張鵬剛，張永平，趙 輝，范 鵬，李化斌，賀艷枚

（中國石油長慶油田分公司第三采油廠，寧夏銀川 750006）

1 油藏開發(fā)形勢

油房莊油田D5 油藏位于伊陜斜坡油房莊局部穹窿帶，構(gòu)造兩邊低中間高，形成小型隆起。其砂體走向呈北東-南西向，為三角洲平原分流河道沉積，屬于巖性-構(gòu)造油藏。儲(chǔ)層非均質(zhì)性較強(qiáng)，邊底水發(fā)育，平均厚度11 m，局部隔夾層發(fā)育，探明含油面積5.37 km2，地質(zhì)儲(chǔ)量223.53×104t，平均有效厚度9.2 m，孔隙度15.85%，滲透率11.91×10-3μm2，為中孔低滲儲(chǔ)層[1]。

D5 油藏于2009 年3 月采用菱形反九點(diǎn)井網(wǎng)同步注水大規(guī)模開發(fā)，目前油井開井54 口，平均單井日產(chǎn)油2.2 t，綜合含水69.6%，采出程度27.9%，注水井開井16 口，日注水平444 m3，單井日注28 m3，注采比0.96。

2 儲(chǔ)層描述

2.1 地層劃分

地層對(duì)比劃分是儲(chǔ)層精細(xì)描述、模型建立以及后期剩余油挖潛的基礎(chǔ)，對(duì)于地層劃分與對(duì)比，尤其是小層，研究上以層序地層學(xué)原理為基礎(chǔ)，并結(jié)合沉積、構(gòu)造、巖性、電性等特征綜合考慮。

根據(jù)層序地層學(xué)，利用標(biāo)志層、電性特征標(biāo)志、沉積旋回、巖性厚度對(duì)比等方法，對(duì)D5 油藏78 口油水井X2 地層進(jìn)行了系統(tǒng)劃分與對(duì)比，劃分為6 個(gè)單砂層，單砂層平均地層厚度5.1 m（見表1）。

表1 D5 油藏地層劃分結(jié)果

2.2 微構(gòu)造研究

在陜北斜坡東高西低的大構(gòu)造背景下發(fā)育一系列北東-南西河流相-三角洲沉積。D5 油藏位于其中一條分流河道上。油藏整體表現(xiàn)為一中間高、兩邊低、橫向跨度約2.0 km 的小型隆起，局部發(fā)育小高點(diǎn)、小低點(diǎn)、鼻狀構(gòu)造和小溝槽4 種微構(gòu)造，構(gòu)造繼承性較好，構(gòu)造平緩，起伏較小，主體部位幅度差12 m 左右，構(gòu)造小高點(diǎn)主要位于D21 井、D19 井、D20 井處。而且D5 油藏為底水塊狀油藏，構(gòu)造高部位含油性好，油井累產(chǎn)油多，低部位油井含油性相對(duì)較差，累產(chǎn)油較少，為巖性-構(gòu)造油藏。

2.3 沉積微相研究

根據(jù)區(qū)域沉積背景、巖心觀察資料，認(rèn)為D5 油藏在沉積過程中，由于坡度極其平緩，湖盆萎縮，已完全處于水上環(huán)境，屬于三角洲平原沉積，物源主要來自北東方向。根據(jù)巖心顏色、沉積構(gòu)造、層序特征、粒度特征、電測曲線形態(tài)等綜合分析，結(jié)合區(qū)域沉積環(huán)境背景，對(duì)D5 油藏沉積微相進(jìn)行分析，認(rèn)為D5 油藏微相發(fā)育分流河道、河道側(cè)緣、天然堤、決口扇、分流間灣[2]。

在平面上，D5 油藏發(fā)育北東-南西向4～6 條分流河道，單河道寬度在100～750 m，平均500 m，寬厚比25～150，河道最寬處1 600 m?？v向上，多期河道疊加，順物源方向沉積微相連續(xù)性較好，垂直物源方向沉積微相連續(xù)性相對(duì)較差。

2.4 砂體展布

受沉積微相的控制，D5 油藏砂體呈北東-南西向條帶狀展布，河道主體部位砂體較厚，最厚可達(dá)9.4 m，局部連片發(fā)育。

根據(jù)不同成因單砂體的組合關(guān)系，可將D5 油藏單砂體的接觸組合樣式分為三種：分流河道－分流間灣－分流河道接觸，分流河道－河道側(cè)緣－分流河道接觸，分流河道－分流河道接觸，不同的接觸模式，在剖面上會(huì)顯示出“厚-薄-厚”特征。

