劉太勛, 李 超, 劉 暢, 孫 強(qiáng)

(1.中國石油大學(xué)(華東)地球科學(xué)與技術(shù)學(xué)院,山東青島 266580;2.青島海洋科學(xué)與技術(shù)國家實(shí)驗(yàn)室海洋礦產(chǎn)資源評(píng)價(jià)與探測(cè)技術(shù)功能實(shí)驗(yàn)室,山東青島 266071; 3.中國石化勝利油田分公司河口采油廠,山東東營 257200)

剩余油分布預(yù)測(cè)及提高采收率是當(dāng)今世界各石油生產(chǎn)國普遍關(guān)注的問題[1-4],開展儲(chǔ)層構(gòu)型研究為剩余油分布規(guī)律提供了有效手段[5-8]。近年來,國內(nèi)外學(xué)者對(duì)三角洲儲(chǔ)層研究逐漸深入,針對(duì)三角洲前緣水下分流河道內(nèi)部構(gòu)型做出了許多具有標(biāo)志性意義的研究工作[9-13],但對(duì)河口壩內(nèi)部構(gòu)型及其控制下的剩余油分布物理模擬研究還不夠深入[14-15]。筆者以陸梁油田陸9井區(qū)白堊系呼圖壁河組上段7砂組4小層(K1h27-4)河口壩為例,在對(duì)三角洲儲(chǔ)層構(gòu)型解剖的基礎(chǔ)上,依據(jù)河口壩構(gòu)型模式及河口壩增生體發(fā)育模式,以砂箱物理模擬為手段,對(duì)河口壩儲(chǔ)層構(gòu)型控制下的剩余油分布規(guī)律進(jìn)行研究。

1 研究區(qū)概況

陸梁油田陸9井區(qū)位于新疆維吾爾自治區(qū)和豐縣境內(nèi),構(gòu)造上位于準(zhǔn)噶爾盆地陸梁隆起三個(gè)泉凸起I號(hào)背斜的東高點(diǎn)[16],為一個(gè)較大的穹窿構(gòu)造。研究區(qū)主要含油層段為呼圖壁河組上段3砂組到7砂組,其中7砂組4小層為主力含油小層,屬三角洲前緣沉積。研究區(qū)儲(chǔ)層物性較好,為中高孔、中高滲儲(chǔ)層。地層原油密度為0.808 g/cm3,地層原油黏度為4.243 mPa·s。研究區(qū)油藏2001年全面投入開發(fā),由于砂體內(nèi)部夾層較復(fù)雜,儲(chǔ)層物性差異大,在注水開發(fā)過程中水驅(qū)狀況和剩余油分布規(guī)律不清楚,嚴(yán)重影響了油藏后續(xù)的開發(fā)。因此急需對(duì)其儲(chǔ)層結(jié)構(gòu)進(jìn)行精細(xì)解剖,并據(jù)此分析剩余油分布規(guī)律。

2 三角洲前緣河口壩構(gòu)型解剖

2.1 夾層類型及識(shí)別

巖心描述表明區(qū)內(nèi)發(fā)育泥質(zhì)、物性和鈣質(zhì)3類夾層,夾層在測(cè)井曲線上有較好的響應(yīng)。泥質(zhì)夾層巖性為泥巖或粉砂質(zhì)泥巖,厚度一般小于30 cm。自然電位(SP)曲線回返幅度小于1/3,自然伽馬(GR)曲線回返幅度小于1/2,聲波時(shí)差(AC)較高,微電極曲線基本無幅度差(圖1(a))。泥質(zhì)夾層是靜水期或一期洪水中洪峰間歇期沉積形成的,為區(qū)內(nèi)最主要的夾層類型。物性夾層巖性為泥質(zhì)粉砂巖或粉砂巖,儲(chǔ)層物性差,SP曲線有微弱回返,GR回返幅度小于1/3,AC曲線有較明顯起伏,兩條微電極曲線幅度差較小(圖1(b))。物性夾層是洪峰期洪水能量減弱形成的。鈣質(zhì)夾層巖性為鈣質(zhì)粉砂巖或含鈣泥質(zhì)粉砂巖,SP曲線無明顯變化,GR曲線微弱回返,AC曲線具低值尖峰,微電極曲線具明顯高值尖峰(圖1(c))。鈣質(zhì)夾層是后期鈣質(zhì)膠結(jié)作用形成的,這類夾層分布范圍局限。

