马19块东营组剩余油分布控制因素

2014-04-27舒丽娟

石油地质与工程 2014年3期

舒丽娟

（中国石油辽河油田公司，辽宁盘锦124010）

在石油开发过程中，一般情况下，人们仅能开采出地下总储量的30%左右，这意味着还有60%的剩余石油仍然被残留在地下［1］。剩余石油储量对于增加可采储量和提高采收率是一个巨大的潜力。剩余油是指经过一段时间或一定程度的开采后，滞留在油藏储层中的油气［2－3］。据估计，只要石油采收率上升到50%，就可使地球上的石油生产至少延续到22世纪。如果世界上所有油田的采收率提高1%，相当于增加2－3年的石油消费量。剩余油预测是目前石油勘探开发中最受关注的焦点之一，是油田开发的三大核心技术之一［4］。至1993年底，我国动用石油地质储量的采收率为33.5%，已采出石油占动用地质储量的20.6%。在已动用的地质储量中，用常规注水方法采不出来的不可动油占43.3%，这一部分油可能用新的提高采收率方法采出，潜力很大［5］。

马19块东营组马圈子油层主要靠天然能量开发，经过40余年的开发，目前已进入高含水期，高含水期油田开发与调整的核心内容就是“认识剩余油，开采剩余油”。剩余油在油藏中的分布状态是：整体高度分散，局部相对富集［6－7］。剩余油分布研究不仅要清楚剩余油的分布状况，更要指出剩余油挖潜对象及技术［8］。马19块目前油井井况较差，套变、套坏井较多，出砂结蜡严重，产量递减快，87.23%的井关井，油水井综合利用率低，生产井含水已高达95%，寻求新方法挖潜剩余油已成为当务之急。

本文从开发地质学角度，运用精细油藏描述方法，通过分析研究区剩余油的形成原因、控制因素、分布特征，精细沉积微相研究、微构造研究、储层非均质研究，分析了剩余油富集区域及控制因素。

1 油藏地质特征

马19块区域构造上位于辽河断陷盆地西部凹陷兴隆台断裂背斜构造带的南部，南部毗邻兴隆台油田。上报含油面积为2.78 km2，原油地质储量151.5×104t。为构造－岩性油藏，根据油水关系分类为层状边水油藏。原油性质较好，密度为0.8760 g／cm3，粘度为20.08 mPa·s，凝固点为21℃，含蜡量为11.8%，胶质＋沥青质含量为15.02%，含硫量为0.1642%，具有低密度、低粘度的特点，属于中质稀油范畴。在构造高部位有气顶，甲烷含量高为93.04%，比重及重烃含量低。地层水为NaHCO3型，总矿化度平均为2 722 mg／L。

马圈子油层主要发育三角洲分流平原亚相，细分为水上分支河道和河道间、决口扇三种沉积微相，其中分支河道砂体是该区马圈子油层的主要储层类型。储层岩性主要以含泥粉砂岩、含泥粉细砂岩、细砂岩为主，占58.4%，其次为含泥细砂岩和泥质粉砂岩。主要岩石成份为长石、石英，其次为岩屑，其中长石含量为41.6%，石英含量为40.3%，岩屑含量为7.6%，以花岗岩岩屑为主，颗粒磨圆较差，主要为次圆－次尖，风化程度中等－浅。颗粒间点接触为主，胶结疏松，胶结物成份主要为泥质，胶结类型主要为孔隙式胶结，少见接触－孔隙式。粘土矿物主要为蒙脱石、伊利石、高岭石。其中蒙脱石含量最高，平均为59.2%，其次是伊利石，为20.6%，高岭石平均为20.2%。蒙脱石、伊利石以薄层状包覆于颗粒表面或以伊利石粘土桥存在，少量高岭石以分散状存在。储层物性属于高孔隙中低渗透率范畴，平均孔隙度为25.9%，平均渗透率为121×10－3μm2，泥质含量为14%，碳酸盐为1.14%，颗粒细，平均粒度中值为0.09 mm，分选较好，平均分选系数为1.63，孔喉细，分选较为均匀，平均喉道均值为0.53μm，孔喉的连通性中等，最大连通喉道半径16.3μm，属不均匀型，配位数一般为1.8～2.1，储层物性从Ⅱ－Ⅲ－Ⅳ组储层物性逐渐变差，储层具严重的平面非均质性，较强的层内非均质性，中等层间非均质性。

