吳起長(zhǎng)2油藏單砂體刻畫(huà)及剩余油挖潛方向

陳 晨，張 維，王文剛，楊偉華，朱文劍

（中國(guó)石油長(zhǎng)慶油田分公司第九采油廠，寧夏銀川 750006）

單砂體是指在平面上及垂向上都分布連續(xù)，但是在相鄰單砂體之間存在明顯泥巖或非滲透性隔夾層的單一砂體[1]。在評(píng)價(jià)儲(chǔ)層非均質(zhì)性變化過(guò)程中，通過(guò)精細(xì)刻畫(huà)主力層單砂體及其內(nèi)部構(gòu)型單元，明確單砂體的接觸關(guān)系及連通性[2]。精細(xì)刻畫(huà)后進(jìn)一步完善單砂體級(jí)別注采對(duì)應(yīng)關(guān)系，提高水驅(qū)動(dòng)用程度是中后期提高采收率的重要途徑之一[3-5]。通過(guò)精細(xì)刻畫(huà)沉積微相構(gòu)型單元來(lái)優(yōu)選分流河道側(cè)翼砂體，利用相帶構(gòu)型間滲流差異即相控剩余油挖潛技術(shù)是當(dāng)今單砂體級(jí)別剩余油措施挖潛的主要方向[6]。本次論文動(dòng)靜結(jié)合識(shí)別單砂體構(gòu)型，明確單砂體空間展布規(guī)律，分析剩余油類型并提出下步挖潛措施。

1 研究區(qū)概況

研究區(qū)吳起長(zhǎng)2油藏以三角洲分流河道砂體沉積為主，主河道改道頻繁砂體展布較為廣泛，平面砂體分布厚薄相間。長(zhǎng)2油藏儲(chǔ)層非均質(zhì)性較強(qiáng)從而導(dǎo)致砂體間連通性較差，且儲(chǔ)量豐度低，縱向油水未完全分異。油藏原始地層壓力較低，地層初始能量較弱。儲(chǔ)層潤(rùn)濕性基本表現(xiàn)為親水，油藏高水飽測(cè)井解釋多為油水同層。區(qū)域上吳起長(zhǎng)2油藏主要受微構(gòu)造及巖性雙重因素控制作用，油藏類型為邊底水驅(qū)動(dòng)的巖性-構(gòu)造油藏。油藏原始地層壓力為11.3 MPa，油藏飽和壓力5.16 MPa。目前油藏水驅(qū)動(dòng)用程度低局部油藏遞減大，層內(nèi)非均質(zhì)性強(qiáng)剩余油挖潛難度大。

2 單砂體精細(xì)刻畫(huà)

2.1 單砂體劃分

本次論文單砂體劃分是在前期小層精細(xì)劃分對(duì)比基礎(chǔ)上進(jìn)行的，結(jié)合油田取心井巖心觀察及細(xì)分各小層沉積微相、單砂體幾何形態(tài)、沉積構(gòu)造特征、測(cè)井巖電響應(yīng)，識(shí)別砂體間沉積結(jié)構(gòu)界面，將研究區(qū)長(zhǎng)2主力層段長(zhǎng)222～長(zhǎng)232四個(gè)小層共劃分12個(gè)單砂體。

2.2 單砂體識(shí)別

2.2.1 單砂體垂向識(shí)別

2.2.1.1 野外露頭及巖心觀察 通過(guò)調(diào)研大量單砂體的相關(guān)文獻(xiàn)，實(shí)地野外露頭剖面考察并結(jié)合現(xiàn)場(chǎng)巖心觀察，明確單砂體之間接觸模式，在此基礎(chǔ)上指導(dǎo)單砂體的精細(xì)刻畫(huà)（見(jiàn)圖1）。

2.2.1.2 測(cè)井響應(yīng)特征 縱向上依據(jù)沉積界面在測(cè)井上的巖電響應(yīng)特征來(lái)識(shí)別和劃分單砂體個(gè)數(shù)。

泥質(zhì)夾層：主要分布在小層之間，局部井點(diǎn)單砂體內(nèi)部也存在穩(wěn)定泥巖夾層。在測(cè)井曲線形態(tài)上自然伽馬及自然電位曲線多表現(xiàn)為明顯靠近泥巖基線，聲波時(shí)差表現(xiàn)為相對(duì)較低值，雙側(cè)向電阻率曲線多表現(xiàn)為低幅度值。