圖1 不同類型夾層特征Fig.1 Features of different types of interlayers

2.2 河口壩構(gòu)型特征

利用層次分析法對(duì)河口壩構(gòu)型解剖表明K1h27-4小層平面上發(fā)育5個(gè)復(fù)合河口壩(圖2),從左到右依次為1～5號(hào),中部3號(hào)和4號(hào)壩體規(guī)模較大。剖面構(gòu)型解剖表明:K1h27-4小層3～4號(hào)壩體間發(fā)育3期進(jìn)積式河口壩砂體(圖3),其中五級(jí)和四級(jí)界面均為滲流屏障,三級(jí)界面中夾層發(fā)育位置為滲流屏障,其他位置不具有阻礙流體運(yùn)動(dòng)的能力。第一期河口壩規(guī)模較小,內(nèi)部可識(shí)別出2個(gè)三級(jí)界面,界面傾角為3.3°。第二期河口壩規(guī)模較大,內(nèi)部可識(shí)別出3個(gè)三級(jí)界面,對(duì)應(yīng)夾層發(fā)育規(guī)模約為三級(jí)界面規(guī)模的一半,發(fā)育在壩中心部位,夾層傾角為3.1°。第三期河口壩內(nèi)部可識(shí)別出3個(gè)三級(jí)界面,發(fā)育在壩前緣,夾層傾角為2.3°?？傮w看來,單一河口壩內(nèi)部包含多個(gè)增生體,增生體厚度約為2 m。

對(duì)5個(gè)復(fù)合河口壩的規(guī)模進(jìn)行統(tǒng)計(jì),其長度為1 326～ 3 543 m,寬度為691～2 662 m,平均長寬比為1.09 ～1.96。3號(hào)和4號(hào)復(fù)合河口壩砂體發(fā)育規(guī)模最大,砂體最厚,粒度最粗,滲透性也最好(表1)。根據(jù)河口壩發(fā)育的不同期次,對(duì)單一河口壩規(guī)模進(jìn)行統(tǒng)計(jì)(表2),單一河口壩厚度平均為3.8 m,壩長平均為1 346 m,壩寬平均為749 m,長寬比約為1.8,長厚比約為354.21。三期河口壩砂體均為反韻律,滲透率由下向上依次變大,滲透率最高的部位為第一期和第二期河口壩的頂部粗砂體。第一期河口壩砂體由下向上由中砂漸變?yōu)榇稚?第二期河口壩砂體由下向上由細(xì)砂漸變?yōu)榇稚?第三期河口壩砂體由下向上由細(xì)砂漸變?yōu)橹猩啊?/p>

圖2 K1h27-4小層沉積微相平面展布Fig.2 Plane distribution of sedimentary microfacies in K1h27-4 Formation

圖3 K1h27-4小層構(gòu)型界面剖面展布Fig.3 Profile of architecture bounding surfaces in K1h27-4 Formation

復(fù)合河口壩編號(hào)砂體長/m最大值最小值平均值砂體寬/m最大值最小值平均值平均長寬比 1號(hào)2號(hào)3號(hào)4號(hào)5號(hào)2024200835433221276813261477240417171384160118432941297620721111184618992662114285613541445179569199916911731219410591.601.091.701.361.96

表2 陸9井區(qū)K1h27-4層不同期次單一河口壩規(guī)模統(tǒng)計(jì)Table 2 Scale of single debouch bars with different period of K1h27-4 Formation in Lu9 block

