东营凹陷广北区沙四段剩余油分布研究

2010-09-29郭小燕于雷

石油地质与工程 2010年6期

郭小燕,王成,韩颖,于雷

(1.中国石化胜利油田分公司清河采油厂,山东寿光262714;2.成都理工大学“油气藏地质及开发工程”国家重点实验室;3.中国石化中原油田分公司采油四厂;4.中国石油长庆油田公司第六采油厂)

东营凹陷广北区沙四段剩余油分布研究

郭小燕1,2,王成1,韩颖3,于雷4

广北区是八面河油田的一部分,位于东营凹陷南斜坡东段,是一复杂断块油藏,经过20多年的滚动勘探开发,目前已进入快速递减期,剩余油分布更加零散、复杂。基于现有地质资料,分别从油藏沉积微相、构造特征、储层特征及井网、采液强度方面分析剩余油分布的影响因素,总结出剩余油在平面和纵向上的分布规律,并根据剩余油分布规律提出下步调整对策。

剩余油分布;断块油藏;沉积微相;储层特征;影响因素

1 研究区概况

广北区构造位于东营凹陷南部边缘斜坡,地处山东省广饶县,在八面河油田的北部,东临羊角沟凸起,西接纯化镇—草桥断裂鼻状构造带(图1),整体为一向北西倾没的单斜构造[1],面积约为76km2。

图1 研究区构造位置

工区由广2、广 6、广 8、广 9、广 10和莱 10块 6个断块组成,油气储层为三角洲—湖泊沉积体系的各类储集砂体,共有113个油砂体,每个油砂体即为一个独立的油藏,其主要圈闭条件是断层,岩性次之,大部分油砂体与断层作用形成各种类型的油藏,属多油水系统的复杂断块油藏。

工区含油层系为古近系沙河街组,主力油层以沙四段为主,东南方向砂岩厚度大,砂岩含量百分比高,向西北方向砂岩厚度减薄,砂岩含量百分比降低。油层埋藏1500～3200m,平均孔隙度29%,地层压实性强,不易出砂。该区地面平均原油粘度为63.7mPa·s,属稀油油藏。

1986年投入滚动开发,目前已进入高含水上升、高自然递减的“双高”阶段,油田稳产难度大。因此,进一步研究剩余油分布规律,对油区稳产有着重要的现实意义。

2 剩余油分布规律及控制因素

2.1 剩余油分布规律

2.1.1 平面剩余油分布特征

研究认为,平面上“剩余油全面分布,局部集中”,归纳起来有以下几点认识:

(1)动用程度低,目前无井控制的砂体剩余油富集。研究区目前有18个砂体由于调层、套变等原因无生产井点控制,地质储量29.8×104t,占工区总储量的5.6%。例如:广6块的3砂组有10×104t的储量无生产井控制,剩余油富集。

(2)断层边角、构造高部位井网控制差的区域剩余油富集。研究区目前25个砂体井网待完善,分布于广 2、广6、广8、广 9块,地质储量 120.2×104t,占工区总储量的22.5%。例如:广6块的6砂组、广8块的2砂组共计56×104t储量井网控制差,剩余油局部富集。

(3)油水井间的滞留区,主要是因多井相互干扰产生的压力平衡区,其剩余油饱和度高,但多呈零散分布。

2.1.2 纵向剩余油分布特征

纵向上由于受油层非均质和注采系统的影响,导致层与层之间的水淹状况及剩余油分布存在较大差异[2]。

(1)层间分析,剩余油主要分布在采出程度低的1砂组、6砂组,及原始物性好、储层厚度大的3砂组、4砂组。

(2)层内分析,剩余油分布受储层沉积韵律影响,不尽相同,但总体而论,剩余油集中分布在储层顶部。

2.2 剩余油分布控制因素

综合分析,影响剩余油分布的因素主要包括两方面:先天因素和后天因素。先天因素是指沉积相、构造及储层特征等,由于古构造运动造成,伴随油气藏的生成形成的;后天因素主要指油藏投入开发后井网设计、采液强度等对剩余油分布的影响。

2.2.1 沉积因素

油层的沉积相类型以至层理等微沉积相类型不同,以及沉积相或沉积微相的组合,在开发后期都会形成特定的剩余油分布特点[3]。

分析认为,研究区内共有以下三种亚相:扇三角洲前缘亚相、三角洲前缘亚相和滨浅湖亚相。

(1)扇三角洲前缘亚相。研究区主要发育水下分流河道微相、水下分流河道间微相和河口坝微相。

水下分流河道微相主要分布在4砂组,沉积物为粗砂岩、含砾粗砂岩,砂泥岩分异较好,沉积层序以正韵律层序为特征;水下分流河道间微相在3砂组部分发育,沉积物以粉砂岩及细砂岩为主;河口坝微相在3砂组部分发育,以砂岩为主,具反韵律特征。

(2)三角洲前缘亚相。研究区三角洲前缘亚相主要发育在2砂组中,发育水下分流河道微相、河口坝微相和支流间湾微相。

水下分流河道微相和河口坝微相均为灰、浅灰色中-厚层状砂岩,前者多为正粒序,砂体沿水流方向呈条带状,发育于广8、广9块,后者多为反粒序。支流间湾微相为深灰、灰色中-厚层泥岩夹薄层砂岩,砂岩相对较薄,泥岩夹层多,呈席状分布。

