鄂爾多斯盆地鎮(zhèn)北油田長3 油層組儲層構(gòu)型及剩余油精細(xì)表征

張皓宇，李 茂，康永梅，吳澤民，王 廣

（1.西安石油大學(xué)石油工程學(xué)院，西安 710065；2.陜西省油氣井及儲層滲流與巖石力學(xué)重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室·西安石油大學(xué)，西安 710065；3.中國石油長慶油田分公司第十一采油廠，甘肅慶陽 745000）

0 引言

三角洲前緣是三角洲沉積亞相之一，水下分流河道是該類儲層重要的有利微相。部分學(xué)者利用實(shí)驗(yàn)、模擬或生產(chǎn)動態(tài)等不同方式，揭示了不同環(huán)境成因的河道砂體，其構(gòu)型特征、開發(fā)特征和流體滲流規(guī)律不盡相同。任雙坡等［1］、胡光義等［2］、封從軍等［3］和田景春等［4］從儲集層構(gòu)型的角度出發(fā)，對砂體疊置關(guān)系進(jìn)行了研究。張玉攀［5］總結(jié)了姬黃32區(qū)塊長811小層單砂體疊置樣式，并使用密井網(wǎng)小井距資料建立了該區(qū)單砂體寬厚比定量預(yù)測模型。張瑞等［6］結(jié)合調(diào)整井水淹狀況對單砂體進(jìn)行了剖析，以側(cè)向接觸類型為切入點(diǎn)，判別井間儲層連通性。張建興等［7］從射孔角度出發(fā)，利用數(shù)值模擬方法，通過多種對比方案，建立了勝利油區(qū)孤東油田七區(qū)西曲流河點(diǎn)壩儲層地質(zhì)模型，利用油藏?cái)?shù)值模擬方法預(yù)測曲流河點(diǎn)壩儲層剩余油分布特征。已有研究主要通過儲層構(gòu)型、韻律變化、沉積構(gòu)造等方面在影響剩余油分布的主要因素上取得了重要認(rèn)識，這些研究往往只停留在單一的開發(fā)或地質(zhì)因素，而對滲流特征、儲層構(gòu)型等多種因素綜合影響下剩余油的分布特征未做出足夠的說明。隨著對油藏精細(xì)描述的不斷深入，單河道間疊置方式和接觸關(guān)系復(fù)雜性的加劇使儲層內(nèi)部表現(xiàn)出很強(qiáng)的層間和平面非均質(zhì)性，而且接觸關(guān)系所帶來的砂體韻律變化也直接影響著砂體連通性，進(jìn)而控制著剩余油分布。對于儲層砂體的研究不能僅局限對構(gòu)型的解讀，而應(yīng)該結(jié)合砂體滲流特征和生產(chǎn)動態(tài)特征，多方面綜合判斷連通性，在此基礎(chǔ)上對剩余油的形成做更精細(xì)的表征。

以鎮(zhèn)北油田鎮(zhèn)300 井區(qū)長3 油層組為例，參考Maill［8］提出的構(gòu)型界面分級理論，精細(xì)刻畫主力油層單砂體的構(gòu)型和接觸關(guān)系并分析繪制其展布特征。把單砂體模型作為約束條件，構(gòu)建可靠的地質(zhì)和數(shù)值模型一體化模擬方案，并從高含水期油田實(shí)際生產(chǎn)出發(fā)，在傳統(tǒng)的儲層構(gòu)型理論基礎(chǔ)上引進(jìn)流動單元，綜合考慮砂體接觸關(guān)系、滲流屏障遮擋等對油藏剩余油分布的影響，以期為油田后期開發(fā)調(diào)整提供新的思路。

