大庆油田萨北地区剩余油类型及分布

欧阳静芸，尹太举 （长江大学地球科学学院，湖北 武汉430100）

吴志超 （中石油渤海钻探第一录井公司，天津300280）

刘晓 （中石油西南油气田分公司川中油气矿，四川 遂宁629000）

1 地质概况

大庆油田萨北地区位于萨尔图油田北部背斜构造的西端，研究区发育河流－三角洲沉积，属于碎屑岩储油层，其上白垩统发育萨尔图油层 （S）、葡萄花油层 （P）、高台子油层 （G）等3套油层，是在松辽盆地整体拗陷时沉积填充形成的，即青山口组（K2q）水退旋回沉积晚期至姚家组 （K2y）－嫩江组（K2n）水进旋回沉积早期，沉积总厚度约380m （图1）［1］。从1964年至今近50年，研究区块的主力油层萨尔图油层、葡萄花油层先后经历了3次大的调整，目前共有7套井网，现今该区已经进入高含水开发阶段。地下油水分布更加复杂，剩余油难于预测。笔者采用动态分析方法，最大限度地利用已有测试和生产资料，采用定性和定量相结合的研究方法，对剩余油分布进行了研究，为油田开发调整提供了较好的依据。

图1 研究区油层发育特征

2 剩余油预测方法

剩余油的研究方法较多，从研究手段上看可分为直接法和间接法两类。直接法有岩心分析法和试油法，它可直接确定剩余油的状况。间接法有地震法、测井法、试井法、地质分析法、示踪剂法、微构造法、水驱特征曲线法、物质平衡法、数值模拟法等，该类方法不是直接对剩余油进行测定，而是通过一定的处理、计算、推导，得出剩余油的分布状况。笔者采用间接法中的动态分析法对剩余油进行研究，研究中有两个方面值得特别注意：一是前期基础资料收集、整理，将得到的资料中不合理的部分剔除，为后续的研究提供方便；二是沿着开发时间的顺序来进行研究，利用精细地质模型 （沉积相模型），以单个注采井组为单元，以单油层为对象，充分利用新资料对模型进行分析和验证，分析注入水的平面运动，以求分析的准确性。具体流程如下：

1）资料收集和整理。射孔资料地质认识更新后，地层划分有变化，新分层要与射孔数据匹配。

2）根据油井生产曲线寻找见效特征。若产液曲线上显示出的产液量波动明显，但是持续时间短，认为是受一些外部因素的影响，类似的像检泵、酸化、压裂，若是由于这些因素引起的产液量波动，则不作为油井见效特征。当显示出产液量持续保持一个较高水平，可以看出产液量上升，产水量增加，则可能是油井见效。

3）寻找对应的注采关系。一般寻找注水井是在采油井附近400～500m左右的范围内寻找；另一方面以注水井为中心，然后扩散开来沿着砂体分布和周围油井射孔来找寻对应的注采关系［3，4］。动态分析剩余油不仅需要研究油井现在的对应水井情况，是哪些水井正在补充油井的能量，而且要研究历史上油井与周围井的配置关系，历史上有哪些水井曾经注水到该井，哪些层是吸水层和水淹层。只有准备好以上大量的基础资料后，剩余油分析工作才能有效开展［5，6］。

4）注采关系还可以通过注采曲线对比分析来判断。若注水井在某一时间段内通过大量的注水，生产曲线上油井产液量有明显上升。同时，注水井停止注水或减少注水，生产曲线上的油井产液量马上下降，这样的注水井和采油井之间则有着很强的联系，认为两者之间有很强的注采对应关系。反之，注水井不断的注水，生产曲线上显示出来的的油井产液量没有受到注入水量的影响，又或者注水井减少注水量或停止注水，生产曲线上的油井产液量并没有因为注入水的减少而减少，依然保持高产液，这样的油水井之间是非注采对应关系。如果有的油水井之间对应的注采现象介于这两者之间，则需要参考其他依据来进行判断。

5）根据油水井射孔情况、吸水产液剖面资料确定见效层及水淹状况［4］。

6）确定油井的水淹级别，可以划分为以下6种类型：①含水率在0%～20%间，为未水淹；②含水率在20%～40%间，为弱水淹；③含水率在40%～60%间，为中等水淹；④含水率在60%～80%间，为中偏强水淹；⑤含水率在80%～90%间，为强水淹；⑥含水率在90%以上，为严重水淹。

