趙 亮，季麗丹，易錦俊，王國(guó)輝，陳濤濤

（1.中國(guó)石油勘探開(kāi)發(fā)研究院，北京 100083；2.中國(guó)地質(zhì)大學(xué) （北京），北京 100083）

新疆油田六中東區(qū)克下組油藏為克－烏斷裂與白堿灘北斷裂所夾持形成的三角形斷塊，主要以沖積扇扇中內(nèi)帶片流沉積為主［1－4］，儲(chǔ)集層非均質(zhì)性強(qiáng)。油藏經(jīng)過(guò)40多年的注水開(kāi)發(fā)［5－6］，目前已進(jìn)入中－高含水開(kāi)發(fā)階段，表現(xiàn)出油井含水偏高，含水上升速度快，油層水淹程度差別較大的特點(diǎn)［7－10］，礫巖油藏剩余油分布復(fù)雜［11－13］。文章在前人研究認(rèn)識(shí)基礎(chǔ)上，利用密閉取心井、鉆井靜態(tài)資料及投產(chǎn)動(dòng)態(tài)等資料，刻畫(huà)了各小層水淹特征，總結(jié)了剩余油分布模式和受控因素，對(duì)油田下一步的剩余油挖潛工作具有重要意義。

1 儲(chǔ)集層概況

新疆油田六中東克下組是在古生界石炭系變質(zhì)巖－火成巖風(fēng)化殼上快速沉積的一套山麓洪積相砂礫巖體，物源方向以北、北西方向?yàn)橹?，母巖為北部山系的變質(zhì)巖、侵入巖及沉積區(qū)的基底，沉積厚度45～77m，平均52m。自下而上，克下組劃分為分為S7、S6兩個(gè)砂層組，開(kāi)發(fā)初期劃分為7個(gè)小層；高含水開(kāi)發(fā)階段可細(xì)分為 S16、S26、S36、S17、S2－17、S2－27、S2－37、S3－17、S3－27、S3－37、S47等11個(gè)單砂層。

該區(qū)六中東克下組整體為退積型沖積扇沉積，氣候逐漸從干燥環(huán)境演化為半潮濕環(huán)境。從下到上，S47－S37分為扇根亞相，S27分為扇中亞相，S17和S36分為扇緣及泛濫平原亞相。扇根儲(chǔ)集層呈連片狀分布為塊狀“泛連通體”，以漕流、片流礫石壩為主，細(xì)粒沉積所占比例較小，橫向不連續(xù)，呈離散狀分布；扇緣主體為徑流帶細(xì)粒沉積，徑流水道規(guī)模小、厚度小，側(cè)向被漫流細(xì)粒沉積遮擋；扇中為多期的辮狀分流水道與漫流細(xì)粒沉積互層，辮狀分流水道間側(cè)向切割，特別是辮狀分流水道內(nèi)部的構(gòu)型單元砂壩與溝道相互疊置，兩者之間存在構(gòu)型界面，具有滲流屏障［13］。巖性從底部到頂部由中礫巖、細(xì)礫巖演變到砂礫巖、含礫砂巖、細(xì)粉砂巖，粒度從粗變細(xì)。

該油藏屬?zèng)_積－洪積和礫質(zhì)辮狀河流相沉積，其快速堆積的特點(diǎn)，決定了礫巖油藏在宏觀、微觀上都具有較強(qiáng)的非均質(zhì)性。從下到上，各單砂層礫巖含礫逐漸減少，砂礫巖和砂巖的含量逐漸增加。總的來(lái)看，六中東礫巖含量約占40%，砂礫巖含量19%，砂巖含量41%。礫巖油藏油層厚度大，內(nèi)部夾層發(fā)育但平面連續(xù)性較差。油藏為中孔高滲儲(chǔ)集層，其平均孔隙度為19%，平均有效滲透率250×10－3μm2，在中部孔隙度和滲透率高、向上和向下油層逐漸變差；克下組各層層內(nèi)非均質(zhì)性強(qiáng)，變異系數(shù)均大于0.7，突進(jìn)系數(shù)均大于3，級(jí)差均大于200。其中S6砂組以及S47小層層內(nèi)非均質(zhì)性最強(qiáng)，中部相對(duì)較弱。

2 油層發(fā)育情況

2.1 油層縱向分布

六中東區(qū)塊內(nèi)未見(jiàn)油水界面，全塊含油，油藏高度最大可達(dá)400m。受砂礫巖體規(guī)模的影響，各小層的橫向展布范圍有一定變化，克下組下部（S3－17－S47）砂體縱向疊置，油層連通性好；向上砂體展布范圍變小，油層橫向連通程度逐漸變差（圖1）。綜合六中東的油層厚度、滲透性、構(gòu)造類型夾層發(fā)育程度及原油性質(zhì)等方面，認(rèn)為該區(qū)為中厚層狀中高滲斷背斜常規(guī)稠油油藏。

2.2 油層平面分布

3 水淹層定量評(píng)價(jià)標(biāo)準(zhǔn)

