巖性油藏儲(chǔ)層連通性及剩余油分布研究

黃艷梅，徐 莎，屈 宏，王 顯，張景春，黃 帥

（1.中國(guó)石化江蘇油田分公司，江蘇揚(yáng)州225009；2.中國(guó)石油大港油田分公司采油工藝研究院，天津300280；3.西南石油大學(xué)石油與天然氣工程學(xué)院，四川 成都610500；4.中國(guó)石化江蘇油田物資供應(yīng)處，江蘇 揚(yáng)州225009）

黃玨油田區(qū)域構(gòu)造位于高郵凹陷西南，主力含油層系為下第三系垛一段（E2s2）、戴二段（E2d2）及戴一段（E2d1），為被斷層和巖性復(fù)雜化了的構(gòu)造巖性油藏。 根據(jù)構(gòu)造背景、物源方向、沉積環(huán)境等綜合分析，戴南組沉積時(shí)期主要發(fā)育近岸水下扇和扇三角洲沉積體系。 受構(gòu)造背景的控制，不同時(shí)期、不同類型沉積體系的規(guī)模、 大小和控制范圍各不相同，由于黃玨地區(qū)處于高郵凹陷的南部陡坡帶，故形成多物源、短源近流的小規(guī)模沉積體系。 黃玨油田巖性油藏通過(guò)多年開發(fā)，局部井區(qū)暴露出動(dòng)靜態(tài)不匹配的特點(diǎn)，分析認(rèn)為是由于該油藏特殊的沉積體系制約了對(duì)儲(chǔ)層連通性和剩余油分布的認(rèn)識(shí)［1］。因此，綜合靜態(tài)資料，深化局部井區(qū)沉積體系研究，重新完善沉積微相認(rèn)識(shí)，進(jìn)一步明確儲(chǔ)層連通性和剩余油分布模式，將為后續(xù)的挖潛提供依據(jù)［1］。

1 注水開發(fā)效果分析

黃玨油田主力斷塊為黃8和黃88斷塊，其中僅7個(gè)砂體儲(chǔ)層連片發(fā)育，實(shí)現(xiàn)了注采完善，見效井組或油井見效天數(shù)為50～200 d，根據(jù)注采井組分析，注采井距越大，連通性有減小趨勢(shì)，見效天數(shù)有增加趨勢(shì)。 處于扇中水道的油井最先見效，而水道間及水道側(cè)源的油井見效晚，甚至不見效。 從注水開發(fā)效果分析， 局部井區(qū)靜態(tài)認(rèn)識(shí)處于扇中水道的井組，周邊對(duì)應(yīng)多口注水井，但油井一直不見效，暴露出動(dòng)靜態(tài)矛盾大，動(dòng)態(tài)表現(xiàn)出注采未連通特征［2-3］。

黃8 斷塊E2d21層系北部油井普遍見到注水效果，見效后液量為20～40 m3/d，水淹相對(duì)嚴(yán)重，剩余油飽和度低，而南部油井長(zhǎng)期未見注水效果或見效效果差，液量低于10 m3/d，應(yīng)是剩余油富集區(qū)。以黃70 井為例，該井周邊對(duì)應(yīng)4 口注水井：黃10、新黃10、黃16 和黃71 井，但一直低產(chǎn)低液，液量低于3 m3/d，動(dòng)液面在泵口附近，至今未見任何注水效果。

黃88 斷塊油井基本為多向受效，80%左右井組不同程度見到注水效果，而主力砂體E2d12-1黃88-11井組對(duì)應(yīng)3 口生產(chǎn)井， 只有位于其西邊的黃88-4井受效， 另外兩口生產(chǎn)井黃88-10 和黃88-2 井均未見效。

以上兩口未見效井組在原靜態(tài)認(rèn)識(shí)中，注采井間無(wú)斷層和巖性遮擋，原靜態(tài)劃分也表明油水井砂體連通，而動(dòng)態(tài)上黃70 井區(qū)和黃88-10—黃88-2井區(qū)長(zhǎng)期不見效，與其他鄰井區(qū)開發(fā)動(dòng)態(tài)差異大，又表現(xiàn)出儲(chǔ)層連通差或未連通的特征。