1 區(qū)域地質(zhì)概況

鎮(zhèn)北油田位于甘肅省隴東地區(qū)，構(gòu)造上處于鄂爾多斯盆地伊陜斜坡西南部［圖1（a）］。通過近幾年的勘探實(shí)踐均證明了鎮(zhèn)北油田為主要油氣富集區(qū)之一，發(fā)現(xiàn)長3 等層系儲層物性好,試油試采產(chǎn)量高,表現(xiàn)出了很好的增儲上產(chǎn)前景。其中長3 油層組沉積速率大于沉降速率，處于湖盆建設(shè)的萎縮期［9］。此后全區(qū)的三角洲建設(shè)再一次開始，沉積作用開始變強(qiáng)［10］，深湖亞相的范圍逐漸減少。通過對鎮(zhèn)300 井區(qū)取心井巖心觀察，結(jié)合電測曲線、沉積旋回性、沉積構(gòu)造、粒度特征、巖心物性實(shí)驗(yàn)等資料對單井相進(jìn)行綜合分析，目的層長3 油層組為三角洲前緣沉積［11］，微相組合為水下天然堤、決口扇、水下分流間灣和水下分流河道。長3 油層組是受巖性變化影響側(cè)向封堵形成的構(gòu)造—巖性油藏，無明顯油水界面。依據(jù)延長組標(biāo)志層特征和沉積旋回特征，將長3 油層組自上而下細(xì)分為長311、長312和長313共3 個(gè)小層［圖1（b）］。

圖1 鄂爾多斯盆地鎮(zhèn)北油田構(gòu)造位置（a）及巖性地層綜合柱狀圖（b）Fig.1 Tectonic location（a）and stratigraphic column（b）of Zhenbei oilfield in Ordos Basin

2 水下分流河道單砂體刻畫

水下分流河道是三角洲形成中重要的組成部分，上游方向的河流體系對這些較低彎度的水下繼承部分的河道沉積有一定的控制作用［12］。水下分流河道是鎮(zhèn)300 井區(qū)長3 油層組主要儲集相帶，北東向南西方向砂體連續(xù)成片發(fā)育，隨河道走勢呈條帶狀分布，北西向南東方向砂體多成透鏡狀或舌狀發(fā)育，呈孤島狀分布。長3 油層組發(fā)育10 條水下分流河道，河道寬度為300～700 m，砂厚為4～10 m，河道彼此間的疊置接觸關(guān)系如圖2 所示。其中長小層平均砂厚為7.3 m；長小層平均砂厚為6.7 m；長312小層砂體不發(fā)育。長311小層為主力層，發(fā)育由北東向南西的水下分流河道，河道寬度為0.7～1.6 km，單層厚度一般為2～6 m，擺動幅度較小，小層頂部粉砂巖常見波狀層理或平行層理［13］。由于河道水流能量的強(qiáng)弱變化，水下分流河道微相電測曲線高幅特征明顯，有箱形、鐘形和漏斗狀等3 種表現(xiàn)形式。

圖2 鎮(zhèn)北油田長3 油層組水下分流河道展布圖Fig.2 Distribution of underwater distributary channel of Chang 3 reservoir in Zhenbei oilfield

2.1 單砂體垂向界面特征及疊置樣式

不同時(shí)期沉積的單砂體由于沉積期次和水動力環(huán)境的差異，在空間上垂向疊置，互相切割，不同的位置關(guān)系和沖刷程度形成不同的疊置樣式［14］。通過取心井巖電標(biāo)定，并應(yīng)用高分辨率層序地層學(xué)［15］，剖析順物源方向和垂直物源方向的縱橫多井對比剖面，總結(jié)出研究區(qū)長3 油層組水下分流河道單砂體4 種類型的垂向疊置樣式，每種疊置樣式都有各自典型的測井曲線響應(yīng)標(biāo)志（圖3）。

2.1.1 完整型單期河道垂向孤立式

如圖3（a）所示，此類砂體為單期水下分流河道砂體沉積形成，巖心物性實(shí)驗(yàn)顯示砂層中部孔隙度、滲透率最好，砂體頂?shù)撞课镄暂^差，表現(xiàn)出復(fù)合反韻律的特征［16］。砂體中部自然電位曲線振幅最大，電阻率也呈高幅箱形，頂?shù)撞炕胤得黠@，接近泥巖基線。砂體上下被泥質(zhì)隔層分開，隔層厚度1～2 m，垂向無連通。垂向孤立式單砂體在研究區(qū)大量分布，出現(xiàn)頻率達(dá)60%以上［圖5（a）］。