通過單砂體縱向上接觸關(guān)系及小層內(nèi)測井響應(yīng)特征，發(fā)現(xiàn)D5 油藏不同期次分流河道垂向上以相互切疊（40%）及疊加（33%）為主；同期單河道接觸以側(cè)切式與對(duì)接式為主；單河道寬度在100～750 m，平均500 m，寬厚比25～150。

3 儲(chǔ)層非均質(zhì)性研究

3.1 層內(nèi)非均質(zhì)性

D5 油藏X221小層滲透率級(jí)差主要分布在5～10，平均9.12；滲透率突進(jìn)系數(shù)主要分布在0～2，平均1.98，滲透率變異系數(shù)主要分布在0.3～0.5，平均0.44，X221非均質(zhì)程度為中等；X222、X223小層表現(xiàn)為中等偏強(qiáng)（見表2）。

3.2 層間非均質(zhì)性

層間非均質(zhì)性是指相鄰儲(chǔ)層或砂體垂向上巖性、結(jié)構(gòu)、物性等方面的差異，層間非均質(zhì)性是引起注水開發(fā)過程中層間干擾、水驅(qū)差異和單層突進(jìn)的內(nèi)在原因。由于陸相儲(chǔ)層的層數(shù)多、厚度小、橫向變化快及連通性差，因此層間非均質(zhì)性非常突出[3，4]。

D5 油藏隔層厚度小，局部發(fā)育，多為單層，層內(nèi)夾層發(fā)育程度低，大部分井隔層厚度＜1.0 m。X2 以物性隔層為主，僅在油藏中部和西南部連片發(fā)育，中部隔層厚度平均1.1 m，西南部隔層厚度平均0.8 m。

4 水驅(qū)規(guī)律研究

隨累計(jì)采出增加，見水井逐漸增加，綜合含水逐步上升。目前水驅(qū)見效井40 口，見效比例83.3%，見效井主要位于油藏中部，其中Ⅰ類見效井受儲(chǔ)層平面非均質(zhì)性影響較大，Ⅱ類見效井主要受儲(chǔ)層物性特征較差影響，水驅(qū)受效緩慢，Ⅲ類見效井主要受平面、剖面非均質(zhì)性的雙重作用。未見效井主要位于油藏邊部，主要受儲(chǔ)層物性差影響。與初期相比，高含水井占比由50%上升到54%，水淹井占比由6%上升到21%，油井見水主要受邊水侵入（42.6%）、注入水突進(jìn)（19%）、底水錐進(jìn)（17%）影響（見表3）。

（1）邊水內(nèi)推導(dǎo)致含水上升：由于D5 油藏邊底水發(fā)育，同時(shí)受采液強(qiáng)度大等因素的共同影響，導(dǎo)致邊水內(nèi)推錐進(jìn)、油井含水升高，占高含水油井的42.6%。

（2）注入水突進(jìn)導(dǎo)致含水上升：受地層應(yīng)力、裂縫等的影響，注入水沿滲流優(yōu)勢通道快速突進(jìn)，造成油井含水快速上升，采出程度低，剩余油富集，吸水剖面表現(xiàn)為尖峰狀或指狀吸水。

（3）底水錐進(jìn)導(dǎo)致含水上升：D5 油藏底水油藏儲(chǔ)層厚度大、水體大，天然能量充足。在油藏開采以前，水位于油層下部，油位于油層上部，打開層段下面，將形成半球狀的勢分布。由于垂向勢梯度的影響，油水接觸面會(huì)發(fā)生變形，在沿井軸方向勢梯度達(dá)到最大。

由于D5 油藏為同步注水開發(fā)，水驅(qū)逐漸受效，截至目前，油藏整體水驅(qū)受效，受構(gòu)造變化影響較小，受非均質(zhì)性影響較大，水驅(qū)方向性明顯，見效方向性明顯，其控制因素主要受沉積期次、射孔位置、儲(chǔ)層非均質(zhì)性以及注水方式的影響。