3 試驗(yàn)?zāi)Ｐ驮O(shè)計(jì)及試驗(yàn)方案

3.1 試驗(yàn)?zāi)Ｐ驮O(shè)計(jì)

河口壩構(gòu)型解剖結(jié)果表明研究區(qū)復(fù)合河口壩上下界面為5級(jí)構(gòu)型界面[17]。單一河口壩間的兩條隔層附近為4級(jí)構(gòu)型界面。單一河口壩內(nèi)部各增生體間的夾層附近為3級(jí)界面,分割增生體的夾層往往因發(fā)育規(guī)模有限僅具有局部隔擋能力。

根據(jù)相似準(zhǔn)則[18],設(shè)計(jì)的試驗(yàn)?zāi)Ｐ腕w現(xiàn)為進(jìn)積式復(fù)合河口壩,在復(fù)合河口壩中設(shè)計(jì)出三期單一河口壩,依次向左側(cè)進(jìn)積,三期河口壩被兩條具有微小角度的隔層分開(圖4)。第一期河口壩下部填充中砂,上部填充粗砂,厚度比約為2∶1,在第一期河口壩的上部設(shè)計(jì)一條泥質(zhì)夾層作為2個(gè)增生體的分界,泥質(zhì)夾層頂部封隔。第二期河口壩自下而上依次填充細(xì)砂、中砂和粗砂,厚度比約為1∶2∶1,在其內(nèi)部設(shè)計(jì)兩條夾層作為3個(gè)增生體的分界,右側(cè)夾層僅發(fā)育在中部,左側(cè)夾層規(guī)模稍大,在中部和上部發(fā)育,頂部封隔。第三期河口壩下部填充細(xì)砂,上部填充中砂,厚度比約為1∶2,在下部靠河口壩前緣位置設(shè)計(jì)一條夾層,作為2個(gè)增生體的分界,夾層下部封隔。

K1h27-4小層中的隔、夾層均向南傾,傾角較小,約為3°,壩體長度平均為1 346 m,壩體寬度平均為749 m,試驗(yàn)?zāi)＞唛L度和寬度分別為72和30 cm,考慮到試驗(yàn)?zāi)＞吆蛯?shí)際壩體不在同一數(shù)量級(jí),同時(shí)為了突出夾層對(duì)試驗(yàn)效果的影響,需增大夾層的傾角,試驗(yàn)中夾層傾角約為30°。

圖4 河口壩試驗(yàn)?zāi)Ｐ图疤结樂植际疽鈭DFig.4 Distribution of probes in experimental model of debouch bar

3.2 試驗(yàn)方案

(1)配制試驗(yàn)用油及試驗(yàn)用水。試驗(yàn)選用柴油及少量安定來潤滑油混合配制出黏度、密度與實(shí)際地層條件相似的試驗(yàn)用油,并向其中添加油紅染色劑以便于觀察試驗(yàn)現(xiàn)象。試驗(yàn)用水由蒸餾水及氯化鈉配制而成,含鹽量為1.5%。

(2)制作試驗(yàn)?zāi)Ｐ?。試?yàn)的砂箱尺寸為72 cm×30 cm×5 cm,分布60個(gè)測(cè)量電阻(圖4)。細(xì)砂選用粒徑為0.125～0.15 mm的石英砂,中砂選用粒徑為0.25～0.3 mm的石英砂,粗砂選用粒徑為0.5～0.6 mm的石英砂,隔、夾層選用粒徑小于0.037 mm的石英粉。浸濕石英砂,采用濕填法以便更高效地制作試驗(yàn)?zāi)Ｐ?試驗(yàn)所用砂粒為親水性石英砂,三期河口壩砂體滲透率由下到上均增大,在第一期和第二期河口壩砂體頂部填充粗砂,這些位置也是滲透率最大的位置。