2 儲(chǔ)層連通性研究

砂體連通研究按成因主要分構(gòu)造和沉積兩方面，前者主要是斷層或裂縫，后者指砂體在平面和垂向上相互接觸連通［4］。 砂體沉積連通性取決于砂巖體側(cè)向和縱向間相互疊置關(guān)系。 巖性油藏由于其自身成藏特點(diǎn)，其連通性主要受沉積影響，建立正確的對(duì)比模式［5-6］才能分析其井間的砂體連通性，解決動(dòng)靜態(tài)矛盾。

由于陸相環(huán)境下河流相河道頻繁遷移，沉積砂層連續(xù)性差，單河道砂層厚度、物性等屬性橫向變化快，橫向?qū)Ρ入y度大，實(shí)際對(duì)比常存在多解性，看似連片的砂體在實(shí)際沉積環(huán)境中可能屬于不同河道沉積，因河道間的疊置產(chǎn)生了砂體厚度大的連片假象，因此，我們?cè)凇靶貙?duì)比、分級(jí)控制、不同相帶區(qū)別對(duì)待”的單油層對(duì)比基礎(chǔ)上提出“對(duì)、拆、統(tǒng)、驗(yàn)”四步法技術(shù)，以提高砂體連通關(guān)系刻畫的準(zhǔn)確度，為巖性油藏的剩余油認(rèn)識(shí)和流線場(chǎng)調(diào)整等提供依據(jù)。

2.1 地層旋回對(duì)比，劃分砂體組合

沉積巖的旋回性是沉積巖的普遍特性，不同級(jí)次的構(gòu)造作用和沉積作用控制著不同級(jí)次沉積旋回的發(fā)育。 根據(jù)對(duì)各級(jí)次沉積旋回的劃分，將本區(qū)儲(chǔ)層劃分為段、砂層組和油砂體，并將砂層組及大的油砂體進(jìn)一步細(xì)分。 黃玨地區(qū)砂體縱向發(fā)育零散，分散性強(qiáng)，利用沉積旋回對(duì)比法能較好地解決砂體連通性差導(dǎo)致的小層對(duì)比難等問(wèn)題。

2.2 拆分砂體組合，區(qū)分砂體成因

黃玨油田同期旋回出現(xiàn)單層砂和多層砂現(xiàn)象，完鉆井顯示儲(chǔ)層變化復(fù)雜，厚薄變化差異大且無(wú)規(guī)律，反映出沉積期間河道擺動(dòng)劇烈，河道疊置分叉現(xiàn)象普遍。 如黃88-42 和黃88-39 井，砂體直接從一套厚層砂體變?yōu)閮商追指羯绑w（見圖1），說(shuō)明砂體所處的河道不同， 存在局部疊置或改道沉積等，根據(jù)測(cè)井相判斷沉積亞相和微相。

從黃88 斷塊E2d121 號(hào)砂體旋回對(duì)比可以看出，黃88-43 井、黃112 井和黃88-42 井曲線飽滿，呈鐘型或箱型，且砂體沉積連續(xù)，厚度大、整體性強(qiáng)，屬于水下分流河道的主體沉積；黃88-33 井低部砂體泥巖含量則明顯較高，屬于河道側(cè)緣沉積；而黃88-39 井明顯出現(xiàn)夾層，說(shuō)明主體河道在此出現(xiàn)了分叉延伸。

2.3 統(tǒng)計(jì)砂體類型，歸類組合成圖

根據(jù)沉積微相和砂體成因關(guān)系，研究不同情況下多井對(duì)比與砂體連通關(guān)系，通過(guò)對(duì)同旋回砂體的對(duì)比解剖， 以及各單砂體的垂向和平面微相分析，確定黃玨地區(qū)河道連通方式主要有4 種（見圖2），A模式只在局部出現(xiàn)，B、D 兩種模式為主要連通模式， 如黃88 斷塊⑧砂體中部以及黃8 老區(qū)E2d21-2（2）西部；而C 主要出現(xiàn)在黃88 塊的②、⑦等以及黃8塊E2d12-1（3）、E2d21-3（1）等砂體不發(fā)育的時(shí)期。

圖2 黃玨地區(qū)砂體結(jié)構(gòu)模式

根據(jù)以上模式，對(duì)黃88 斷塊E2d12-1拆分出兩期沉積，河道獨(dú)立，寬度基本在200 m 左右。 因兩期間隔短，砂體在縱向上緊靠，之前作為一套沉積，河道疊合后，主河道寬度變大，整體砂體發(fā)育區(qū)變廣，呈現(xiàn)大連片的假象。而實(shí)際上E2d12-1中有兩期沉積，連通性受兩期沉積影響，橫向連續(xù)性受到制約，因此，對(duì)該砂體的兩期沉積進(jìn)行細(xì)化，獲得了修正后的沉積微相圖（見圖3）。