表2 D5 油藏儲(chǔ)層層內(nèi)非均質(zhì)性評(píng)價(jià)表

表3 D5 油藏2014-2019 年含水上升原因統(tǒng)計(jì)表

5 剩余油分布規(guī)律

定性、定量研究剩余油的分布規(guī)律，是改善處于中后期油藏開發(fā)效果的一個(gè)有效途徑，三維地質(zhì)模型是油藏?cái)?shù)值模擬的最終成果，它能表征儲(chǔ)層特征及剩余油在三維空間上的分布和變化。通過對(duì)油藏平面和剖面上剩余油飽和度的定量研究，最為形象和直觀地再現(xiàn)油水在地下的運(yùn)動(dòng)以及剩余油在儲(chǔ)集空間的分布情況，從而準(zhǔn)確界定有利區(qū)的空間位置及其分布范圍，直接為油藏加密調(diào)整和剩余油挖潛提供直接的理論依據(jù)。

5.1 剩余油平面分布特征

在平面上，D5 油藏受前期水驅(qū)、沉積微相、裂縫等的影響，注入水沿著高滲層段單向突進(jìn)，形成優(yōu)勢水流通道，剩余油在東北部主要分布裂縫側(cè)翼、井間水驅(qū)未波及區(qū)域，呈條帶狀分布，西南部構(gòu)造小高點(diǎn)上，剩余油呈土豆?fàn)罘植肌?/p>

5.2 剩余油剖面分布特征

在剖面上，D5 油藏小層剩余油主要集中在受隔層格擋水驅(qū)未波及到的區(qū)域、底水錐進(jìn)井井間區(qū)域和因河道間物性隔層格擋、水驅(qū)未波及區(qū)域、主河道砂體油層注水未波及部位。

5.3 剩余油分布受控因素

D5 油藏剩余油的富集，受到構(gòu)造位置、水驅(qū)狀況、底水錐進(jìn)相帶格擋的多重控制，構(gòu)造高部位油層較厚，注入水對(duì)底水有一定壓制作用，導(dǎo)致構(gòu)造高部位含油富集。另外由于D5 油藏砂體物性呈正韻律分布特征，注入水沿下部滲透性好的層推進(jìn)至油井，導(dǎo)致油井高含水，另外河道間的低滲條帶格擋了注入水向油井的推進(jìn)，形成局部剩余油富集區(qū)。

5.4 剩余油挖潛研究

在了解剩余油的分布特征及受控因素后，在油藏東北部構(gòu)造高部位剩余油富集區(qū)設(shè)計(jì)加密兩口虛擬井進(jìn)行剩余油挖潛（見表4）。

表4 虛擬井產(chǎn)量表

方案設(shè)計(jì)好之后，根據(jù)定壓力進(jìn)行模擬預(yù)測10年，到預(yù)測期末，根據(jù)數(shù)模運(yùn)算結(jié)果，加密虛擬井DX1累計(jì)產(chǎn)油1.59×104t，DX2 累計(jì)產(chǎn)油1.82×104t，加密方案累產(chǎn)油提高3.4×104t，采出程度提高0.68%。

6 結(jié)論

（1）D5 油藏儲(chǔ)層整體表現(xiàn)為中間高兩邊低，橫向跨度約2.0 km 的小型隆起，局部發(fā)育多個(gè)低幅度構(gòu)造高點(diǎn)，構(gòu)造相對(duì)平緩，起伏較小，繼承性較好。

（2）D5 油藏砂體受沉積微相的控制，呈北東-南西向條帶狀展布，河道主體部位砂體較厚，最厚可以達(dá)到9.4 m，局部連片發(fā)育，儲(chǔ)層非均質(zhì)程度為中等。

（3）分布受儲(chǔ)層物性的影響，物性好的地方容易形成優(yōu)勢滲流通道，導(dǎo)致局部存在水驅(qū)不均，平面、剖面矛盾突出。

（4）針對(duì)優(yōu)勢滲流通道，注水井尖峰狀、指狀吸水的狀況，為均衡上下段注水強(qiáng)度，應(yīng)實(shí)行以優(yōu)化注水、堵水調(diào)剖為主的開發(fā)政策，封堵高滲層段，均衡油藏水驅(qū)。

（5）剩余油在東北部主要分布裂縫側(cè)翼、井間水驅(qū)未波及區(qū)域，呈條帶狀分布，西南部構(gòu)造小高點(diǎn)上，剩余油呈土豆?fàn)罘植肌?/p>