圖3 鎮(zhèn)北油田長3 油層組垂向界面特征及疊置樣式測井曲線識別Fig.3 Logging curves of vertical interface characteristics and superimposed patterns of Chang 3 reservoir in Zhenbei oilfield

2.1.2 完整型多期河道垂向分離疊置式

后期水下分流河道逐漸發(fā)育，對前期河道的泥質(zhì)沉積物不斷的侵蝕，但還達(dá)不到下切至前期沉積砂體的程度［17］，此時(shí)2 期砂體之間仍留有泥質(zhì)夾層。如圖3（b）所示，此類單砂體測井曲線表現(xiàn)出的自然伽馬和電阻率測井曲線有明顯的回返特征，常用于完整式多期河道垂向分離疊置樣式的邊界識別標(biāo)志。多期分離疊置的單砂體在研究區(qū)廣泛分布，主要分布在河道側(cè)翼，呈點(diǎn)狀分布，占比達(dá)到23%以上［圖5（a）］。

2.1.3 完整型多期河道垂向疊加式

在湖平面沉降的不同階段，由于沉積速率與沉積物補(bǔ)給速率的不同，致使水下分流河道單砂體的空間位置關(guān)系有較大的變化。湖平面沉積速率較快發(fā)生在下降的早、中期和上升的中、晚期，此時(shí)后期形成的單砂體對前期砂體的侵蝕作用加劇，2 期砂體之間的泥質(zhì)部分被完全沖刷干凈，最終后期單砂體置于早期單砂體的頂部。疊加后的砂體自然電位和電阻率曲線整體表現(xiàn)為1 個(gè)階梯狀的箱形或鐘形［圖3（c）］。根據(jù)取心井巖心物性實(shí)驗(yàn)可知，此時(shí)疊置砂體頂?shù)撞繚B透率較低，中部滲透率最高，呈尖峰狀分布，具有明顯的復(fù)合正反韻律的沉積特征。此類砂體疊置方式分布較少［圖5（a）］。

2.1.4 削截型多期河道切疊式

如圖3（d）所示，后期形成的單砂體對前期單砂體有明顯的侵蝕作用。隨著后期水動力的不斷增強(qiáng)，前期河道中心的部分沉積砂體被沖刷、破壞，僅保留河道兩翼部分單砂體。此時(shí)自然電位曲線階梯式回返，但小于峰值幅度的一半。說明前期沉積的砂體被完全或局部沖刷，保留厚度較薄。巖心物性實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)說明，此時(shí)復(fù)合砂的滲透率接近均質(zhì)，是一種對注水開發(fā)比較有利的疊置關(guān)系。此類砂體疊置方式分布較為分散，零星分布于研究區(qū)西南部［圖5（a）］。

2.2 單砂體側(cè)向接觸關(guān)系及識別標(biāo)志

側(cè)向接觸是不同單砂體在平面上的位置關(guān)系，砂體之間不同的疊切形態(tài)和接觸方式促成了儲集層較強(qiáng)的平面非均質(zhì)性。通過繪制多條單砂體剖面圖明確研究區(qū)長3 油層組水下分流河道單砂體的平面接觸樣式主要分為間灣接觸、堤岸接觸、側(cè)切式接觸、替代式接觸和對接式接觸等5種類型（圖4）。

（1）間灣接觸。間灣接觸是指相鄰的2個(gè)單砂體被水下分流間灣隔開，不直接接觸［18］［圖4（a）］。平面上巖性的突變導(dǎo)致2 個(gè)單砂體之間充填著泥質(zhì)沉積，彼此不連通，各自擁有獨(dú)立的滲流體系和不同的滲透率。連井剖面中砂體間的水下分流間灣電測曲線呈現(xiàn)低幅平直狀態(tài)，物性較差，不能作為油氣滲流的通道。分流間灣兩端的河道砂體自然電位曲線表現(xiàn)為1 個(gè)孤立的箱形或鐘形，砂體內(nèi)部滲透性較好。