7）通过前期的研究数据，以及油水井之间的对应注采关系，绘制分层水淹图。

3 剩余油分布规律

3．1 砂体发育特征

1）萨尔图油层共有33个油砂体，可分为3种类型：河道砂体、三角洲内前缘砂体、三角洲外前缘砂体。河道砂体主要是分流河道砂体，分流河道砂体又分为高弯曲及低弯曲2类；三角洲内前缘砂体通过形态又可细分为3种：枝状、枝－坨过渡状、坨状；三角洲外前缘砂体按其稳定性又分为稳定型和不稳定型。

2）葡萄花油层共有18个油砂体，可分为 （分流）河道砂体、三角洲内前缘砂体2种。（分流）河道砂体包括河道砂体、高弯曲分流河道砂体、低弯曲分流河道砂体和小型河道砂体。（分流）河道砂体分布规模大、储层的渗透性和孔隙度都较好，油层也较厚。渗透率在500～800mD左右，砂体分布的面积规模大，并且由于砂体内部渗透性好，其储层砂体的连续性也很好。该类储层几乎没有被尖灭的区域。高弯曲分流河道砂体规模较大，油层较厚，河道分叉、汇合、条带状分布明显，曲率较大；渗透率较高，连通性好；低弯曲分流河道砂体较窄，平面为弯曲条带状，主体河道砂体边界没有显示急弯的地方，整体圆滑，曲率较低，在河道砂体的两侧发育河间砂，其侧向上砂体连续性较差［7］；小型河道砂体窄小，呈顺直微弯的条带状、窄条状或断续的豆荚状，主体砂岩厚度较小，渗透率较低，但内部均匀，渗透率级差只有2～5倍，不存在明显高渗透层段。三角洲内前缘砂体分为枝状、枝－坨过渡状2种类型。枝状三角洲内前缘河道砂体连续性较好，其方向的指向明显，走向为南北方向，这种河道砂体呈不规则条带状砂体以及枝状砂体分布，主体条带性较好，但主体条带边部的薄层砂物性较差；枝－坨过渡状三角洲内前缘沉积砂体中水下河道砂体呈窄的条带状断续分布，河道间分布条带状的主体席状砂，砂体规模和厚度相对较小，连续性相对于枝状三角洲水下河道差，席状砂呈连片分布，物性较差但内部连通相对较好。

3）高台子油层共有27个油砂体，有三角洲内前缘砂体和三角洲外前缘砂体2种类型。其特征与葡萄花对应类型储层特征相似。

3．2 平面剩余油分布类型

3．2．1 好砂层砂体边角部位零散分布的剩余油

主力小层主河道砂体呈面状分布，导致河道砂体大面积水淹的关键因素就是受长时间注水的影响，在井网存在不完善区则会富集剩余油，这种剩余油分布比较零散，没有规律。另外受储层物性变化的影响也会形成零散的剩余油，注采井网的完善程度也会影响到剩余油的分布。比如S11（萨尔图油层1砂组1小层）（图2（a）），砂体连通性较好，油井和水井对应的注采对应关系明显，大面积的水井在该层所表征的吸水能力良好，整个小层大面积水淹。

3．2．2 好砂层主砂体边部连续分布差砂体中的连片分布的差油层

部分小层主河道砂体为侧缘席状砂体，并呈连片分布，但其砂体储层物性相对较差，在注水开发过程中无法很好水驱动用，形成了连片分布的剩余油富集区。P14（葡萄花油层1砂组4小层）储层河道砂体发育区位于中南部和东北部 （图2（b）），东北部区域注水，可以看出这块区域水淹。中南部B3－6－3井注水，这块区域形成了局部水淹区。杏六中区中北部和南部的差油层区，形成连片的剩余油富集区。

3．2．3 差砂层中由于层间屏蔽形成的连片分布剩余油

大庆油田杏六中区的部分小层砂体发育差，分布的类型是呈条带状或者土豆状，这种零散分布的含油砂体开采困难，其砂体和砂体、油井和水井中间的砂体连续性差，对应着较差的注采对应关系，具有水驱作用的只有部分连通性较好的砂体，而在砂体连通性差的小层，则会富集剩余油。储层物性变化区则水驱效果不理想，同样也会成为剩余油的富集区，这2种作用形成的剩余油通常呈连片分布。如P21（葡萄花油层2砂组1小层）（图2（c）），砂体成枝状分布，并且分布没有规律，非常零散，水淹区也与之对应的呈零散土豆状，形成这种分布的原因就是因为油井、水井之间的砂体连续性较差，虽然该小层的油井、水井较多，注采井网完善，但水井注水后很难在油井处发现相对应的注采关系，显示出只注不采或只采不注情况。