(3)給模型飽和水。采用5 mL/min的流速注入配制而成的鹽水,直到出液口速度恒定,電阻率基本無變化。

(4)給模型注入油。為了模擬油氣向圈閉充注的過程,旨在得到初始含油飽和度。采用2 mL/min流速注入試驗(yàn)油,直到出液口沒有更多的水排出,排油速度穩(wěn)定和電阻率基本無變化。

(5)水驅(qū)油試驗(yàn)。為了有效地觀察試驗(yàn)過程同時(shí)考慮試驗(yàn)的安全性,采用1 mL/min流速注入鹽水,直到出液口沒有更多的油排出,排水速度穩(wěn)定和電阻率基本無變化。

試驗(yàn)過程中采集各測(cè)點(diǎn)的電阻率數(shù)據(jù),觀察試驗(yàn)現(xiàn)象并及時(shí)拍照。通過所測(cè)得的電阻率采用Archie公式即可計(jì)算相應(yīng)位置的含油飽和度[19],計(jì)算方法如下:

(1)

(2)

式中Ro為孔隙中100%含水的地層電阻率,Ω·m;Rw為孔隙中所含地層水電阻率,Ω·m;F為巖石的地層因素;a為與巖性有關(guān)的比例系數(shù);φ為巖石孔隙度,%;m為膠結(jié)指數(shù);I為電阻增大系數(shù);Rt為含油巖石電阻率,Ω·m;b和n為與巖性有關(guān)的兩個(gè)參數(shù);So為含油飽和度,%。

已知a、m、φ和Rw,通過式(1)可求出Ro;已知Rt、Ro、b和n,通過式(2)可得So。試驗(yàn)中由于砂箱模型是未膠結(jié)的砂,因此計(jì)算中m取值1.3,n取值2,由于試驗(yàn)中使用的是純凈的石英砂,因此a取值1,b取值1.03。

4 模擬試驗(yàn)及剩余油分析

4.1 試驗(yàn)過程

根據(jù)試驗(yàn)方案步驟開展水驅(qū)油模擬試驗(yàn),注入油總重3.705 kg,采出油總重1.781 kg,采收率為48.07%,試驗(yàn)采收率較油藏采收率偏高,其原因?yàn)?砂體未得到充分壓實(shí),較地下儲(chǔ)層孔滲性好;試驗(yàn)初始狀態(tài)含油飽和度高于地下油藏原始含油飽和度。試驗(yàn)過程圖像采集如圖5所示,圖5(a)為初始填砂模型,其中灰白色部分為泥質(zhì)隔夾層,體現(xiàn)河口壩隔夾層分布特征。圖5(b)為充注油完成狀態(tài),除了泥質(zhì)隔夾層外,基本每個(gè)位置都注入了油,油充注情況良好。水驅(qū)油6 h后模型頂部顏色變?yōu)榘咨?其余部位顏色基本沒有變化(圖5(c)),說明主要是對(duì)頂部的油進(jìn)行驅(qū)替,且驅(qū)替較徹底。其原因?yàn)轫敳可绑w粒度粗,物性較好,且沒有夾層隔擋。驅(qū)替試驗(yàn)進(jìn)行6～12 h過程中,因?yàn)榈谌诤涌趬紊喜框?qū)油較徹底且下部有夾層隔擋,所以主要為第一期和第二期河口壩砂體出油,表現(xiàn)為紅色變淺(圖5(d))。每一期河口壩中均可明顯觀察到下部驅(qū)替效率要高于上部,原因是重力作用和夾層對(duì)驅(qū)油效率的雙重影響大于粒度差異對(duì)驅(qū)油效率影響。對(duì)比一、二期河口壩可知,第一期河口壩底部驅(qū)油效率更高,表明注入水重力作用對(duì)驅(qū)替過程影響顯著。驅(qū)替試驗(yàn)進(jìn)行18 h后,模型頂部仍然只發(fā)生注入水的竄流,驅(qū)油作用主要集中在第一期和第二期河口壩內(nèi),第一期河口壩底部的注入水波及范圍幾乎貫穿整個(gè)模型,而第二期河口壩底部注入水前緣位置已達(dá)采液端,二者在縱向波及范圍上也進(jìn)一步擴(kuò)大(圖5(e))。水驅(qū)油試驗(yàn)進(jìn)行24 h后,出油端含水達(dá)98%,水驅(qū)油試驗(yàn)結(jié)束(圖5(f)),注入水在橫向及縱向波及范圍進(jìn)一步擴(kuò)大。對(duì)比各種類型的夾層可知,頂部和底部封隔夾層對(duì)流體的阻礙作用優(yōu)于中部封隔夾層。剩余油主要分布在底部封隔夾層來水一側(cè)和頂部封隔夾層背水一側(cè)。對(duì)比兩條頂部封隔夾層可知,夾層發(fā)育規(guī)模越大,阻礙流體運(yùn)動(dòng)的能力就越強(qiáng),剩余油也越多。因此剩余油主要分布在頂、底部封隔夾層與隔層相交形成的銳三角形區(qū)域及中部封隔夾層弧線朝向一側(cè),在第一、二期河口壩上部和第三期河口壩下部的其他位置也有剩余油分布。

