)模加密調(diào)整。經(jīng)過多年的注水開發(fā),西5-8區(qū)塊已經(jīng)進(jìn)入高含水開采階段。注入水改變了儲集層中油水分布的初始狀態(tài),也影響儲集層孔隙結(jié)構(gòu)和流體性質(zhì),使其非均質(zhì)性愈加嚴(yán)重,油水分布更復(fù)雜,將油層組、小層作為儲集層研究單元已無法滿足生產(chǎn)需要。后期研究儲集層的單砂體將成為重點(diǎn),單砂體的層次劃分、平面識別、沉積成因分析及單砂體與剩余油關(guān)系是研究的關(guān)鍵。因?yàn)閱紊绑w的三維空間展布對油田后期補(bǔ)鉆加密調(diào)整井、分層注水及進(jìn)一步開采剩余油具有十分積極的意義[1]。因此，單砂體刻畫成果可為復(fù)雜的剩余油分布找到了理論根據(jù)，有效的提高注水驅(qū)油效率。

二、單砂體精細(xì)刻畫的原則與方法

單砂體是指自身垂向上和平面上都連續(xù)，但與上、下砂體間有泥巖或不滲透夾層分隔的砂體。扶余油層細(xì)分后的小層實(shí)質(zhì)上還是不同沉積成因的單砂體組合。

1. 單砂體劃分原則

扶余油田泉四段主要為三角洲分流河道沉積，根據(jù)不同的巖性組合、外部形態(tài)、內(nèi)部沉積結(jié)構(gòu)、界面的性質(zhì)和剖面特征，進(jìn)行研究區(qū)內(nèi)單砂體剖面和平面分布特征的研究，并按照以下基本原則：①儲層厚度大于0.5 m；②泥質(zhì)含量小于40%；③同一砂體內(nèi)部，夾層厚度小于0.5 m；④單砂體在垂直流向的方向上呈現(xiàn)頂平底凸的透鏡狀[2]。

2. 單砂體劃分方法

劃分單砂體本質(zhì)就是對分流河道和水下分流河道形成的復(fù)合河道砂體進(jìn)行單一期次河道砂體識別。單砂體劃分是以沉積間斷面為依據(jù)進(jìn)行劃分單砂體。沉積間斷面是指在縱向沉積層序中，一期連續(xù)穩(wěn)定沉積結(jié)束到下一期連續(xù)穩(wěn)定沉積開始之間形成的不同于上、下鄰層的特征巖性。主要包含3種類型：泥質(zhì)夾層、鈣質(zhì)層、物性夾層或均一疊加砂巖電測曲線突變層[3-5]。

三、單砂體剖面展布特征研究

在之前研究基礎(chǔ)上，對西5-8區(qū)內(nèi)353口井進(jìn)行了單砂體劃分，共劃分40個單砂體，每個小層劃分2個單砂體，扶余油層單砂體平均厚度2.6 m。

單砂體單元在剖面上的分布主要受沉積作用的控制，如水動力能量的強(qiáng)弱等。泉四段從第3小層到第13小層分支河道微相與前緣亞相水下分支河道微相十分發(fā)育，河道交織分叉明顯，河道砂體全區(qū)廣布，相互切割疊加形成大面積的復(fù)合河道，且平面連通性較好[6-7]。因此，在單砂體精細(xì)劃分的基礎(chǔ)上，根據(jù)巖性、測井曲線特征，充分考慮沉積構(gòu)造和油氣水的組合關(guān)系，開展單砂體剖面展布特征研究。綜合文獻(xiàn)和調(diào)研分析得到，砂體縱向形態(tài)頂平底凸，南北向剖面連通性相對較好，延伸范圍廣；東西向橫向上砂體連續(xù)性相對較差。砂體連續(xù)性最好的為13.1、13.2、11.1、11.2、9.1、9.2、7.1、7.2、6.1、6.2、4.1、4.2，寬度在100～500 m，厚度1～8.6 m，平均厚度在2.5～3.8 m。3.1、3.2、8.2、10.1、10.2、12.1、12.2砂體連通性相對較好，寬度在60～450 m，厚度在0.5～7.2 m，平均厚度在2.4～2.8 m，1、2小層內(nèi)單砂體連續(xù)性最差，多呈孤立狀分布寬度在100 m左右，厚度為2～3 m。

單砂體剖面上，各砂體及砂體內(nèi)部組合特征明顯。在垂向疊加與河道平面接觸關(guān)系中主要有四種模式：孤立式、對接式、切疊式、疊加式[8-9]。扶余油層的1、2小層是以孤立式為主，3～13小層是以切、疊式為主，對接式次之、孤立式較少。

四、剩余油及其控制因素研究

1. 主力砂體厚度

單砂體研究結(jié)果顯示，西5-8區(qū)塊主力層各單砂體厚度基本一致，平均在3 m左右。研究各單砂體的水洗厚度，以此指導(dǎo)各單砂體剩余油分布研究，與2003～2006年調(diào)整井對比，目前各單砂體水洗厚度增加，水淹加重。

