新民油田高含水期剩余油分布特征及控制因素分析

2020-04-08张忠民张德民鲍志东臧东升肖杭州

科学技术与工程 2020年3期

李敏，张忠民，张德民，鲍志东*，臧东升，肖杭州，张玉，牛博

(1.中国石油大学(北京) 油气资源与探测国家重点实验室，北京 102249；2.中国石化石油勘探开发研究院，北京 100083；3.中国石油吉林油田分公司勘探开发研究院，松原 138000)

中国东部老油田大多数已经进入高含水开发阶段[1-3]，剩余油分布高度分散和复杂，注采矛盾日益加剧，认清剩余油的分布规律成为老油田稳产控油、提高采收率的重中之重。目前，剩余油研究的方法和技术多种多样，包括开发地质学分析、水淹层测井解释和油藏数值模拟等[4]；剩余油研究的对象日趋精细，逐渐由宏观厚层砂体向微观孔喉转变[5-7]。其中，油藏数值模拟作为一种定量预测技术，具有精度高、三维可视化的特点，在剩余油研究中发挥了重要的作用[8-12]。李继庆[13]采用数值模拟与物理模拟相结合的方法准确模拟“双高”阶段砂岩储层水驱油过程，并揭示了剩余油分布规律。黄祥峰等[14]将动态数据反演得到的相渗曲线替代常规相渗曲线并应用到数值模拟中，提高了剩余油预测的准确性。目前，利用数值模拟技术研究剩余油分布缺乏地质认识指导；此外，数值模拟技术应用对象主要为厚层砂体即小层级别，已经不适用于老油田高含水期生产开发的需要。因此，针对新民油田民1区块扶余油层，采用地质分析与数值模拟相结合的研究思路，将储层单砂体刻画成果与数值模拟结果进行耦合，综合分析得到单砂体层次的剩余油分布特征，进而分析剩余油主要控制因素，以期为老油田剩余油挖潜提供地质依据。

1 研究区概况

图1 新民油田民1区块位置

新民油田地处嫩江、第一松花江和第二松花江交汇处，构造上位于松辽盆地南部中央坳陷区扶新隆起带向北部东北隆起区三肇凹陷倾斜的斜坡上(图1)，构造形态表现为被断层复杂化的由南东向北西倾没的单斜构造。扶余油层是新民油田主要含油层系，沉积时期气候干旱，盆广水浅，主要发育河流-浅水三角洲沉积体系[15]，储层岩性主要为粉砂岩和细砂岩，储层物性较差，平均孔隙度为15.2%，平均渗透率为5.4×10-3μm2。油藏受控于断层、岩性、物性等多种因素，为低渗透断块-岩性油藏类型[16]。截至2017年，新民油田综合含水率达70.5%，处于高含水后期开发阶段，注采矛盾显著，剩余油分布复杂，开发形势严峻，亟待开展基于单砂体的剩余油定量预测研究，为老油田剩余油挖潜提供指导。

2 单砂体精细刻画

2.1 单砂体类型

单砂体成因分析是单砂体刻画的基础[17]。基于沉积微相研究，研究区扶余油层发育浅水三角洲平原亚相和前缘亚相沉积，进一步识别出多种成因类型的单砂体，包括发育于三角洲平原的分支河道、天然堤、决口扇和漫滩砂以及发育于三角洲前缘的水下分支河道和席状砂。分支河道和水下分支河道为骨架砂体，在研究区广泛发育。分支河道单砂体规模较大，宽度平均为332.6 m，厚度平均为4.6 m，岩性以灰白色细砂岩和粉砂岩为主，含灰绿色泥岩、杂色泥岩夹层，可见植物炭屑，发育槽状交错层理和平行层理等，是牵引流沉积的典型标志[18]，河道底部具有明显冲刷面和底砾岩，而冲刷面代表由河道的摆动引起的水动力变化对下伏沉积物的冲刷[19]。电测曲线表现为中高幅微齿化或光滑的钟形或箱形特征。水下分支河道单砂体规模较小，宽度平均为230.8 m，厚度平均为2.4 m，岩性主要为灰色粉砂岩和细砂岩，含有灰绿色泥质夹层，可见草莓状黄铁矿，沉积构造主要发育块状层理和冲刷构造，冲刷面的规模较小，其上几乎不分布滞留沉积，电测曲线呈中低幅锯齿化钟形或箱形。此外，分支河道两岸尤其是凹岸分布着天然堤和决口扇。天然堤以粒度较细的粉砂岩和泥质粉砂岩为主，沉积构造多见波状层理、爬升沙纹层理和小型交错层理，电测曲线呈微齿化指型。决口扇沉积物粒度较天然堤粗，主要为粉砂岩和细砂岩，多见小型交错层理和冲刷充填构造，电测曲线呈微齿化-齿化漏斗型。漫滩砂多分布在分支河道间的低洼处，厚度较薄，沉积物粒度细，以粉砂岩、泥质粉砂岩和粉砂质泥岩为主，电测曲线具有中-低幅指型特征。席状砂主要分布在水下分支河道末端，平面上呈席状或带状展布，剖面上呈透镜状，岩性为粉砂岩或泥岩与泥质粉砂岩互层，电测曲线为中高幅指型。