对于扇三角洲-三角洲前缘亚相沉积体系,沿着河道延伸方向 ,非均质性较强,集中在河道储层顶部,尤其是主河道区一般表现为强水淹;河口坝微相砂体层内非均质性较弱,剩余油分布总体上很少,尤其是在砂坝主体部位,水淹程度较高,砂坝侧缘,水淹程度相对较低,剩余油分布较主体部位要高。

(3)滨浅湖亚相。研究区发育滨浅湖滩坝微相、滨浅湖泥岩微相和滨浅湖滩砂微相。

滨浅湖滩坝微相主要发育在6砂组东南部、1砂组东部和莱10块,坝砂不发育,分选差,多具有正序结构;滨浅湖泥岩微相广泛发育于1砂组和6砂组西部,以厚层浅灰色、灰绿色泥岩为主;而滨浅湖滩砂微相,主要分布在5砂组,砂层一般2～4m,与泥岩互层,分选较好。

对于滨浅湖亚相沉积体系,沉积厚度小,滩坝微相和泥岩微相物性差,纵向上水淹差异小,横向上剩余油分布规律性差。

2.2.2 储层因素

尽管储层的发育程度主要受沉积微相控制[4],但由于储层是油气聚集的重要场所,是油气勘探和开发的直接目的层,其好坏(非均质性特征)直接影响到油层的产能及剩余油分布[5-6]。

微观上,沙四段孔隙度最小值为3.5%,最大值为29%,平均值为17.5%,其中孔隙度主要分布在4%～6%和16%～28%区间。渗透率主要分布在(1～10) ×10-3μm2区间(占 57%),渗透率在(10～100)×10-3μm2和(100～1000)×10-3μm2区间分别占21%和19%[1]。储层非均质特征在横向与纵向上都有所表现[6]。

从层内分析,纵向上受沉积韵律影响,渗透性存在差异。对于正旋回层序储层,在中高含水期中上部剩余油富集,而底部驱油效率较高,剩余油很少,而且随着含水率上升,中上部与下部差异增大;反旋回层序储层则比正旋回层序储层要复杂,在驱动力、流动阻力、重力、毛细管力的共同作用下,注入水沿反韵律砂体上部、中部和下部全面向前推进,驱油效率总体上很高,但不同部位存在一定差异性,顶部剩余油相对富集,而中下部开采程度较高,剩余油较少;对于复合旋回储层,则根据最高渗透层所在层段而水淹程度不同(图2)。

图2 广9块 G9-16吸水剖面

从层间分析,剩余油的分布主要受层间非均质性的影响。在垂向上,各个小层之间存在非均质性,1砂组渗透率最低,一般(5～20)×10-3μm2,其次是6砂组,3、4砂组渗透率相对较高,对于多层合采的井,因渗透性差异造成层间出力不同、水淹程度差异大,储量动用不均衡,1砂组目前采出程度仅为15%,剩余含油饱和度高。

平面上,储层非均质性使剩余油局部富集[7]。对于注水砂体,储层中部渗透率高,注入水突进,水淹程度高,而砂体内部和局部物性差的部位,注入水难以波及,采出程度低,为剩余油富集区。例如广6块沙四6砂组(图3),低部位及中部已基本水淹,剩余油聚集在边部及采出程度低的断层附近高部位;对于非注水砂体,边水沿生产压差方向指进,井间狭长区域、断层附近高部位及局部物性差的部位,成为剩余油聚集区。

图3 广6沙四6砂组1号层水淹程度

2.2.3 构造因素

研究区多发育断层-岩性圈闭,但由于沙河街组发育的断层多为四级小断层,断层规模小,延伸长度短(一般延伸长度小于5km),研究区均为小断块油藏,油藏含油面积小,控制井点少(存在单井控制油藏),且大多数断块边水活跃(莱10块边水能量弱)。因此,开发过程中,注入水(广北区注水井分布于广6、广8、广9的主力砂体中)单向突进和边水侵入较明显,同一断块油井含水与构造高低有明显相关性。一般情况下,在砂体未完全水淹时,断层倾角越大、构造位置越高处油井含水越低,断层附近高部位通常是剩余油富集区。

2.2.4 井网因素

开发过程中的井网控制和采液强度使得剩余油分布更加复杂,做剩余油分析时必须考虑这方面因素。研究区属复杂断块油藏,含油面积小,形状不规则,所以井网布置一般无规律性,导致注采结构不合理,注采比低,这就使地层天然能量的利用及储量动用程度受到限制。

其次,由于工区原油粘度低的特点,油井具有初期产量高、含水上升快、水淹快、调层频繁的特点,由此造成两方面的影响:第一,调层射孔频繁导致套管损坏,井网遭到严重破坏(目前套变计关井占总井数的19.15%),由此造成的储量损失达18.2×104t,这部分区域通常也是剩余油分布区。第二,由于含油条带窄、面积小,注水砂体的注水井受效方向单一,提高驱油效率的同时也提高了砂体水淹速度,剩余油零星分布,且通常处于生产井点难以控制的区域。

2.2.5 采液强度

在边水活跃及有注水井对应的砂体中,单井采液强度大小与水淹程度有直接关系。采液强度大的井水淹速度快、程度高,水线突进明显,剩余油被驱散,油井稳产期短;采液强度小的井,邻井水淹速度也慢,剩余油相对富集,稳产期长。表1是构造高度相近的3口电泵井与普通泵抽油井对比情况,从表中可以看出:采液强度大的井含水相对高。