（2）堤岸接觸。堤岸接觸是指2個(gè)相鄰單砂體之間由水下天然堤對接［18］［圖4（b）］。水下天然堤形態(tài)和位置走向受分流河道擺動的控制，一般同河道流向走勢相同，在河道兩側(cè)發(fā)育。粒度分選上較主河道細(xì)，多為粉砂巖與泥質(zhì)粉砂巖互層，因此2個(gè)單砂體之間連通性較弱或不連通。在水下天然堤處自然電位曲線為指狀的曲線形態(tài)，而在砂體處自然電位曲線顯示為1 個(gè)單獨(dú)的箱形。

（3）側(cè)切式接觸。伴隨著水下分流河道的多次遷移和改道，容易造成砂體側(cè)向切疊接觸［圖4（c）］，2 個(gè)單砂體之間接觸部分較多，從地質(zhì)沉積的角度判斷，具有較好的連通性，可作為油氣滲流的通道。從測井相可以看出，在砂體切疊處，自然電位曲線呈現(xiàn)單獨(dú)的箱形，電阻率曲線有明顯的指狀特征，但是不同的單砂體，呈現(xiàn)的箱形自然電位的厚度有所不同。

（4）替代式接觸。受古地貌的影響，高程差異導(dǎo)致2 個(gè)單砂體之間有大量的接觸，甚至出現(xiàn)單砂體之間互相替代的現(xiàn)象［圖4（d）］。在2 期砂體重疊處，自然電位和電阻率曲線折返明顯，反映出較強(qiáng)的水動力環(huán)境，整體上顯示為2 個(gè)箱形或鐘形；未切疊處2 期砂體，自然電位和電阻率曲線上各自顯示為單獨(dú)的箱形。同側(cè)切式接觸一樣，這類接觸關(guān)系具有較好的連通性，在研究區(qū)主要以條帶狀分布［圖5（b）］。

圖4 鎮(zhèn)北油田長3 油層組側(cè)向接觸樣式及測井曲線識別Fig.4 Lateral contact pattern and logging identification of Chang 3 reservoir in Zhenbei oilfield

圖5 鎮(zhèn)北油田長311小層單砂體垂向疊置及側(cè)向接觸平面圖Fig.5 Vertical superposition and lateral contact of single sand body of Chang 311sublayer in Zhenbei oilfield

（5）對接式接觸。繪制研究區(qū)多條單砂體連通剖面圖后發(fā)現(xiàn)，對接式的單砂體接觸關(guān)系對油水井動態(tài)生產(chǎn)有不同的影響，不能籠統(tǒng)的解釋為弱連通或不連通［圖4（e）］。這類平面上并行流過的單砂體之間沒有明顯的切疊關(guān)系，同期或多期單砂體之間的連通性不能通過測井曲線形態(tài)或地質(zhì)沉積環(huán)境單一的判斷，需要結(jié)合流動單元和油水井生產(chǎn)動態(tài)綜合判斷。

2.3 單砂體定量預(yù)測公式

根據(jù)單砂體劃分結(jié)果，統(tǒng)計(jì)鎮(zhèn)300 井區(qū)不同沉積微相下的砂體長度、寬度和厚度等的范圍，長3油層組水下分流河道微相寬厚比為58～106；水下天然堤微相單砂體寬厚比為40～135。

研究統(tǒng)計(jì)了優(yōu)勢微相的砂體厚度、寬度數(shù)據(jù)（圖6），通過回歸計(jì)算得到寬厚比公式：

圖6 鎮(zhèn)北油田長3 油層組寬厚比統(tǒng)計(jì)數(shù)據(jù)分布圖Fig.6 Statistical data distribution of width to thickness ratio of Chang 3 reservoir in Zhenbei oilfield

長3 油層組：水下分流河道W=298.80 e0.0786h；水下天然堤W=122.25 e0.1780h。

2.4 流動單元單砂體連通性評價(jià)