圖1 鄂爾多期盆地長(zhǎng)2油層組延河剖面單砂體劃分

物性?shī)A層：厚度在1～2 m，巖石類型多以細(xì)粉砂巖為主。儲(chǔ)層表現(xiàn)致密，測(cè)井曲線響應(yīng)表現(xiàn)為自然伽馬、自然電位曲線存在明顯回返特征，聲波時(shí)差及電阻率多為中-高值。

鈣質(zhì)夾層：厚度在0.1～1 m，巖石類型以鈣質(zhì)細(xì)砂巖為主，膠結(jié)致密吸水性差，縱向上分布較廣，一般發(fā)育在兩期河道的交界面處或單期河道內(nèi)部。測(cè)井曲線響應(yīng)特征多表現(xiàn)為聲波時(shí)差低值、高電阻率等特點(diǎn)。

依據(jù)巖心觀察及測(cè)井資料識(shí)別河道砂體沉積結(jié)構(gòu)界面，在沉積模式指導(dǎo)下借鑒延河剖面觀察，綜合分析研究區(qū)全部井組單砂體間接觸關(guān)系，在縱向上將單砂體之間疊置關(guān)系劃分為分離式、疊加式、切疊式三種模式（見(jiàn)圖2）。切疊式：底沖刷界面明顯，由于晚期河道流速過(guò)大對(duì)前期沉積河道沉積物沖刷所形成的沉積界面，測(cè)井形態(tài)上SP、GR有明顯臺(tái)階，響應(yīng)特征明顯。疊加式：兩期砂體之間存在物性?shī)A層，測(cè)井曲線形態(tài)上GR、SP曲線微異常偏向泥巖基線，AC低。分離式：在兩期單砂體之間存在著明顯泥巖或泥質(zhì)夾層，測(cè)井曲線響應(yīng)特征明顯，表現(xiàn)為GR、SP靠近泥巖基線處，低RT高AC特點(diǎn)。

2.2.2 單砂體側(cè)向識(shí)別 在沉積微相構(gòu)型單元研究的基礎(chǔ)上，根據(jù)單砂體不同測(cè)井曲線形態(tài)的變化、河道砂體間頂面高程差以及砂體間側(cè)向疊加方式等來(lái)識(shí)別單河道展布規(guī)模。

2.2.2.1 測(cè)井曲線形態(tài)變化 處于不同時(shí)期的分流河道在水動(dòng)力作用強(qiáng)弱、地形等沉積因素上存在較大差異，導(dǎo)致測(cè)井曲線形態(tài)的響應(yīng)特征也明顯不同。如：新37-05井、新36-05井所對(duì)應(yīng)砂體曲線形態(tài)為箱型，是典型的主河道位置，水動(dòng)力較強(qiáng)，西側(cè)新35-05井所對(duì)應(yīng)曲線形態(tài)為明顯的鐘型，水動(dòng)力是逐漸減弱。只有處于不同河道內(nèi)的砂體，兩單河道之間水動(dòng)力相對(duì)較弱特征，進(jìn)一步依據(jù)河道規(guī)模及河道擺動(dòng)特征，進(jìn)行側(cè)向河道的識(shí)別。

2.2.2.2 單砂體河道砂體之間存在頂面高程差異 同一時(shí)期河道沉積其砂體頂面距離穩(wěn)定標(biāo)志層應(yīng)大致相等，如果單砂體頂面存在明顯高程差異說(shuō)明井間為兩期次單河道分界。如：新38-05井、新39-05井所對(duì)應(yīng)單砂體測(cè)井曲線形態(tài)相似，沉積微相均為分流河道沉積，但是河道砂體頂面高程存在較大差異，表明兩口井分流河道砂體為兩個(gè)單獨(dú)沉積期次砂體。

2.2.2.3 砂體側(cè)向疊加“厚-薄-厚”特征 單一分流河道通常為透鏡狀表現(xiàn)在剖面上厚度為“中間厚兩邊薄”的特點(diǎn)，如果在同一沉積單元內(nèi)井間河道砂體厚度變化連續(xù)出現(xiàn)“厚-薄-厚”的變化特征，其向兩側(cè)“由薄變厚”的位置可作為分流河道的界線。