圖5 試驗(yàn)過程記錄Fig.5 Photos of experimental processes

4.2 壩間隔層對(duì)剩余油的影響作用

為了研究壩間隔層對(duì)剩余油的影響作用,選取11號(hào)、35號(hào)和59號(hào)探針位置含油飽和度變化來進(jìn)行分析,3個(gè)測(cè)量點(diǎn)分別隸屬于被隔層分開的不同期次河口壩,其砂體粒度、離注水端位置均相同。從含油飽和度變化曲線可看出,11號(hào)、35號(hào)和59號(hào)探針位置初始含油飽和度分別為39%、53%和70%,其原因?yàn)橛退亓Ψ之愖饔脤?dǎo)致上部含油飽和度要高于下部(圖6)。11號(hào)和35號(hào)探針位置含油飽和度初期下降緩慢,中期下降加快,且35號(hào)含油飽和度加速下降的時(shí)間先于11號(hào)位置,后期含油飽和度趨于平穩(wěn),而59號(hào)探針位置含油飽和度前期迅速下降,驅(qū)替7 h后,含油飽和度降至約4%,之后含油飽和度趨于平穩(wěn)。其原因?yàn)?9號(hào)位置相對(duì)于11號(hào)和35號(hào)位置壓實(shí)程度低,沒有夾層遮擋;注入水的重力下沉作用對(duì)驅(qū)替過程有重要影響。11號(hào)、35號(hào)和59號(hào)位置剩余油飽和度分別為4%、21%和4%。

圖6 11號(hào)、35號(hào)和59號(hào)探針含油飽和度變化對(duì)比Fig.6 Comparison of oil saturation of No.11,No.35 and No.59 probe

4.3 壩內(nèi)夾層對(duì)剩余油的影響作用

為了研究壩內(nèi)夾層對(duì)剩余油的影響作用及三級(jí)構(gòu)型單元之間剩余油分布的差異,在同一河口壩被夾層隔開的不同增生體內(nèi)選取砂體粒度相同,離注水端位置不同的26號(hào)、31號(hào)和35號(hào)探針位置的含油飽和度變化進(jìn)行分析(圖7)。

圖7 26號(hào)、31號(hào)和35號(hào)探針含油飽和度變化對(duì)比Fig.7 Comparison of oil saturation of No.26,No.31 and No.35 probe