針對(duì)不同類型儲(chǔ)集層進(jìn)行定量劃分水淹級(jí)別，分析油藏水淹特征和影響因素，是礫巖油藏尋找剩余油分布，進(jìn)行開(kāi)發(fā)調(diào)整的迫切需要。

礫巖油藏水淹層的判別不能只根據(jù)某一個(gè)參數(shù)來(lái)判斷，因?yàn)槊總€(gè)水淹特征參數(shù)的影響因素都有其特殊性［7］，可能某個(gè)參數(shù)或者某兩個(gè)參數(shù)對(duì)一些類型的儲(chǔ)集層的水淹特征反映比較敏感，而其他的參數(shù)不能很好的判別水淹級(jí)別，僅僅依靠計(jì)算機(jī)編制好的程序來(lái)判別，甚至?xí)霈F(xiàn)判別結(jié)果互相矛盾的情況，這時(shí)就需要通過(guò)人工智能分析，研究完鉆的11口密閉取心井資料，綜合該區(qū)新鉆井水淹層的巖性、電性、含油性、巖心分析化驗(yàn)、試油以及投產(chǎn)動(dòng)態(tài)等資料，建立了該礫巖油藏水淹層識(shí)別標(biāo)準(zhǔn)（表1）。實(shí)際生產(chǎn)數(shù)據(jù)表明，該區(qū)水淹層對(duì)產(chǎn)水率Fw、含油飽和度So、驅(qū)替效率Ed等3個(gè)水淹參數(shù)較敏感，因此對(duì)六中東礫巖油藏水淹層定量評(píng)價(jià)主要是以這3個(gè)水淹參數(shù)為主，同時(shí)參考不同巖性的儲(chǔ)集層原狀地層電阻率、深淺電阻率曲線幅度差、自然電位幅度和基線偏移等因素。

按照流體力學(xué)的滲流原理［14］，產(chǎn)水率計(jì)算公式如式（1）所示。

式中：Kro、Krw為油、水相對(duì)滲透率，10－3μm2；μo、μw為油、水的黏度，mPas；B為與巖性、物性有關(guān)的參數(shù)，巖性和物性越好，B值越小。

用克上組巖心數(shù)據(jù)擬合的含油飽和度公式作為計(jì)算克下組儲(chǔ)集層原始含油飽和度的依據(jù)，進(jìn)行水驅(qū)指數(shù)的計(jì)算以及水淹級(jí)別的定量評(píng)價(jià)［7］。原始含油飽和度計(jì)算公式見(jiàn)式（2）。

式中：So為原始含油飽和度，%；K為儲(chǔ)集層滲透率，10－3μm2；φ為有效孔隙度，%。

把式（2）應(yīng)用到克下組油藏，用計(jì)算的含油飽和度作為原始含油飽和度，驅(qū)替效率用式（3）求取。

式中：Ed為水驅(qū)指數(shù)；So為原始含油飽和度，%；S′o為目前計(jì)算含油飽和度，%。

表1 六中東克下組水淹層識(shí)別標(biāo)準(zhǔn)

4 油層水淹特征

4.1 油層水淹統(tǒng)計(jì)特征

新疆油田六中東區(qū)克下組油藏不同小層水淹程度差別明顯，分析8口密閉取心井表明，未水淹層總厚度占總有效厚度17.8%，僅出現(xiàn)在S3－17層以上。低水淹厚度占總厚度26.5%；中水淹最普遍，其厚度占總厚度34.9%；強(qiáng)水淹厚度小，僅占總油層厚度的7.2%。

圖2 TD6086-T6096-T6087注采井組剖面

六中東區(qū)克下組油藏各小層水淹層厚度占砂巖厚度比例不均，根據(jù)六中東二次開(kāi)發(fā)井鉆遇油層和水淹層的厚度統(tǒng)計(jì)，強(qiáng)水淹厚度比例大的層主要出現(xiàn)在S74和層，其他層相對(duì)較弱。從到單砂層，中水淹與強(qiáng)水淹厚度之和所占百分比逐漸減小，就下部的“泛連通體”而言，上部的剩余油相對(duì)富集（圖3）。

圖3 六中東克下組中水淹與強(qiáng)水淹層厚度百分比

4.2 油層縱向水淹特征

綜合分析二次開(kāi)發(fā)新井的水淹狀況，主要受巖性界面、韻律性及薄夾層的影響，大部分油層內(nèi)部從上到下表現(xiàn)出水淹程度不均一的狀況，除均勻水淹外，縱向水淹狀況主要有：油層－低水淹、低水淹－強(qiáng)水淹、低水淹－中水淹、低水淹－油層－中水淹等4大類。