綜合識(shí)別研究區(qū)長(zhǎng)2油藏單砂體側(cè)向上接觸關(guān)系，劃分為以下四種接觸模式：替代式接觸、側(cè)切式接觸、對(duì)接式接觸以及間灣接觸（見(jiàn)圖3）。

2.3 單砂體幾何形態(tài)

2.3.1 單砂體規(guī)模 借鑒延河剖面野外露頭單砂體觀察及其對(duì)單砂體的規(guī)模范圍的認(rèn)識(shí)基礎(chǔ)上，針對(duì)單砂體河道寬度及厚度的綜合認(rèn)識(shí)來(lái)判斷河道規(guī)模參數(shù)。

圖2 吳起地區(qū)長(zhǎng)2油藏縱向單砂體間接觸模式

圖3 吳起長(zhǎng)2油藏不同單砂體間側(cè)向接觸模式

研究區(qū)不同期次沉積河道在垂向上以相互疊置或疊切為主，而同沉積期次單河道側(cè)向砂體接觸以對(duì)接式或側(cè)切式為主。單一河道寬度整體在280～600 m范圍之間，平均單砂體厚度為4.1 m，河道寬厚比在60～160。

2.3.2 單砂體展布特征 依據(jù)單砂體垂向側(cè)向接觸關(guān)系識(shí)別，明確不同期次河道規(guī)模精細(xì)刻畫(huà)了研究區(qū)長(zhǎng)222、長(zhǎng)223、長(zhǎng)231、長(zhǎng)232小層單砂體單河道平面展布特征。

其中：長(zhǎng)232小層劃分為3期沉積，長(zhǎng)232-3～長(zhǎng)232-1每期沉積自北東向西南方向發(fā)育6～7條單河道，油藏主要分布在區(qū)塊西北部，平均油層厚度為3.7 m。油砂體在垂向上以孤立和疊切式為主，在側(cè)向上則以側(cè)切和對(duì)接式為主。單砂體側(cè)向不連通井所占比例較小，一、三類連通井較二類連通井高；油藏內(nèi)縱向不連通井所占比例較高53%，一類連通井占46%，三類連通井占3%。

研究區(qū)長(zhǎng)231小層劃分為3期沉積，長(zhǎng)231-3～長(zhǎng)231-1每期沉積自北東向西南方向發(fā)育5～7條單河道，油藏集中分布在研究區(qū)西部，油層厚度平均3.8 m。單砂體間油層垂向以孤立式及疊切式為主，側(cè)向上以側(cè)切及對(duì)接式為主。單砂體側(cè)向不連通井所占比例較小，以三類連通井為主；油藏內(nèi)縱向不連通井所占比例較高61%，一類連通井占38%，三類連通井占1%。

研究區(qū)長(zhǎng)223小層劃分為3期沉積，長(zhǎng)223-3～長(zhǎng)223-1每期沉積自北東向西南方向發(fā)育7～8條單河道，油藏集中分布在工區(qū)北部區(qū)域，平均油層厚度3.5 m。單砂體間油層在垂向上以孤立式及疊切式為主，在側(cè)向上則以側(cè)切式及對(duì)接式為主。單砂體側(cè)向不連通井所占比例較小，以一、二類連通井為主；油藏內(nèi)縱向不連通井所占比例較高62%，一類連通井占37%，三類連通井占1%。

研究區(qū)長(zhǎng)222小層劃分為3期沉積，長(zhǎng)222-3～長(zhǎng)222-1每期沉積自北東向西南方向發(fā)育7條單河道，油藏主要分布在區(qū)塊東部，平均油層厚度為3.8 m，單砂體間油層在垂向上以孤立式及疊切式為主，在側(cè)向上則以側(cè)切式及對(duì)接式為主。單砂體側(cè)向不連通井所占比例較小，以一、二類連通井為主；油藏內(nèi)縱向不連通井所占比例較高67%，一類連通井占30%，三類連通井占3%。

