杜殿發(fā)，郭喬喬，鄭 洋，張根凱，張 雪

(中國石油大學(xué)(華東)，山東 青島 266580)

0 引 言

中國大多數(shù)油田已進(jìn)入高含水開發(fā)階段，剩余油日趨分散，開發(fā)難度不斷增大。砂體間的疊置關(guān)系直接控制注水開發(fā)油田的水淹特征，常規(guī)的儲層研究已無法滿足油田生產(chǎn)的需要，需對砂體間的接觸關(guān)系展開精細(xì)研究[1]。胡光義等[2]對海上油田河流相復(fù)合砂體的疊置樣式展開研究，封從軍等[3]對三角洲前緣復(fù)合水下分流河道的單砂體進(jìn)行識別，以上研究只局限于砂體疊置類型的描述與劃分，對不同砂體疊置關(guān)系下的剩余油分布研究僅停留在定性層面上，未曾利用數(shù)值模擬手段對不同砂體疊置構(gòu)型下的流線與剩余油分布展開集中研究。以孤東油田七區(qū)西區(qū)塊的地質(zhì)條件為基礎(chǔ)建立概念模型，利用流線數(shù)值模擬方法[4-5]，觀察流線分布，分析不同砂體疊置類型下剩余油的分布規(guī)律，為油田開發(fā)后期剩余油分布預(yù)測與開發(fā)方案的調(diào)整提供借鑒。

1 砂體疊置關(guān)系

1.1 油藏概況

孤東油田位于渤海灣盆地濟(jì)陽坳陷沾化凹陷東北部，是一個(gè)以上第三系館陶組疏松砂巖為主要儲集層的大型披覆背斜構(gòu)造整裝油藏。孤東油田劃分為八大區(qū)塊，其中，七區(qū)面積最大。孤東油田七區(qū)西整體地層傾角平緩，其北、西、南均被斷層切割，視為封閉邊界，向東與七區(qū)中自然相連，館陶組上段為主力油層，屬河流相沉積，油層埋深一般為1 180～1 450 m，含油面積為11.7 km2，石油地質(zhì)儲量為7 055×104t，有效厚度為10 m，平均孔隙度為34%，油藏平面滲透率為2 400×10-3μm2，垂向滲透率為240×10-3μm2，具有高孔高滲、強(qiáng)非均質(zhì)、儲層結(jié)構(gòu)疏松、易出砂的特征[6-7]。1986年以來，經(jīng)歷30多年的開發(fā)，目前區(qū)塊已全面進(jìn)入高含水開發(fā)后期階段，砂體疊置關(guān)系復(fù)雜，注入水流線驅(qū)替效率低下，剩余油分布趨于“整體零散、局部富集”的特點(diǎn)。

1.2 砂體疊置類型

由疊置樣式的控制因素可知，砂體疊置樣式是可容納空間A與沉積物補(bǔ)給通量S比值的函數(shù)。以A/S=1為界線，砂體疊置樣式與接觸關(guān)系隨A/S改變產(chǎn)生規(guī)律性變化[8-11]。當(dāng)A/S>1時(shí)，可容納空間大，沉積物補(bǔ)給相對不足，單砂體孤立存在并伴隨泥巖夾層，逐漸發(fā)育成單砂體泥巖夾層孤立型疊置關(guān)系；其中，曲流河砂體構(gòu)型下的點(diǎn)壩砂內(nèi)多發(fā)育此類型疊置，表現(xiàn)為傾斜的泥質(zhì)側(cè)積層[12]。當(dāng)A/S<1時(shí)，沉積物補(bǔ)給過快，河流發(fā)生侵蝕下切，平面上發(fā)生側(cè)疊型砂體疊置，垂向上發(fā)生堆疊復(fù)合型疊置，其中，辮狀河砂體沖刷作用強(qiáng)，橫向上不同類型或不同期次的砂體直接接觸，多發(fā)育側(cè)疊型和堆疊復(fù)合型疊置類型[13]。

2 剩余油分布

2.1 概念模型的建立

基于孤東油田七區(qū)西區(qū)塊的地質(zhì)條件建立概念模型，運(yùn)用Eclipse數(shù)值模擬軟件，觀察不同砂體疊置樣式下的流線分布[14-16]，剖析剩余油分布規(guī)律及其原因。概念模型為均質(zhì)油藏，網(wǎng)格大小為20.0 m×20.0 m×0.5 m，模型x和y方向劃分為30×30個(gè)網(wǎng)格，縱向上分20個(gè)模擬層。為便于對不同砂體疊置類型展開研究，在疊置砂體區(qū)域一側(cè)設(shè)置1口注水井，另一側(cè)設(shè)置1口生產(chǎn)井，觀察注入水從開始注入地層，到波及砂體疊置區(qū)域，并最終流向生產(chǎn)井的整個(gè)驅(qū)替過程。模擬區(qū)塊流體及巖石物性參數(shù)見表1。

表1 模擬區(qū)塊的流體及巖石物性參數(shù)