雖然單砂體自提出后被廣泛應(yīng)用，但其內(nèi)涵仍未有統(tǒng)一的定義［19］。從滲流體角度出發(fā)，單砂體是能夠保存流體并提供滲流通道的獨(dú)立滲流單元。從沉積角度來看，不同的單砂體之間存在沉積期次和空間位置關(guān)系的相互影響。具體來講，儲層構(gòu)型反映的是地質(zhì)沉積期次和盆地演化過程，是各個(gè)級次構(gòu)型單元在空間上的分布方向、大小規(guī)模及相互疊置關(guān)系［20］；流動單元［21］則是基于儲層物性、巖性特征、壓實(shí)作用等的非均質(zhì)單元，反映的是滲流特征。本文所述單砂體既考慮了地質(zhì)沉積和砂體內(nèi)在的滲流特性，又在儲層構(gòu)型單元的基礎(chǔ)上賦予流動單元的特性。這種復(fù)合概念的單砂體連通性評價(jià)，可以更好地支撐儲層剩余油分布規(guī)律的研究，并作為挖潛方案制定的有效手段。

2.4.1 單砂體流動單元?jiǎng)澐?/p>

參考前期學(xué)者的研究并結(jié)合本區(qū)資料現(xiàn)狀，選取孔隙度、滲透率、含油飽和度、泥質(zhì)含量、流動層帶指數(shù)FZI［22］等5個(gè)最具代表性的參數(shù)進(jìn)行單砂體流動單元?jiǎng)澐郑?3］。劃分結(jié)果表明：鎮(zhèn)300 井區(qū)長3油層組Ⅰ類流動單元單砂體322 個(gè)，Ⅱ類流動單元單砂體235 個(gè)，Ⅲ類流動單元單砂體117 個(gè)（圖7）。

圖7 鎮(zhèn)北油田長311小層流動單元平面圖Fig.7 Flow unit division of Chang 311sublayer in Zhenbei oilfield

利用SPSS 軟件對分類結(jié)果聚類分析，判別符合率均大于95%，符合聚類分析的精度要求。

2.4.2 單砂體連通性評價(jià)

根據(jù)單砂體接觸關(guān)系和流動單元?jiǎng)澐纸Y(jié)果進(jìn)行連通關(guān)系分類，連通關(guān)系包括連通、弱連通和不連通。單砂體連通比例為56.6%，弱連通為34.5%，不連通為8.9%，不連通的井主要分布在間灣接觸樣式區(qū)域，弱連通的井主要分布在堤岸接觸樣式區(qū)域（圖8）。通過注采響應(yīng)判識，切疊式連通好，注采響應(yīng)積極，驅(qū)替均勻。通過單砂體流動單元驗(yàn)證，部分對接式單砂體雖然在沉積成因上屬于同一時(shí)期，自然電位和電阻率曲線相似，砂體厚度及高程值一致，但表現(xiàn)出有注無采的現(xiàn)象。

圖8 鎮(zhèn)北油田長311小層單砂體連通性平面圖Fig.8 Single sand body connectivity of Chang 311 sublayer in Zhenbei oilfield

3 剩余油控制因素及分布特征

低滲透油田進(jìn)入開發(fā)中后期，多數(shù)已經(jīng)步入高含水期［25］。注水開發(fā)實(shí)踐表明，儲層構(gòu)型控制著剩余油分布。筆者在構(gòu)型研究基礎(chǔ)上引進(jìn)流動單元綜合判斷砂體連通性。在此基礎(chǔ)上繪制構(gòu)型平面展布圖（參考圖5）和流動單元平面展布圖（圖7），作為油藏?cái)?shù)值模擬的約束條件，通過數(shù)值模型與生產(chǎn)數(shù)據(jù)的綜合分析，明確了復(fù)合概念的單砂體對剩余油分布的控制作用（圖9）。

圖9 鎮(zhèn)北油田長311 小層相控剩余油分布特征Fig.9 Distribution characteristics of remaining oil of Chang 311sublayer in Zhenbei oilfield

3.1 垂向滲流遮擋控油模式

3.1.1 單砂體之間滲流屏障控制的剩余油

鎮(zhèn)北油田長3 油層組目前以300 m×300 m 正方形反九點(diǎn)井網(wǎng)注水開發(fā)。在儲層精細(xì)研究的基礎(chǔ)上細(xì)分單砂體后，水驅(qū)控制程度降低，由細(xì)分前的94.0%降低至77.4%。一般情況下，油田在發(fā)展初期，井網(wǎng)部署往往通過井震資料［26］，從油組再到小層，不斷進(jìn)行井網(wǎng)注采關(guān)系的優(yōu)化，但細(xì)化到單砂體后，之前認(rèn)為全區(qū)分布穩(wěn)定的砂層組都有由薄厚不一，形態(tài)各異的單砂體疊置、側(cè)切而成。這就導(dǎo)致研究區(qū)部分孤立式透鏡狀單砂體只能單向受效，往往是靠近水井的一側(cè)油層很快被注入水波及甚至水淹，而其他方向未見明顯驅(qū)替，造成油井單側(cè)剩余油富集［圖10（a）］。