2. 主力單砂體水洗厚度研究

與2003年對比，西5-8區(qū)塊經(jīng)過三次大規(guī)模調(diào)整的注水開發(fā)，各單砂體水洗厚度普遍增大，平均水洗厚度增加0.4 m，油層剩余油呈下降趨勢(圖1)。

圖1 西5-8區(qū)塊主力油層水洗厚度對比圖

3. 井點(diǎn)剩余油控制因素研究

綜合單砂體研究結(jié)果及剩余油的平面展布關(guān)系，研究近井距2口井之間的井間砂體變化與剩余油分布關(guān)系，能夠看出井點(diǎn)上的剩余油變化主要受單砂體的發(fā)育及變化影響。

3.1 受區(qū)域內(nèi)單砂體平面發(fā)育狀況控制

新水井XS+11-12.1與新水井XS+11-11.2相距30 m，XS+11-11.2與X11-11.2相距30 m，XS+11-11.2與老水井X11-11.21相距100 m。區(qū)域內(nèi)新井XS+11-12.1井4.2單砂體發(fā)育，剩余油比較好。右側(cè)相鄰30 m新水井XS+11-11.2井4.2單砂體不發(fā)育，以及右側(cè)三口井均不發(fā)育，XS+11-12.1井4.2剩余油富集，主要受平面單砂體平面發(fā)育控制，結(jié)果見圖2。

圖2 西XS+11-12.1 XS+11-11.2 X11-11.2 X11-11.21井4.2砂體變化圖

3.2 受區(qū)域內(nèi)單砂體平面巖性變化控制

兩口井相距30 m，11.2單砂體平面展布差異不大，屬于同一相帶；厚度上差異不明顯，XS+13-7.2井單砂體厚度為3.2 m，XS+13-8.2井11.2單砂體厚度為3.1 m，見圖3。

縱向上，西側(cè)水井XS+13-7.2井11.2處于巖性好的部位，X+13-8.2井11.2單砂體處于巖性變差部位，老水井X+13-8.2水井雖然注水多年，但11.2單砂體巖性從X+13-8.2區(qū)域向XS+13-7.2區(qū)域是越來越差的，該方向受注水作用相對較弱，正是XS+13-7.2井11.2層目前水洗相對較弱、剩余油仍較富集的主要原因。

3.3 受區(qū)域砂體縱向韻律變化控制

老注水井X+15-7.2與2014年其東側(cè)新加密的一口注水井XS+15-6.1，兩井相距100 m；10小層含兩個單砂體，11.1、11.2，10小層在區(qū)域內(nèi)縱向表現(xiàn)明顯的正韻律，即11.1單砂體巖性普遍較11.2差；X+15-7.2老水井自2003年1月投注以來一直注水，注水層段為8～10，含水10小層，從新水井上部與下部剩余油差異明顯反應(yīng)出，11.1巖性差吸水相對較弱，11.2巖性好吸水較強(qiáng)，是新水井XS+15-6.1剩余油明顯好于11.2的主要原因，見圖4。

圖3 XS+13-7.2 X+13-8.2井11.2單砂體縱向剖面連通圖

圖4 X+15-7.2 XS+15-6.1等部分井區(qū)單砂體縱向巖性變化圖

4. 平面剩余油控制因素研究

根據(jù)井點(diǎn)剩余油研究成果，形成各單砂體平面剩余油分布形態(tài)，可以得到主力砂體9.2、11.1、13.1、20.1、20.2剩余油較富集，平面分布無明顯的規(guī)律性，主要受井網(wǎng)不完善及構(gòu)造控制的影響。

5. 縱向剩余油控制因素研究

根據(jù)各單砂體量化剩余油研究，歷史上主力砂體剩余油富集，目前主力砂體剩余油仍較富集，如4.1、4.2、7.1、7.2、9.1、9.2、11.1、11.2、13.1、13.2等單砂體原始含油飽和度與2003～2006年含油飽和度對比，平均下降5%下降幅度不大。

五、結(jié)論

(1)扶余油田單砂體剖面展布特征表明砂體縱向形態(tài)頂平底凸，南北向剖面連通性相對較好，延伸范圍廣，東西向橫向上砂體的連續(xù)性相對較差。

(2)扶余油田各單砂體的水洗厚度與2003～2006年調(diào)整井對比，目前各單砂體水洗厚度增加，水淹加重。

(3)從近井距的井間砂體變化與剩余油分布關(guān)系，能夠看出井點(diǎn)上的剩余油變化主要受單砂體的發(fā)育及變化影響較強(qiáng)。

(4)主力砂體9.2、11.1、13.1、20.1、20.2剩余油較富集，其平面分布無明顯的規(guī)律性，主要受井網(wǎng)不完善及構(gòu)造影響明顯。

(5)各單砂體量化剩余油研究表明主力砂體剩余油仍較富集，與2003～2006年對比，平均下降5%。

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