沉积微相对岔河集油田剩余油分布的影响

2013-10-25冯国庆赖海文张永平

石油地质与工程 2013年1期

毛瑜，冯国庆，赖海文，张永平

（1.西南石油大学石油工程学院，四川成都 610500；2.“油气藏地质及开发工程”国家重点实验室·西南石油大学；3.中国石油华北油田公司勘探开发研究院）

岔河集油田位于冀中坳陷的霸县凹陷西斜坡的岔河集构造带，是一个被断层复杂化的背斜构造，主要储层为古近系东营组和沙河街组水退期的河流相沉积。岔河集油田从1982年正式投入开发，目前共有油水井942口，其中油井660口，注水井282口，可采储量采出程度79.88%，综合含水75.4%，日注水4298 m3，累积注采比0.75。

由于岔河集油田断层发育、储层平面及纵向非均质性强、油层连通差、水驱控制程度低等地质特点，以及经过不分层系、多层大套合采、深抽、调水增油综合措施的深度治理，油田开发面临很多矛盾和问题。随着“调水增油”的反复实施，增油效果变得越来越差。剩余油分布的复杂与零散，导致调整效果难以保障，年自然递减一直在20%左右，岔河集油田进入了产量快速递减阶段，因此研究其剩余油分布以提高措施的针对性很有必要。

1 微相对储层的影响

岔河集油田的主要储层为古近系的东营组和沙河街组一段的河流相沉积。东营组和沙河街组一段的沉积环境主要是泛滥平原相的辫状河流相和曲流河相，其中的河道微相是心滩或边滩微相、河漫滩微相及沼泽微相的沉积。沙一段至东营组的东三段和东一段时期都是棕、紫或棕红色砂泥岩的河流相沉积。

油层分布与沉积微相有较好的一致性。油层主要分布在河道砂、滩坝和水上冲积扇的辫状沟槽三种微相，见表1。

表1 不同沉积微相油层分布

通过沉积微相研究与生产动态结果相结合，可以分析相控生产动态的基本特征，也就是通过开采过程中生产能力和注水过程中吸水能力的大小来反映储层所处的相带，二者相辅相成，由此可以定性分析各种微相剩余油分布特征，如根据河道的展布和沉积韵律可以判断水淹特征和剩余油的分布情况。

根据岔39断块沉积微相研究，认为东三段为明显的辫状河河流相沉积，东二段为辫状河三角洲沉积，油层主要位于河道微相砂体中，主要的采油层、水淹层也主要为河道微相砂体［1－4］。在43口油井中，地层系数大于100的河道微相砂体约占80%，产油量大于10 t／d的井约占70%，见表2。

河道微相砂体是主要的吸水层位。岔303井射开28、29、33～37、42等8层，33号层为天然堤砂体不吸水，其余作为河道微相砂体的8层全吸水，除37号层外，其它相对日吸水量均大于10%，占85.7%。

1.1 微相控制水淹层水淹位置

表2 微相产油量统计

对于正韵律油层，一般底部水淹程度较高。岔15－332井钻遇3个厚度大于或等于4.0m的油层，其中东三段的21、22号层电测解释为油水同层，21号层现场分析为弱－中水淹，22号层分析为中－强水淹，其剩余油饱和度为16.8%和12.7%；而上部的18号层，厚度为5.2 m，电测解释为油层，现场分析为未水淹－弱水淹层，剩余油饱和度21.1%。岔39－124井30号层，从岩性上看是上下两个河床砂体的切割型叠合而成，但其水淹状况又呈现为多段水淹特点，从下往上反映为强水淹段、强－中水淹段、中－弱水淹段、中－弱水淹段，即底部中下部水淹程度高于顶部。

1.2 微相控制注水见效方向

河道砂体的走向近于东西向的条带状，即在东西方向砂体的连通性较好，而在南北方向连通性很差［5］，这种特点明显影响了注水的见效方向。统计主要的见效方向：东西向、北东向、北西向所占比例分别为52.5%，27.5%和15%。

2 剩余油分布模式

2.1 砂体的中上部

河流相砂体以正韵律为主，韵律中下部岩石结构比较粗，储层物性好，水驱效率高，剩余油含量低［3，6］。韵律中上部岩性变细，物性变差，水驱效果差，为剩余油富集带。图1为岔39－134井第4、5号层，为一个河道砂体。根据硼中子测试结果分析，砂体下部被水淹，硼中子测试曲线幅度差明显增大，上部油层未被水淹或弱水淹。

2.2 河道边部和非河道微相区

由河道中心向河道边部过渡，随着水动力条件减弱，沉积粒级变细，渗透率和水驱效率降低，剩余油含量高［7－9］。据数值模拟结果，河道中心地带剩余油饱和度小于30%，边部剩余油饱和度在50%以上。非河道砂微相是指溢岸沉积的各类微相，其与河道砂类比，岩性细、物性差，水驱程度低，而剩余油含量高。尤其是和主河道相连接的非河道砂体，注入水沿主河道推进，非河道砂难以受到注入水之波及，因动用程度低而剩余油含量高。东三段Ⅱ油组18小层1砂体（图2），岔39－3井位于主河道沉积，岔39－102井为漫滩砂，测井解释剩余油饱和度岔39－102井高于岔39－3井，岔39－3井剩余油饱和度小于10%，岔39－102井剩余油饱和度30%。

2.3 点坝砂体中上部

曲流河凹岸一侧，由侧向加积形成点坝砂，层内粒度和渗透率为正韵律的渐变层，并拌有底部冲刷面构造形成注入水“天然通道”，向上过渡砂岩粒级逐渐变细，储层物性变差，在一定注水倍数条件下，难以波及。根据对岔河集油田的研究，当油层厚度为4.0m，渗透率级差8倍的正韵律油层，见水时厚度波及系数仅为27.5%，检查井资料同样反映底部强水洗厚度不足油层厚度的1／3。因此中上部水洗强度弱，剩余油含量高。

2.4 层间未动用的非河道砂

多层砂岩油藏含油井段长，砂层层数多，由不同砂体微相组成。岩石结构和储层孔隙结构的差异，导致物性参数，特别是渗透率参数差异更为明显，注入水推进的不均一性［8］。因此相对高渗透层的吸水量和水线推进速度，将按渗透率级差的倍数高于低渗透层，形成单层突进，水驱效率高，剩余油含量低。层间未动用或动用较差的低渗层，剩余油含量高。据岔39断块启动生产压差与油层渗透率关系，若当生产压差小于10 MPa时，渗透率在60×10－3μm2以下的油层不动用。

通过砂体展布及沉积微相研究其剩余油分布，认为岔39－114井22层虽然解释为II类油层1.0 m，但其所在砂体地质储量为1.46×104t，累积产油仅为2200 t，分析认为该井有较大的潜力。补射开后，日产液由2 m3增加到17 m3，日产油由1 t增加到10 t，综合含水由71.2%下降到30%，增油效果明显。