圖3 黃88 斷塊E2d12-1 沉積微相疊合圖及主流線示意

根據(jù)單井測(cè)井資料，對(duì)砂體的孔隙度、滲透率和有效厚度進(jìn)行精細(xì)解剖（見圖4），獲得E2d21-3修正后的沉積微相。

修正后的沉積微相與修正前認(rèn)識(shí)有差異，黃70井與北線形成一個(gè)同級(jí)別的滲透通道，而與東西兩側(cè)相比處于不同的沉積微相。

圖4 黃8 斷塊E2d21-3 孔隙度、滲透率、厚度展布及修正后沉積微相

2.4 動(dòng)態(tài)驗(yàn)證認(rèn)識(shí)，完善砂體展布

修正后的黃88 斷塊E2d12-1沉積微相顯示黃88-42 和黃88-48A 附近砂體連通性好，注采井曲線形態(tài)相似性高，可以判斷基本處于早一期主河道之上，晚期河道只是在其東側(cè)有發(fā)育，故注采效果相對(duì)較好，對(duì)應(yīng)油井分別處于主流線或非主流線方向［7-8］。 而黃88-11 井組對(duì)應(yīng)三口生產(chǎn)井，只有黃88-4 和黃88-11 井處于兩期河道的同相帶之上， 其他兩口井黃88-10 和黃88-2 井處于不同時(shí)期的河道上，故注水受效相對(duì)差（見圖3）。 黃8 斷塊中的黃70 井位于河道間，與注水井黃71、黃16 處于不同的河道內(nèi)，故該井長(zhǎng)期未見到注水效果（見圖4）。

3 剩余油分布研究

黃玨油田砂體連通性按照成因主要受構(gòu)造和沉積兩方面因素控制，結(jié)合實(shí)際油田的典型構(gòu)造形態(tài)和沉積特征，以及連通性沉積因素研究，建立了3種主要典型模型［9-10］，再根據(jù)黃玨油田實(shí)際注采井網(wǎng)和油水井生產(chǎn)動(dòng)態(tài)，模擬到含水60%左右，剩余油和流線分布如圖5～7 所示。

圖5 構(gòu)造控制、邊外注水大砂體及其模型的含油飽和度、流線圖

圖6 構(gòu)造+巖性變化控制砂體及其模型的含油飽和度、流線圖

圖7 物性變化或多期河道控制砂體及其模型的含油飽和度、流線圖

受構(gòu)造控制的砂體， 剩余油主要富集在高部位；受構(gòu)造和巖性控制的砂體，剩余油除富集在高部位，還富集在注水波及不到的邊界部位；受物性變化或多期河道控制的砂體，剩余油最富集，主要是物性差的砂體注水壓力大，接近天然能量開發(fā)。

通過(guò)剩余油模式研究發(fā)現(xiàn)，黃玨巖性油藏砂體受沉積環(huán)境影響后，剩余油富集程度高于構(gòu)造控制砂體，在油田調(diào)整中可篩選出受沉積環(huán)境影響大的砂體作為挖潛的主要對(duì)象，根據(jù)砂體規(guī)模和剩余油富集程度，利用油井側(cè)鉆、砂體內(nèi)部注水等方式進(jìn)行調(diào)整挖潛。

4 結(jié)論

（1）巖性油藏連通性按照成因主要受構(gòu)造和沉積體系影響，黃玨油田砂體沉積連通性主要取決于儲(chǔ)層物性和沉積時(shí)期。

（2）“四步法”可精細(xì)刻畫沉積微相，深化儲(chǔ)層連通性認(rèn)識(shí)，解決“靜態(tài)假性連通”問(wèn)題，為注采井網(wǎng)的部署和調(diào)整提供依據(jù)。

（3）受沉積環(huán)境影響的砂體剩余油富集程度高，是下步挖潛主要對(duì)象，根據(jù)砂體規(guī)模和剩余油分布特點(diǎn)， 可利用油井側(cè)鉆或內(nèi)部注水等方式進(jìn)行挖潛。