东濮凹陷胡12区块储层非均质性特征研究

2014-12-03向龙油气资源与勘探技术教育部重点实验室长江大学长江大学地球环境与水资源学院湖北武汉430100

长江大学学报(自科版) 2014年31期

向龙（油气资源与勘探技术教育部重点实验室（长江大学）长江大学地球环境与水资源学院，湖北武汉430100）

贾然（中石化中原油田分公司天然气产销厂，河南濮阳457162）

胡12区块构造位于东濮凹陷西斜坡带中段，为典型的河控三角洲沉积模式，其中下第三系沙河街组沙三中、下亚段砂体为主要目的层，经过长期的注水开发，已经进入高含水阶段，开发难度日益增大，下一步开发目标主要为动用层内和层间的剩余油潜力。储层非均质性是指储层的岩性、物性、电性、含油性等在空间上的变化，其控制着流体的分布和运动，直接影响着剩余油的分布［1］。为此，笔者对东濮凹陷胡12区块储层非均质性进行研究，以便为进一步挖掘该区块的剩余油潜力提供帮助。

1 层内非均质性特征

胡12区块是典型的河控三角洲沉积模式，水下分流河道微相的砂体主要为正韵律，砂体内部一般由几个正韵律段叠加；三角洲前缘席状砂微相和分支河口沙坝微相的砂体主要为反韵律或复合韵律，砂体内部一般是单个反韵律段或由几个正、反韵律段叠加［2］。

1.1 正韵律沉积储层

图1 胡12－20井岩心单个正韵律沉积砂体测井曲线图

正韵律沉积储层下部为砾、砂等粗粒沉积，上部为细粒沉积，并且顶层细粒沉积物多被后期沉积侵蚀，因此常呈砂岩和砾岩相互叠合在一起，储集物性在纵向上的分布特点如下：中、下部孔隙度、渗透率值很高，向上逐渐变差，从高于500mD到低于10mD不等（见图1）。上部的砾石层往往物性差、含油不均，电阻高，下部的粗粒砂岩物性好，注水开发后见效见水快，注入水沿底部急剧突进，形成底部水淹［3］，是造成注采失效的主要部位。储层下部为高渗透段层位，层内纵向上剩余油动用程度差异较大，顶部水驱动用程度较低，是剩余油分布的主要区域［4－6］。以沙三中亚段87号砂体为例，小层地质储量51.6×104t，累计水驱控制程100%，累计水驱动用程度89.3%，高含水区水淹程度67.5%，采出量9.3719×104t，采出程度18.16%，剩余可采储量3.5281×104t，因而挖潜空间较大。

1.2 反韵律沉积储层

反韵律沉积储层下部为泥岩及粉砂质泥岩，向上逐渐过渡为细砂岩及含砾细砂岩，储层物性由上到下逐渐变差（见图2）。注入水首先沿顶部推进，随着注入水量的增加，在重力和毛细管压力的作用下，层内水驱波及厚度增加，顶、底部水线推进较慢且相对均匀，为均匀型水淹［3］。储层上部为高渗透段层位，在注水开发后期储层内的的波及体积最大［5］，剩余油分布较少。

1.3 复合韵律沉积储层

复合韵律沉积储层下部为泥岩及粉砂质泥岩，向上递变为粉砂岩，再向上又递变为粉砂质泥岩及泥岩。由多个渗透率从低到高（或相反）交错叠合，包括2个（或以上）高渗透段层位。油层中、上部类似于正韵律油层，下部近似于反韵律油层。在注水开发后期，含水量较高，为均匀型水淹，剩余油分布较少［3］。

图2 胡检1井岩芯单个反韵律沉积砂体测井曲线图

2 层间非均质性特征

胡12区块上下相临小层之间河道发育无继承性，常常左右摆动，导致同一井点各小层之间岩性、厚度、含油性及渗透率变化极大。物性解释成果统计表明，该区块单井渗透率分布范围10～2000mD，单井层间级差主要分布范围5～150，级差在5～50的占总数的23.7%，级差在5～150的占总数的64%（见图3）；单井层间突进系数主要分布范围2～6，突进系数在2～4的占总数的51.5%，突进系数在4～6的占总数的30.9%（见图4）；单井层间变异系数主要分布范围0.8～1.2，占总数的72.2%（见图5）。这说明储层渗透率层间差异很大，高渗层段所占比重较小，因而层间非均质性较强。

图3 胡12区块渗透率层间级差直方图

图4 胡12区块渗透率层间突进系数直方图

图5 胡12区块渗透率层间变异系数直方图

影响剩余油层间分布的主要因素是层间矛盾。在注水开发后期，层内高渗砂体水驱通用程度高，含水量可达97%以上，是注入水循环的主要通道。层内低渗收到层间干扰的影响，水驱动用程度和含水量均低于平均值，是剩余油分布的主要区域。以沙三中亚段6～8开发层系为例，其沙三中亚段71～85砂体地质储量243.9×104t，占层系的52.1%，水驱控制程度97.1%，由于受同层系高渗层沙三中亚段6层及沙三中亚段86～8小层干扰，动用程度只有42.2%，远低于平均动用程度60.8%，剩余可采储量23.744 7×104t，占层系总储量的72.1%。

3 平面非均质性特征

储层平面非均质特征是指砂体的几何形态、连通性、连通程度、砂体孔隙度和渗透率的平面变化及渗透率的方向性等。平面非均质直接关系到开发过程中开发井网的布置、注水的平面波及效率及剩余油的平面分布［3］。

胡12区块储层平面渗透率值变化剧烈，最高值近2000mD，而物性变差部位的渗透率只有十几个毫达西。物性解释成果统计表明，渗透率级差主要分布范围在100以上，占总数的73.6%（见图6）；渗透率突进系数主要分布范围4～8，其中突进系数4～6占总数的28.9%，突进系数6～8的占总数的30.2%（见图7）；渗透率变异系数小于0.5的占26.3%，其中0.5～0.7占25.2%，大于0.7的占48.5%（见图8）。上述数据说明储层渗透率平面差异较大，因而平面非均质性中等。

由于沉积特征、构造等客观因素的影响，开发井网对油层平面的适应程度不同，造成平面上不同区域的动用程度差异较大。剩余油主要分布在动用程度较低的区域，如构造高部位和靠近断层的区块边缘地带［4］。以沙三中亚段71号砂体为例，地质储量14.7×104t，水淹程度93.3%，动用程度只有32.6%，部分含水区水淹程度仅13.4%，剩余可采储量平面上主要分布于构造高部位以及小层南部区域。