31號(hào)和35號(hào)位置初始含油飽和度基本相近,原因是1、2號(hào)增生體間的中部封隔夾層傾角小,油可以順利注入到31號(hào)位置。31號(hào)位置剩余油飽和度略高于35號(hào)位置剩余油飽和度,說明該夾層具有一定的阻礙流體運(yùn)動(dòng)的能力,但是其影響較小。31號(hào)位置處含油飽和度前期有一定程度的上升,驅(qū)替3.5 h后含油飽和度開始逐漸下降,驅(qū)替19 h后,含油飽和度降至約25%并趨于穩(wěn)定,直到試驗(yàn)結(jié)束。前期含油飽和度上升原因?yàn)閵A層的存在使得前面驅(qū)替過來的油在31號(hào)位置處有短暫滯留產(chǎn)生“水驅(qū)油升現(xiàn)象”。對(duì)比26號(hào)和35號(hào)位置含油飽和度可知,26號(hào)位置初始含油飽和度低,但是其剩余油飽和度高,原因在于夾層對(duì)油注入的阻礙和注入水波及的阻礙作用明顯。26號(hào)位置含油飽和度整體上保持緩慢下降的趨勢(shì),期間出現(xiàn)含油飽和度短暫升高的現(xiàn)象,原因在于前面驅(qū)替過來的油在浮力作用下上升同時(shí)被注入水驅(qū)替。26號(hào)、31號(hào)和35號(hào)位置剩余油飽和度分別為24%、25%和21%。

4.4 壩體內(nèi)儲(chǔ)層對(duì)剩余油的影響作用

為了研究壩體內(nèi)儲(chǔ)層對(duì)剩余油的影響作用及剩余油分布差異,選取位于同一增生體內(nèi)部,砂體粒度不同,離注水端位置相近的17號(hào)、30號(hào)和43號(hào)探針進(jìn)行含油飽和度分析?？拷鼕A層的30號(hào)和43號(hào)位置含油飽和度呈階梯狀下降趨勢(shì),驅(qū)替16 h后含油飽和度趨于平穩(wěn)(圖8)。

圖8 17號(hào)、30號(hào)和43號(hào)探針含油飽和度變化對(duì)比Fig.8 Comparison of oil saturation of No.17,No.30 and No.43 probe

17號(hào)位置含油飽和度總體呈下降趨勢(shì),期間出現(xiàn)幾次短暫的微小增大,其原因?yàn)?7號(hào)位置在注入水驅(qū)替下,含油飽和度逐漸下降,上面存在夾層的遮擋,使得油會(huì)順著夾層向16、17號(hào)探針位置移動(dòng),造成含油飽和度短暫上升,夾層的存在使得驅(qū)替過程不平穩(wěn),表現(xiàn)為含油飽和度出現(xiàn)幾次短暫的微小增大。受粒度和油水重力分異作用影響,使得43號(hào)位置初始含油飽和度高于17號(hào)和30號(hào)的初始含油飽和度。受夾層遮擋作用影響程度不同,使得43號(hào)、30號(hào)和17號(hào)位置剩余油飽和度依次降低,分別為28%、16%和4%。

5 結(jié) 論

(1)陸梁油田陸9井區(qū)K1h27-4小層平面上發(fā)育5個(gè)河口壩復(fù)合體,垂向上為3期進(jìn)積式河口壩沉積,每期河口壩發(fā)育2～3個(gè)增生體。五級(jí)和四級(jí)界面均為滲流屏障,三級(jí)界面中,夾層發(fā)育的位置為滲流屏障。

(2)河口壩復(fù)合體內(nèi)具頂部或底部封隔能力的夾層比中部夾層更有利于剩余油富集。夾層發(fā)育規(guī)模越大,傾角越大,阻礙流體運(yùn)動(dòng)能力就越強(qiáng),越有利于剩余油富集。

(3)河口壩中剩余油主要分布在頂部夾層和底部夾層與隔層相交形成的銳三角形區(qū)域及中部夾層弧線朝向一側(cè),在第一、二期河口壩上部和第三期河口壩下部的其他位置也有剩余油分布。