2.2 剩余油分布規(guī)律研究

油藏中砂體疊置現(xiàn)象普遍且疊置樣式繁多，深受水動(dòng)力大小、方向及岸質(zhì)條件的影響[9]。利用Eclipse數(shù)值模擬軟件，設(shè)定不同的滲透率等地層物性參數(shù)以表征不同的砂體類型，以此來模擬不同空間疊置樣式下的油水滲流狀況，對比疊置面前后流線分布的變化，分析剩余油的分布規(guī)律，進(jìn)一步確定剩余油富集部位，為下一步挖潛提供科學(xué)依據(jù)。

2.2.1 單砂體泥巖夾層孤立型

圖1為單砂體泥巖夾層孤立型。由圖1b可知，驅(qū)替水從注入井I1、I2流向生產(chǎn)井P1、P2，隨著流線的延伸，流線分布經(jīng)歷集中—發(fā)散—集中的變化趨勢。隨著水流的推進(jìn)，由于遇到不滲透泥巖的阻擋，水流方向發(fā)生了改變，泥巖內(nèi)沒有流線穿過，在泥巖夾層之間的可滲流區(qū)域存在水流波及。由于傾斜泥巖帶的存在，注入水沿著泥巖帶傾斜方向向上推移。泥巖上部地層在重力作用優(yōu)勢下獲得了較強(qiáng)的水流驅(qū)替作用，其平均剩余油飽和度約為32%；泥巖下部的平均剩余油飽和度約為47%，表明在泥巖區(qū)及泥巖下部區(qū)域形成了剩余油富集區(qū)。

圖1 單砂體泥巖夾層孤立型

2.2.2 側(cè)疊型

河道砂體遭遇到不同程度的河流沖刷與侵蝕作用，會形成以側(cè)疊型為主的橫向砂體疊置關(guān)系，分為沖刷側(cè)疊型和下切側(cè)疊型。在多期河流發(fā)育的地區(qū)，由于受到晚期較平緩的河流沖刷作用，早期河流沉積單元被部分或完全沖蝕，形成較平緩的沖蝕面，并在沖蝕面一側(cè)沉積發(fā)育新的河道砂體，形成側(cè)向上相互疊加的厚層沖刷型側(cè)向疊置。在某些河道特殊部分(如曲流河凹岸側(cè))處由于遭受河流的強(qiáng)烈沖蝕作用，河道沉積物直接覆蓋在早期河道砂體上，形成典型的下切型側(cè)向疊置類型。

(1) 沖刷側(cè)疊型(圖2)。由圖2可知，砂體1右側(cè)區(qū)域在河流的沖刷與侵蝕作用下被后期發(fā)育的砂體2所疊置，由于兩砂體物性、空間位置及砂體展布的差異，注入水的推移方向在經(jīng)過砂體疊置面時(shí)發(fā)生改變，整體存在向右上側(cè)突進(jìn)的趨勢。另外由流線的分布可知，位于砂體1右上部的砂體2突兀部分(圖2b中虛線處)，流線的分布較稀疏，其特殊位置導(dǎo)致注入水難以波及，形成了剩余油富集區(qū)域，剩余油飽和度超過附近同類型砂體5～15個(gè)百分點(diǎn)。疊置砂體剩余油分布規(guī)律呈現(xiàn)上部區(qū)域高于下部區(qū)域，邊緣區(qū)域高于中心區(qū)域。

圖2 沖刷側(cè)疊型

(2) 下切側(cè)疊型(圖3)。由砂體沉積原理可知，砂體1最先沉積，依次為砂體2、砂體3和泥巖。在強(qiáng)烈的河流侵蝕作用下，砂體3對砂體1和砂體2發(fā)生嚴(yán)重的下切型側(cè)向侵蝕，后期泥巖對砂體3發(fā)生下切侵蝕，沉積過程又伴隨著砂體1、砂體2、泥巖間的沖刷型側(cè)向侵蝕，整體表現(xiàn)為如圖3a所示的下切型側(cè)向疊置類型。由圖3b中所示的流線分布可知，在重力的影響下，一部分驅(qū)替水從注入井I1、I2注入地層后便急速下行并迅速蔓延到下部的砂體3。砂體3滲透性好，驅(qū)替程度高，剩余油飽和度低，平均僅為21%。另一部分注入水在沿水平方向推進(jìn)的同時(shí)伴隨微弱的下行趨勢，砂體2中的油主要依靠該部分流體進(jìn)行驅(qū)替，剩余油飽和度約為36%。在泥巖及其附近區(qū)域，流線分布銳減，剩余油飽和度突增。在砂體1、砂體2、砂體3接觸的地層區(qū)域，流線分布少，相對驅(qū)替程度低，造成該區(qū)域剩余油飽和度高于其上部和下部臨近區(qū)域，最大剩余油飽和度差值可達(dá)10個(gè)百分點(diǎn)。此砂體的疊置不利于注入水的有效推進(jìn)，砂體疊置越復(fù)雜，水驅(qū)油程度越差，采收率越低。