3．2．4 差砂层由于砂体孤单注采不完善形成的连片分布剩余油

连片分布剩余油的另外一种形式是相对好储层，由于注采井网不完善而导致剩余油连片分布。比如G11（高台子油层1砂组1小层）（图2（d）），整个砂体呈现出的物性整体较差，甚至部分还是干层，小层注水开发后南部区块只有局部水淹。

3．2．5 差油层砂体过于孤单注采不完善形成的零散剩余油

部分小层在同一平面存在储层物性非均质性强，油井与水井之间的砂体连通性差，影响两者之间的注采对应关系，在这种差油层砂体中常出现只采不注或者只注不采的区域。受许多砂体规模不完善的制约，注采后形成剩余油。S22＋S3a（萨尔图油层2砂组2小层和3砂组a小层）油砂体在区块北部连片分布 （图2（e）），但由于油水井分布注采不完善，形成较小的水淹面积，南部的有效砂体多为零散土豆状，钻遇的井多数呈只注不采或只采不注，形成了连片分布的剩余油富集区。

3．3 垂向剩余油分布类型

从剖面上看，剩余油分布主要具有以下5种类型：

1）剖面中的低渗层中的剩余油。由于层间干扰，致使低渗层油水运动受到屏蔽，从而形成剩余油。

图2 萨、葡、高油层部分小层剩余油分布图

2）剖面中的高渗层中的低渗层段的剩余油。由于层内流动能力差异，造成层内低渗带未能动用，从而形成了剩余油富集区。比如P11（葡萄花油层1砂组1小层）（图2（f）），从图上可以看出该小层沿着北部一带有一排水井，因为P11是主力小层，所以该层的储层物性好，砂体的连通性也较强，注采井距较大也不会对水淹范围和程度有太大影响。经过长期注水后，主体储层中连通性好的地方油井见效明显，形成大面积水淹，可以看出剩余油富集在油层顶部的位置。

3）剖面中厚层砂体中的剩余油。此类剩余油一般出现于平面不太连续的砂体中，由于砂体井网控制较差或未被井网控制，从而形成剩余油。

4）剖面中的砂体尖灭区的剩余油。由于砂体向上尖灭，不能够形成有效的注采关系，从而形成剩余油。

5）砂体射孔不完善的剩余油。砂体虽然有多口井钻遇，但没有射孔，从而没有形成有效的注采关系，形成剩余油。

4 结 论

1）从地质角度出发，分析了杏六中区的剩余油形成因素，主要的含油储集层砂体多发育在分流河道微相，分流河道的上方部分以及河道砂体边部多富集剩余油；枝状三角洲内前缘河道砂体，剩余油多富集在不规则条带状部分；薄层砂发育的储层砂体边部储层物性较差，剩余油较为富集，油水井注采对应性差的井区部分，较富集剩余油。

2）通过对杏六中区平面剩余油分布的研究，总结出了该区块5种剩余油分布类型：①好砂层砂体边角部位零散分布的剩余油；②好砂层主砂体边部连续分布差砂体中的连片分布的差油层；③差砂层中由于层间屏蔽形成的连片分布剩余油；④差砂层由于砂体孤单注采不完善形成的连片分布剩余油；⑤差油层砂体过于孤单注采不完善形成的零散剩余油。

3）通过对杏六中区垂向剩余油分布的研究，总结出了该区块5种剩余油分布类型：①剖面中的低渗层中的剩余油；②剖面中的高渗层中的低渗层段的剩余油；③剖面中厚层砂体中的剩余油；④剖面中的砂体尖灭区的剩余油；⑤砂体射孔不完善的剩余油。

［1］徐路生 ．萨尔图油田北三西西区厚油层段高含水期剩余油分布研究 ［D］．荆州：长江大学，2012．

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［4］杨勇 ．剩余油分布规律影响因素分析研究 ［J］．石油天然气学报 （江汉石油学院学报），2009，31（1）：100～103．

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