3 剩余油分布規(guī)律及下步挖潛對(duì)策

研究區(qū)當(dāng)前長(zhǎng)2主力油藏剩余油的富集主要是受控于沉積微相、砂體構(gòu)造、儲(chǔ)層的非均質(zhì)性以及現(xiàn)有井網(wǎng)條件約束。在目前油田開(kāi)發(fā)末期，受沉積微相、微構(gòu)造特征以及儲(chǔ)層非均質(zhì)等靜態(tài)因素，平面注采結(jié)構(gòu)、注采井網(wǎng)等動(dòng)態(tài)因素影響，單砂體剩余油的空間分布規(guī)律變得異常復(fù)雜。長(zhǎng)2油藏主力含油區(qū)內(nèi)平面受注采井網(wǎng)控制，形成以注水井為中心的水驅(qū)油擴(kuò)展區(qū)域。由于油藏構(gòu)造平緩微構(gòu)造相對(duì)比較簡(jiǎn)單，在剩余油富集的多因素控制中，主要是受初始含油飽和度即油水分布情況與儲(chǔ)層內(nèi)部滲透率非均質(zhì)性影響，導(dǎo)致在平面上、層間及層內(nèi)剩余油的分布規(guī)律表現(xiàn)出不同的分布特征，在受非均質(zhì)性影響較大區(qū)域，部分水驅(qū)主流線方向出現(xiàn)指進(jìn)形態(tài)。

研究區(qū)剩余油分布按照成因劃分為四種類型：（1）單砂體間連通性差：受單砂體構(gòu)型單元差異性影響，單河道間砂體接觸關(guān)系及滲流差異導(dǎo)致局部砂體連通弱，水驅(qū)未能形成有效驅(qū)替剩余油相對(duì)較富集；（2）局部注采不對(duì)應(yīng)：油藏主力層沉積砂體厚度較大，根據(jù)沉積旋回進(jìn)一步細(xì)分單砂體后部分油水井射孔段對(duì)應(yīng)性不強(qiáng)或不對(duì)應(yīng)，且存在剖面水驅(qū)不均導(dǎo)致剩余油未驅(qū)替；（3）水驅(qū)未波及區(qū)：在注水開(kāi)發(fā)的過(guò)程中，由于受儲(chǔ)層內(nèi)部滲透率非均質(zhì)性影響，注入水朝不同方向驅(qū)油，但是平面水驅(qū)推進(jìn)往往不均勻，水洗程度較弱甚至未被水洗區(qū)域造成了大量剩余油滯留；（4）未動(dòng)用油層段：目前西部長(zhǎng)2油藏主力油層為長(zhǎng)23層，長(zhǎng)22層未動(dòng)用剩余油富集潛力大；東部主力層長(zhǎng)22層，長(zhǎng)23層未動(dòng)用剩余油富集潛力大。

4 結(jié)論

（1）研究區(qū)單砂體縱向上接觸關(guān)系劃分為切疊式、疊加式、分離式三種模式，單砂體側(cè)向接觸關(guān)系劃分為間灣接觸、對(duì)接式、側(cè)切式、替代式四種模式。

（2）借鑒實(shí)地野外露頭剖面觀察，研究區(qū)長(zhǎng)2油藏不同沉積期次單一河道垂向上以相互疊置及疊切為主，而相同沉積期次單一河道側(cè)向接觸則以對(duì)接式及側(cè)切式為主。平面單一河道寬度整體在280～600 m范圍之間，平均單砂體厚度為4.1 m，河道寬厚比在60～160。

（3）由于長(zhǎng)2油藏內(nèi)部構(gòu)造相對(duì)比較簡(jiǎn)單幅度低，儲(chǔ)層非均質(zhì)性表現(xiàn)較強(qiáng)，在剩余油富集的諸多影響因素當(dāng)中，主要是受初始含油飽和度即油水分布情況及儲(chǔ)層內(nèi)部滲透率非均質(zhì)性雙重控制，導(dǎo)致在平面上、層間及層內(nèi)剩余油的分布規(guī)律表現(xiàn)出不同的分布特征。剩余油主要富集在單砂體間連通差、注采不對(duì)應(yīng)、水驅(qū)未波及區(qū)、非主力層未動(dòng)用區(qū)。