分離式垂向疊置的2 期單砂體間往往發(fā)育較厚的泥質(zhì)沉積，彼此之間不連通，各自擁有獨(dú)立的儲層物性和滲流體系。泥質(zhì)沉積電阻率曲線呈尖峰狀高阻，物性解釋其滲透率極低，可形成很好的滲流遮擋。同時(shí)，巖心實(shí)驗(yàn)表明不同期的單砂體物性相差比較大，表現(xiàn)出強(qiáng)烈的縱向非均質(zhì)性。數(shù)值模擬顯示在合注合采的開發(fā)方式下，注入水優(yōu)先進(jìn)入物性較好的高滲透率區(qū)域，低滲區(qū)波及小，形成剩余油富集［圖10（b）］。

圖10 鎮(zhèn)北油田長311小層剩余油分布模式及數(shù)值模擬Fig.10 Remaining oil distribution model and numerical simulation of Chang 311sublayer in Zhenbei oilfield

3.1.2 構(gòu)型單元間韻律差別形成的剩余油

對于不同構(gòu)型單元，2 期復(fù)合砂體不同位置物性特征差異明顯，其剩余油富集模式也存在差異。根據(jù)取心井巖心分析實(shí)驗(yàn)以及測井曲線形態(tài)識別，2 期水下分流河道單體疊加后內(nèi)部多以復(fù)合正反韻律為主。這是由于研究區(qū)單期水下分流河道砂體多以反韻律沉積序列為主，自下而上滲透率、孔隙度依次變好，高滲區(qū)位于砂層頂部。2 期砂體疊加，但未見明顯的沖刷作用時(shí)，復(fù)合砂體高滲區(qū)處于頂部和底部。數(shù)值模擬結(jié)果表明，此時(shí)注入水在重力作用下沿著砂體下部通道運(yùn)動，加大注水量后，注入水沿著中下—中部高滲區(qū)突進(jìn)，復(fù)合砂體頂部和底部都有注入水流入，驅(qū)替相對均衡，水淹厚度較大，剩余油分布相對較少。后期砂體對前期沉積有明顯沖刷而形成互相切疊時(shí)，砂體內(nèi)部物性重新分配，此時(shí)復(fù)合砂體高滲區(qū)集中在中部，形成優(yōu)勢滲流通道，呈現(xiàn)復(fù)合反正沉積韻律。在重力作用下，注入水也會波及復(fù)合砂體的下部，但對于頂部物性較差的區(qū)域，水驅(qū)效果不明顯，此時(shí)剩余油集中分布于復(fù)合砂體頂部（圖11）。

圖11 鎮(zhèn)北油田鎮(zhèn)343 井復(fù)合砂體吸水量與剩余油關(guān)系Fig.11 Water absorption and remaining oil of the composite sand body of well Zhen 343 in Zhenbei oilfield

