水下分流河道岔口剩余油富集特征—以濮城油田南区沙二下为例

2019-02-19孙同英

石油化工应用 2019年1期

孙同英，刘平，张岩，何斌

（1.中原油田采油二厂，河南濮阳 457532；2.陕西延长石油（集团）有限责任公司研究院，陕西西安 710075）

国内油田经过长期注水开发已相继进入高含水开发阶段，面临综合含水上升、年产量递减、新增储量接替不足、提高采收率难度大等问题。针对老油田储层强非均质性的特征，通过对油藏剩余油精细描述开展剩余油潜力区研究，深入挖潜剩余油，是实现老油田稳产的主要途径[1-4]。

研究剩余油潜力区需要综合地质储层、地球物理、油藏工程等多学科理论。目前研究学者对剩余油分类有不同的看法[5-9]，总结大致可以将剩余油富集区分为4 个基本类型：（1）沉积微相边缘带，如河床侧翼边缘、河漫堤岸相带；（2）构造控制区，如封闭性小断层附近、微构造高部位或微构造起伏的高点；（3）储层物性变化区，如正韵律厚层的顶部或复合韵律层物性较差的部位；（4）开发井网的局限区，如井间分流线、井网未控制区及注采不完善区。

目前对剩余油分布规律的认识已比较全面，但在剩余油富集区形成规律上却难以统一，主要原因就是老油区特高含水期强非均质油藏剩余油分布相当零散，富集规律非常复杂。本文通过开展对东濮凹陷濮城油田南区沙二下河道岔道口的剩余油分布规律研究，指出分流河道岔口是一个重要的剩余油富集区，为高含水中渗油藏剩余油挖潜提供参考。

1 油田基本概况

濮城油气田区域构造位于渤海湾盆地东濮凹陷中央隆起带东北部，为一被断层复杂化的长轴背斜，东侧与前梨园洼陷（东濮凹陷最大的生油洼陷）相邻，西北隔濮卫次洼与文明寨、卫城油气田相望，南与文留油气田相连。主要含油气层位为古近系沙河街组，以三角洲沉积体系下的粉砂岩、粉细砂岩为主的沙河街组储层是主要储油层。其中沙二下亚段属于湖泊三角洲前缘沉积，条带状水下分流河道砂体发育，划分为8 套砂组，油藏埋深-2 550 m～-2 900 m，平均孔隙度19.5%，平均空气渗透率106×10-3μm2。目前油藏处于多油层合注合采，精细注采调整时期，综合含水高达96.3%，处于特高含水开采阶段，目前采出程度为39.41%。

2 分流河道岔口地质条件

在通过有效利用老油田加密井网资料，绘制出接近实际沉积特征的储层沉积微相展布图的基础上，利用油水井动态反应及测试资料进行分析，合理考虑河道隔夹层的展布特征，细化层内砂体连通关系，这是研究高含水油藏剩余油富集规律的有效途径。

2.1 水下分流河道岔口定义

水下分流河道沉积环境控制着砂体的展布和油气的富集程度[10]，国内很多专家学者关注分流河道的分支或支流较多，而对分流河道岔口部位的研究相对较少，可能是由于开发初期河道岔口水驱动用较早，多数已成为水淹区域，难以引起重复开发的重视。然而对水驱开发后期油藏，注采关系不断发生变化，剩余油逐渐重新分布，使得分流河道岔口仍然具有挖潜潜力。林承焰等[11]指出其处于水下分流河道分岔部位，是受单向环流和洄流作用共同控制而形成的平面呈近“人”字形的沉积体（见图1）。

图1 水下分流河道岔口位置及水动力结构解析[1]Fig.1 The location of an underwater distributary channel crotch and its hydrodynamic force mechanism

2.2 水下分流河道岔口地质条件

分流河道岔口成为剩余油富集区主要受控于河道沉积物的物性特征[12，13]。河道岔口两翼的分支外侧受单向环流和洄流两种水动力的作用，在岔道口部位只受单向环流作用，水动力环境相对较弱，泥质较容易堆积，形成不稳定局部夹层，夹层顶部常见薄层河坝砂。在濮城油田南区沙二下储层中这种夹层厚度普遍小于1 m，延伸长度小于半个主河道宽度；与两侧分支河道砂体相比，水下分流河道岔道口处砂体发育厚度较薄，厚度在1.0 m～3.7 m，平均砂体厚度为1.9 m（见表1），沿垂直主河道流向砂体展布呈现“中间薄、两侧厚”的特点（见图2、图3）。