2 剩余油的分布特征

通过精细油藏描述，根据地震反射特征及测井曲线特征，井震结合地层对比，将研究目的层沙一＋二段和东二＋三段共划分为5个油层组，20个砂岩组，105个小层。同时进行油藏工程研究，重建并细化地质模型，研究沉积微相平面展布规律，甚至砂岩组内单砂体的发育情况、空间分布规律、边界特征及砂体间的连通性，并且加强层间非均质性，以确定剩余油层垂向分布规律。根据实际生产情况，东营组马圈子油层为构造－岩性油藏，井段长，不具有统一油水界面，单砂层出水，因而油井水淹主要围绕生产井附近。砂体呈透镜状或条带状，在三维空间上具“迷宫状”结构，井网很难控制。有的砂体未钻达，油层保持原始状态，且储层具低电阻特征，部分油层开发前测井未解释出。剩余油主要集中于储层动用程度低的地区。

根据研究区开发井实际生产情况及目前水淹状况绘制剩余油分布图，马圈子油层的Ⅱ油层组平面上水淹比较集中，以单井点水淹为特点，边部未开采地区，目前采出程度为21.17%，剩余油相对富集（图1）。

马圈子油层的Ⅲ、Ⅳ油层组由于油层不集中，仅个别生产井有水淹，未开采地区剩余油零星全区分布，地质储量小，采出程度高，分别达到25.74%、24.8%。

图1 马圈子油层的Ⅱ油层组剩余油分布

3 剩余油分布控制因素

3.1 构造影响剩余油分布

断层和微构造是控制油气聚集的主控因素。微幅度构造是油层顶面由于受古地形以及差异压实作用的影响而形成的局部有微小起伏的构造［9－10］。其形成是受砂体沉积环境、差异压实作用、沉积古地形的影响［11］，并与断层的形成及发展演化有着密切的联系［12］。对处于同一开发期的井来说，同一韵律层中位于正向微型构造部位的井的综合含水率要低于位于负向微型构造部位的井的综合含水率，而含油饱和度数值却较高［13］。从宏观上来看，油气富集与断层走向一致。马圈子油层沿马63断层呈东西向分布，在断层一侧，油气的聚集主要寻求构造的高部位和局部构造高点聚集，在断层断棱附近、断层夹角部位、平行断层间的断块部位油气富集，并且构造高部位油层厚度较大，在构造低部位油层厚度较薄。断层遮挡形成的微高点、微断鼻等上凸构造，形成剩余油富集区［14］。

工区内东营末期形成的两条EW向区内断层，断距达220～300 m，被同期形成的北掉断层和末期形成的南掉断层的补偿性断层，以及规模较小的次级层间断层所切割，在剖面上组成“y”型结构，平面上的构造更加复杂化，高低起伏，洼隆相间，形成多个局部小断鼻构造（图2）。根据建立三维可视化模型及相干体技术识别、解释断层的平面展布形态、断层组合和小断层，摸索微构造中流体的运移规律，准确锁定剩余油存在区域。在微构造上部署的马1105井，初期4 mm油嘴自喷生产，日产液36 m3，日产油30 t，含水16.7%，目前仍保持日产油3 t的产能，取得了较好的挖潜效果。

图2 主干断层间小断鼻构造（A）、断层夹角部位（B）

3.2 沉积微相影响剩余油分布

沉积条件不仅决定了碎屑岩的沉积韵律、层理类型，也控制了砂岩的成因类型、外部几何形态、内部结构和空间展布以及储层的非均质性。韵律特征、层理类型、沉积微相等方面的差异决定地下油气水运动特点和影响了开发后期剩余油的分布。沉积微相及成岩作用决定了储层的孔喉结构、润湿性和非均质性，也导致了侧缘相剩余油的形成。层间纵向沉积相变控制了油层层间剩余油分布。单砂体内韵律性和沉积结构、沉积相变导致垂向上储层性质的变化，是控制和影响单砂层内剩余油形成分布的重要因素［15－19］。

3.2.1 单层内平面相变

工区内沉积微相类型主要为分支流河道和河道间沉积，多股水流在不同部位从北东向流入工区，向西南方向呈枝杈状延伸，砂体具明显的方向性，频繁的改道废弃，相互交叉前行。不同沉积相带之间平面非均质程度很严重（图3）。分流河道砂体岩性粗、厚度大，储集条件好，平均孔隙度为27.2%，平均渗透率为653×10－3μm2，属于高孔隙、中渗透层，泥质含量低，分选好（表1）。