圖3 下切側(cè)疊型

(3) 堆疊復(fù)合型(圖4)。由圖4a可知，砂體1、砂體3之間和砂體2、砂體4之間均發(fā)生垂向切疊，砂體3、砂體4之間發(fā)生垂向疊加，并且整個(gè)地層夾雜著側(cè)積泥巖隔層。這種垂向上的切疊、疊加及側(cè)積泥巖隔層的不規(guī)則分布組合形成了堆疊復(fù)合型砂體疊置類型。由圖4b可知，砂體疊置交界處的大部分流線會沿平行于砂體疊置交界面方向前移，傾向于不穿透疊置層并在原砂體內(nèi)流動(dòng)的趨勢(見圖中標(biāo)線處)。砂體3內(nèi)分布的流線數(shù)量明顯多于其他砂體，水驅(qū)程度高，剩余油飽和度低，平均為23%。從整體砂體分布角度而言，砂體3是滲流優(yōu)勢通道[17-18]，水淹快。地層中的側(cè)積泥巖迫使流線改變前進(jìn)方向，使得側(cè)積泥巖及其下部區(qū)域剩余油偏高，泥巖上部區(qū)域由于遭受水的驅(qū)替，剩余油飽和度明顯低于泥巖下部區(qū)域，其平均剩余油飽和度分別為26%、56%。在重力影響下，注入水具有向前下方推移的趨勢，致使砂體4下部地層驅(qū)替程度高、剩余油飽和度低，約為24%。

圖4 堆疊復(fù)合型

3 實(shí)例應(yīng)用

孤東油田七區(qū)西Ng52+3通過巖心標(biāo)定測井進(jìn)行單井巖心的識別，明確河道砂體內(nèi)部多出現(xiàn)以泥巖、泥質(zhì)粉砂巖為主的物性、巖性夾層，單砂體泥巖孤立型砂體疊置關(guān)系較為發(fā)育，河道邊緣內(nèi)部的泥質(zhì)充填為滲流屏障[19-20]。點(diǎn)砂壩是主力產(chǎn)油區(qū)且其內(nèi)部多發(fā)育傾斜的泥質(zhì)側(cè)積層，多見沖刷側(cè)疊型與下切側(cè)疊型砂體疊置類型，部分區(qū)域發(fā)育堆疊復(fù)合型砂體疊置類型。經(jīng)過多年的注水開發(fā)，孤東油田剩余油分布表現(xiàn)“整體分散，局部富集”的特點(diǎn)。礦場針對不同砂體疊置類型下剩余油分布特征，采取不同的技術(shù)調(diào)整對策：如針對泥巖夾層發(fā)育區(qū)域不斷優(yōu)化射孔位置、優(yōu)化矢量注采等，不斷降低夾層對剩余油的遮擋作用；針對砂體側(cè)疊區(qū)域開展精細(xì)油水分布描述，對剩余油富集區(qū)域?qū)嵤┘用苄戮染W(wǎng)優(yōu)化措施，不斷提高驅(qū)替水的波及效率；針對堆疊復(fù)合型砂體疊置區(qū)域開展精細(xì)開發(fā)層系劃分，封堵優(yōu)勢滲流通道，不斷提高注入水驅(qū)替效率。孤東油田七區(qū)西Ng52+3共鉆新井9口，平均新建產(chǎn)能為1.1×104t。實(shí)施措施后10口老井恢復(fù)生產(chǎn)，調(diào)整11口開發(fā)層系井，調(diào)整開發(fā)井網(wǎng)，從前期的排狀注水轉(zhuǎn)為300 m×300 m、300 m×150 m的反九點(diǎn)井網(wǎng)，全井組實(shí)施交替脈沖式注水開發(fā)，總體采收率提高約2個(gè)百分點(diǎn)。

4 結(jié) 論

(1) 砂體疊置類型復(fù)雜多樣，主要分為單砂體泥巖孤立型、以側(cè)疊型為主的橫向砂體疊置和以堆疊復(fù)合型為主的垂向砂體疊置。其中側(cè)疊型又可細(xì)分為沖刷側(cè)疊型和下切側(cè)疊型。

(2) 砂體疊置對流線分布、剩余油的驅(qū)替有重要影響。泥巖的存在迫使流線發(fā)生改變，致使泥巖及泥巖附近容易形成剩余油富集區(qū)。剩余油分布呈現(xiàn)疊置區(qū)域上部高于下部、邊緣區(qū)域高于主體區(qū)域規(guī)律。

(3) 堆疊復(fù)合型砂體疊置高滲透層流線分布密集，水驅(qū)程度高，水流突進(jìn)快，容易形成優(yōu)勢通道；低滲透層流線分布稀疏，水驅(qū)程度低，剩余油飽和度高。疊置面處的大部分流體沿平行于疊置面的方向進(jìn)行驅(qū)替，具有傾向于保持在原砂體內(nèi)滲流的流動(dòng)趨勢。