對(duì)4類不同的縱向水淹組合類型的研究，發(fā)現(xiàn)射孔井段的選擇將影響到投產(chǎn)后油井的含水。實(shí)踐表明，如果只射開(kāi)低水淹層或者油層、低水淹層一起射開(kāi)，油井的含水較低，綜合含水低于40%。如果油井射開(kāi)低水淹下部的強(qiáng)水淹段，油井投產(chǎn)就高含水，綜合含水80%以上。如果油井射開(kāi)中水淹層或者中水淹與油層、低水淹層一起射開(kāi)，油井綜合含水也較高，一般在40%以上。因此，筆者建議生產(chǎn)中只射開(kāi)低水淹層或者油層，謹(jǐn)慎射開(kāi)中水淹層，盡量避免射開(kāi)強(qiáng)水淹層。

5 剩余油分布規(guī)律及模式

六中東區(qū)克下組油藏是典型的礫巖油藏，儲(chǔ)集層非均質(zhì)性強(qiáng)，層間物性的差異和儲(chǔ)集層本身嚴(yán)重的非均質(zhì)性導(dǎo)致儲(chǔ)集層水淹程度不同［11］，該區(qū)水淹一個(gè)主要特點(diǎn)是注入水沿著層內(nèi)高滲物性好的層段舌進(jìn)，往往解釋的結(jié)果和實(shí)際生產(chǎn)的結(jié)果誤差很大，剩余油分布相對(duì)復(fù)雜。

5.1 剩余油宏觀分布

表2 不同沉積相儲(chǔ)集層物性及水淹特征

通過(guò)鉆井、生產(chǎn)數(shù)據(jù)的綜合分析，文章總結(jié)了六中東區(qū)克下組油藏的剩余油分布規(guī)律，認(rèn)為該區(qū)剩余油賦存狀態(tài)分為以下幾種：注采不對(duì)應(yīng)型、油層頂部型、界面遮擋型，以及透鏡體型（圖4）。

圖4 礫巖油藏剖面剩余油分布模式

5.2 剩余油微觀分布

剩余油微觀分布與礫巖儲(chǔ)層的孔隙結(jié)構(gòu)有關(guān)。包含高滲孔喉系統(tǒng)和中細(xì)孔喉系統(tǒng)的礫巖巖心在水驅(qū)過(guò)程中，高滲孔喉系統(tǒng)優(yōu)先充滿注入水，中細(xì)孔喉系統(tǒng)的剩余油呈孤立狀，難以進(jìn)一步動(dòng)用，導(dǎo)致水驅(qū)油效率低（圖5）。

圖5 六中東克下組礫巖儲(chǔ)層水驅(qū)油類型

不同模態(tài)儲(chǔ)層水驅(qū)后高含水期剩余油分布有一定差異。單模態(tài)儲(chǔ)層水驅(qū)相對(duì)均衡，剩余油呈薄膜式、卡斷式分布；雙模態(tài)儲(chǔ)層剩余油主要呈族群式分布于連通差的中小孔喉；多模態(tài)儲(chǔ)層剩余油呈團(tuán)塊式分布在中細(xì)孔－中小喉道（圖6）。

礫巖油藏的非均質(zhì)程度及滲流能力變化較快。在井網(wǎng)井距及注采技術(shù)政策相同的條件下，厚層正韻律油層的剩余油分布受層內(nèi)非均質(zhì)及微觀孔隙結(jié)構(gòu)的影響，不同類型剩余油的挖潛機(jī)理存在一定的差異。

圖6 克下組礫巖儲(chǔ)層剩余油微觀分布

6 結(jié)論

新疆油田六中東區(qū)儲(chǔ)集層在平面、剖面上具有較強(qiáng)的非均質(zhì)性；開(kāi)發(fā)中注入水沿著層內(nèi)高滲物性好的層段舌進(jìn)，不同小層水淹程度差別明顯，強(qiáng)水淹層主要出現(xiàn)在克下組下部和層，從到單砂層，中水淹與強(qiáng)水淹厚度之和所占百分比逐漸減小，相比下部的“泛連通體”而言，上部到的剩余油相對(duì)富集；宏觀剩余油賦存狀態(tài)分為以下幾種：注采不對(duì)應(yīng)型、油層頂部型、界面遮擋型，以及透鏡體型；微觀上單模態(tài)儲(chǔ)層水驅(qū)相對(duì)均衡，剩余油呈薄膜式、卡斷式分布；雙模態(tài)儲(chǔ)層剩余油主要呈族群式分布在連通差的中小孔喉；多模態(tài)儲(chǔ)層剩余油呈團(tuán)塊式分布在中細(xì)孔－中小喉道系統(tǒng)。扇中儲(chǔ)集層為多期的辮狀分流水道與漫流細(xì)粒沉積互層，分流水道間側(cè)向切割，主要為雙模態(tài)儲(chǔ)集層，剩余油分布模式主要為油層頂部型、界面遮擋型；儲(chǔ)集層動(dòng)用程度低，剩余油富集，是下一步挖潛的主要方向。以此剩余油分布模式為基礎(chǔ)，制訂了新疆六中東區(qū)二次開(kāi)發(fā)深部調(diào)驅(qū)的方案，取得良好效果。

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