表1 马圈子油层不同微相储层物性统计

图3 马19块马圈子油层沉积相

在生产开发中，生产该部位的井通常初期产量较高，在边底水的驱动下，水驱油波及程度高，含水饱和度逐年上升，剩余油较少。如马154井，该井初期日产液76.9 m3，日产油52.4 t，含水31.8%，累计产油18 191 t，由于堵水失利，利用原井筒侧钻，侧钻后累计仅产油1847t，且后期捞油出泥浆，说明剩余油并不富集。而河道间薄层砂粒度细，储集物性差，平均渗透率为23×10－3μm2，泥质含量高达21.7%，边底水低速推进，水驱油波及程度不高，由于各沉积微相的差异造成平面上渗透率级差大，而在原始含油饱和度比较高的边缘相带薄砂体中，形成了剩余油饱和度相对高值区［20］，河道两侧形成“死油区”，剩余油富集。通过压裂等储层改造手段，可以有效利用这部分储量，如马121井，该井初期5 mm 油嘴自喷，日产液39.9 m3，日产油22.7 t，含水43.1%，累计产油14 159 t，由于末期产能低，该井实施侧钻，侧钻后初期日产液20.9 m3，日产油12.1 t，含水42.1%，累计产油7 227 t，该井侧钻挖潜成功，说明河道间薄层砂是剩余油的主要富集区和挖潜所在。

3.2.2 单层内纵向沉积相变

同一相带不同部位也具有较重的平面非均质性。河道砂体渗透率级差最大28880倍，最小2.4倍，渗透率变异系数为0.75～0.98，非均质系数的变化范围为1.39～5.72（表2）。条带状古河道主流线驱油效果高，而河边相带驱油效率低，因此，分流河道边缘是剩余油的主要富集区和挖潜所在。

表2 马圈子油层不同相带储层物性统计

马621井位于分流河道边缘，该井储层岩性为粉砂岩，粉细砂岩，平均孔隙度13.86%，平均渗透率192.54×10－3μm2，含油饱和度较低，全井段解释油层8.8 m／5层，解释低产油层10.4 m／8层，初期靠气驱油生产，产量较高，日产液29.3 m3，日产油17.2 t，日产气3 375 m3，含水41%，但产量递减快，累计产油仅8 267 t。根据对该井的岩性物性资料的分析和含油砂体展布规律，认为该井产量递减快主要受储层物性的影响，储层未动用区域仍具较高产能，对该井实施侧钻，初期日产液10.7 m3，日产油7.7 t，含水28%，目前累计产油5 641 t。该井实施成功，说明根据物性特征，摸索主河道与分流河道边缘的平面变化规律的必要性，进一步确定分流河道边缘是剩余油主要的挖潜部位。

3.2.3 纵向渗透率韵律性及非均质性

马圈子油层单井叠加最大砂岩厚度311.8 m，最小2.8 m，单井平均厚度为82.6 m，均属厚油层，高、低渗透层在纵向上的变化规律则构成渗透率韵律性。渗透率韵律不同，层内不同部位的储量动用状况也有差异。渗透率变异系数范围为0.7～2.7，非均质系数2～8.7，渗透率级差50～300倍，单砂体内渗透率垂向分布差异较大，层内非均质性强。储层物性从Ⅱ－Ⅲ－Ⅳ组储层物性逐渐变差，Ⅱ油层组平均渗透率为172×10－3μm2，降至Ⅳ油层组平均渗透率为76×10－3μm2。马圈子油层为水上分支流河道微相，河道砂体最大厚度为8.6 m，一般厚度均在2 m以上，属正韵律油层，剩余油集中于油层的中、上部［21－22］。由于油层层内非均质和流体非均质性，造成油层内部的产能差异，从而在垂向上形成剩余油段。马128井叠合砂体厚度73.6 m，单层砂体厚度最厚9.2 m，平均3.34 m，全井解释油层30 m／21层，低产油层22.6 m／15层，初期产量较高，末期仅靠捞油维系产量，后对该井实施侧钻，马128C投产Ⅱ油层组，初期日产液23.5 m3，日产油12.2 t，含水48%，具较高产能，说明正韵律油层的中上部是剩余油的主要挖潜部位。