图2 南区沙二下204/302/402 小层沉积微相图Fig.2 Micro-facies distribution of the 204/302/402 sedimentary unit

图3 南区沙二下204/302/402 小层分流河道岔道口砂体展布特征Fig.3 Sandbody distribution character of 204/302/402 sedimentary unit in distributary channel crotches

表1 南区沙二下储层分流河道岔口砂体厚度统计表Tab.1 The statistics of the sandbody thickness in distributary channel crotches

3 分流河道岔口剩余油富集特征

3.1 水下分流河道岔口定义

油井投产以后累计产水量与累计产油量的比值等于油井累计水油比，反映水驱开发原油需要伴随采出的水量大小，是衡量和评价油井生产状况和定性评价剩余油潜力的有效参数之一。就分流河道岔口出砂体而言，油井控制的砂体特征相似，累计水油比越小表明该井控制区的剩余油富集程度相对就越高，俞启泰等指出我国水驱砂岩油田开采结束时累计水油比在3.5～9.4[13]。

根据濮城油田南区沙二下储层的沉积微相图，选取204/302/402 三个小层作为研究对象，统计生产油井累计水油比后，发现水下分流河道岔口处的油井累计水油比值比非岔道口处的油井相对较低，并且含水率也相对较低（见表2）。

表2 南区沙二下储层河道岔口与河道油井生产情况统计表Tab.2 The oil-well production in distributary channel crotches and channels

3.2 小层数值模拟研究

基于濮城油田南区沙二下储层多期河道沉积、隔夹层发育的特点，在加强隔夹层纵向解释和平面展布研究的基础上，考虑沉积砂体发育规律，在建立油藏地质和数值模拟模型接口过程中，粗化小层间泥岩段的纵向网格，实现精细描述砂岩层和隔夹层的分布，从而提高油层内横纵向的剩余油分布描述精度（见图4）。

濮城油田南区沙二下储层的204/302/402 小层的数值模拟结果表明，21 个分流河道岔口中有13 个富集剩余油，剩余油饱和度在40%～55%。需要注意的是由于历史注采水井网的调整，部分河道岔口的剩余油水驱动用程度高，显示强水淹，剩余油饱和度在15%左右（见图5）。

3.3 影响剩余油富集的其他因素

分流河道岔道口的剩余油富集程度除了受控地质沉积环境之外，在动态开发过程中还受注采开发模式的影响。河道岔口处的非均质性物性条件（物性夹层的存在）是影响注采井网开发效果的主要因素，剩余油测试资料表明，主河道注水-分支河道采油的注采模式相比主河道采油-分支河道注水在河道岔道口富集剩余油程度更高，这是由于河道岔口局部夹层的存在，物性相对稍差，水线多沿分支河道优势通道推进，造成在注水开发后期，河道岔口部位受夹层物性隔挡容易形成剩余油富集区。

图4 分流河道岔口剩余油分布特征（302 沉积单元）Fig.4 The remaining oil distribution in distributary channel crotch（302 sedimentary unit）

图5 分流河道岔口强水洗后剩余油动用情况（406 流动单元）Fig.5 The remaining oil distribution after strong water flushed in distributary channel crotch（406 sedimentary unit）

4 挖潜效果

针对目前注采井网，基于分流河道岔口剩余油的研究成果，对油藏河道岔口进行潜力排查，根据井网调整需要合理实施油水井措施来对挖潜潜力较大的河道岔口处的剩余油。总的措施挖潜思路是：首先排查早期注水开发的河道层，筛选河道岔口部位的油水井；其次按累计注采比优选出潜力较大的河道岔口；最后利用现有井网补孔或部署侧钻新井挖潜岔道口剩余油，或利用目前水井补孔或低效油井转注，在分支河道上进行能量补充，提高水驱挖潜程度。通过统计的措施实施效果（见表3）来看，油井补孔和侧钻新井单井增油3.5 t/d～12 t/d，平均8.1 t/d；水井转注、补孔，对应油井单井增油平均6.1 t/d。措施挖潜效果表明，在剩余油富集的河道岔道口补孔能够取得很好的增油效果，特别是部署侧钻新井，但需指出的是河道岔口砂体水驱挖潜时，水线推进速度较快，含水上升明显。