3.2 側(cè)向接觸分割控油模式

3.2.1 側(cè)向接觸界面造成連通性變差

間灣接觸的單砂體由于物性和巖性突變的關(guān)系，對注入水的流動有很強(qiáng)的阻擋作用，導(dǎo)致河道邊部注采連通性最差，剩余油主要集中在河道側(cè)翼［圖10（c）］。砂體連通性較好的側(cè)切式和替代式接觸，水驅(qū)效率高，此類砂體不富集剩余油。對接式接觸樣式的單砂體滲流體系最為復(fù)雜。部分單砂體在同期沉積環(huán)境中表現(xiàn)出較強(qiáng)的物性差異，單從測井曲線或沉積剖面圖中很難界定其連通性。針對這部分單砂體有必要?jiǎng)澐至鲃訂卧?，在地質(zhì)沉積的基礎(chǔ)上再建立滲流特性，綜合判斷砂體的連通情況。比如鎮(zhèn)304 油井與鎮(zhèn)353 注水井，注采井距120 m，長311小層砂體曲線特征一致，無明顯高程差異，但生產(chǎn)動態(tài)曲線反映注采不對應(yīng)，水驅(qū)程度均較低。雖然砂體呈對接式接觸，但滲流特征不同，分屬2 類流動單元，2 砂體之間仍定義為弱連通［參照圖4（e）］。由于前期單一的判別方式導(dǎo)致砂體連通關(guān)系的誤判，造成部分采油井未受到有效驅(qū)替，從而形成剩余油［圖10（d）］。

3.2.2 井網(wǎng)不完善區(qū)剩余油連片滯留

堤岸接觸類型［參照圖4（b）］為弱連通，水驅(qū)采收率受注入水規(guī)模和井網(wǎng)完善程度的影響很大。現(xiàn)階段鎮(zhèn)300 井區(qū)部分區(qū)域采油井集中分布，而注水井相對較少，注采對應(yīng)關(guān)系不明確，水驅(qū)波及系數(shù)較低，據(jù)采油井生產(chǎn)數(shù)據(jù)顯示，注水受效井較少，整體采收率偏低。數(shù)值模擬結(jié)果顯示，這部分采油井未受水驅(qū)波及，剩余油富集（圖12），因此下一步挖潛措施主要以優(yōu)化注水井部署，完善注采井網(wǎng)，提高水驅(qū)效率為主。

4 結(jié)論

（1）不同的儲層構(gòu)型影響著層間和平面非均質(zhì)性，從而導(dǎo)致剩余油分布特征不同，因此儲層構(gòu)型的精細(xì)刻畫對本研究十分重要。借助Maill 提出的構(gòu)型分級系統(tǒng)，通過取心井的單井剖面圖以及多條順物源和垂直物源的砂體連通圖明確了鎮(zhèn)北油田長3 油層組水下分流河道單砂體垂向疊置樣式主要有4 種類型，平面接觸樣式主要有5 種類型。作為地質(zhì)建模和數(shù)值模擬的約束條件，繪制全區(qū)的構(gòu)型平面展布可增加預(yù)測模型的準(zhǔn)確性。

（2）基于地質(zhì)沉積和剩余油分布特征，結(jié)合高含水期油藏注水開發(fā)的特點(diǎn)，以儲層構(gòu)型為主，流動單元為輔的單砂體概念貫穿了整個(gè)研究過程。利用取心井物性實(shí)驗(yàn)資料，對復(fù)合型單砂體進(jìn)一步刻畫，繪制平面展布圖，能更準(zhǔn)確的描述砂體的連通性。生產(chǎn)實(shí)際數(shù)據(jù)證明，在儲層構(gòu)型基礎(chǔ)上開展流動單元研究能有效預(yù)測剩余油分布。

（3）綜合地質(zhì)、實(shí)驗(yàn)、動態(tài)、數(shù)值模擬等多種方法，開展剩余油精細(xì)表征。研究表明部分孤立式單砂體由于單一方向驅(qū)替導(dǎo)致剩余油富集，須采取壓裂等措施提高水驅(qū)波及系數(shù)。分離式的單砂體由于滲透率不均，注入水優(yōu)先進(jìn)入物性較好的區(qū)域，相對的低滲區(qū)水驅(qū)波及小，形成剩余油。這部分油井可采取定向射孔的方式加大低滲部位的改造，從而提高剩余油采收率。部分切疊式復(fù)合砂體表現(xiàn)出復(fù)合反正韻律的特征，較強(qiáng)的非均質(zhì)性造成水驅(qū)程度不均，形成剩余油。由于此類復(fù)合砂體厚度一般較大，可適當(dāng)加大壓裂改造規(guī)模，通過增加人工裂縫尺寸達(dá)到增產(chǎn)的效果。對接式接觸最為復(fù)雜，可通過劃分儲層構(gòu)型和流動單元綜合判斷其連通性，利用數(shù)值模擬的手段預(yù)測剩余油分布。