2.2 单砂体识别与划分

2.2.1 单砂体垂向期次划分

在研究区扶余油层砂层组、小层划分的基础上，利用岩心、测井曲线等资料对分支河道和水下分支河道单砂体的垂向期次进行识别和划分。分支河道和水下分支河道单砂体垂向分期的识别标志主要是沉积间断面，在岩心或测井曲线上表现为泥质夹层、钙质夹层或“均一叠加砂体”中的测井曲线台阶[20-21]。

2.2.2 单砂体侧向边界划分

单砂体侧向边界划分标志如下。

(1)废弃河道。在曲流带中，废弃河道常分布在河道凹岸的边部，代表一个点坝的结束，而最后一期废弃河道代表了一次性河流沉积作用的改道[22-24]。因此三角洲平原亚相曲流型分支河道砂体中出现的废弃河道可以作为分支河道单砂体边界识别标志。

(2)河道间不连续砂体。分支河道或水下分支河道间往往存在不连续的薄层溢岸砂体，与连续的河道砂体区别明显，可以作为两条河道分界的标志。

(3)河道顶面高程差异。不同时期沉积的分支河道或水下分支河道顶面高程通常存在差异，可以作为河道单砂体侧向划界的标志。

(4)河道砂体厚度差异。受地形坡降、物源供应等因素控制，不同时期发育的分支河道或水下分支河道的厚度往往不同，如果在大范围内追踪到差异厚度砂体，则可认为存在河道边界。

GR为自然伽马，API；SP为自然电位，mV；RLLD为深双侧向电阻率，Ω·m；RLLS为浅双侧向电阻率，Ω·m

2.3 单砂体空间叠置样式

单砂体刻画结果表明，单砂体空间叠置样式主要分为切叠型、叠加型和孤立型。

切叠型单砂体是指空间上相邻的两单砂体切割叠置，晚期单砂体对早期单砂体进行强烈冲刷侵蚀，导致早期单砂体顶部的细粒沉积缺失，两期单砂体切叠处几乎不存在非渗透性泥质夹层，两期单砂体间连通性好。切叠型可进一步分为侧向切叠型和垂向切叠型，侧向切叠型指同层异期单砂体之间的切割叠置，而垂向切叠型指异层异期单砂体之间的切割叠置。在电阻率测井曲线上，切叠型单砂体呈复合箱型，在切叠界面处有轻微回返，如图2(a)所示。

叠置型单砂体是指空间上相邻的两单砂体接触叠置，晚期单砂体的底部与早期单砂体的顶部接触，并对早期单砂体造成轻微的冲刷侵蚀或未侵蚀，两期单砂体叠置处存在薄层非渗透性泥质夹层，形成流体渗流屏障，导致两期单砂体间连通性差。在电阻率测井曲线上，叠置型单砂体呈复合箱型或箱-钟复合型，在叠置界面处有较明显回返，如图2(b)所示。

孤立型单砂体是指空间上相邻的两单砂体互不接触，两单砂体之间存在约m厚的非渗透性泥质夹层，形成流体渗流屏障，两单砂体彼此间不连通。在电阻率测井曲线上，孤立型单砂体表现为单个箱型或钟型，如图2(c)所示。

3 建模-数模一体化

建模-数模一体化技术是指实现三维地质建模与油藏数值模拟的无缝衔接，即将三维地质模型作为初始数据模型应用到油藏数值模拟，充分发挥三维地质模型的地质约束和指导作用，将数值模拟运算结果与三维地质模型预测结果相互验证，不断调整模型，最终得到符合地质认识和开发动态的数值模拟结果。

基于构造背景分析、沉积微相研究和单砂体刻画等地质认识，建立新民油田民1区块扶余油层的三维地质模型，包括构造模型、微相模型、单砂体模型和属性模型(图3)。综合考虑研究区地质特征和开发井距等因素，建模时采用10 m×10 m×0.4 m的网格系统，总网格数为2 452.89×104。构造模型包括断层模型和层面模型，首先根据断层数据建立断层模型，然后利用单井分层数据作为控制点，采用克里金插值的方法建立层面模型。微相模型和单砂体模型均采用确定性建模方法，两者的建模过程也类似，区别在于微相建模是基于沉积微相刻画结果，而单砂体建模是基于单砂体刻画结果，能够展示单砂体的空间展布特征。属性模型包括孔隙度模型、渗透率模型和原始含油饱和度模型，采用相控序贯高斯模拟方法建立属性模型，表征储层的储集能力和渗流能力。

图3 新民油田民1区块扶余油层地质模型

地质模型作为数值模拟的初始模型，且为数值模拟提供了重要的地质约束和指导。数值模拟采用CMG软件，为提高油藏数值模拟的运算速度，需要将三维地质模型进行粗化。综合考虑研究区井网密度、单砂体空间发育特征及数值模拟软件性能等因素，将原地质模型粗化为30 m×30 m×1.6 m的网格精度，粗化后总网格数变为69.30×104。在此基础上分别对单砂体模型、孔隙度等属性模型进行粗化。然后将粗化后的地质模型输入到CMG数值模拟软件，通过数据输入、参数设置、模型验证等一系列步骤后，进行数值模拟运算。历史拟合是数值模拟的关键，一方面可以验证三维地质模型的可靠性，另一方面作为评判数值模拟结果准确性的标准。分析历史拟合结果发现，民1区块扶余油层原始地质储量为374.57×104m3，历史拟合为405.28×104m3，符合率约为91.8%；全区实际累产油为150.82×104m3，历史拟合为141.87×104m3，符合率为92.7%；全区实际累产液为272.32×104m3，历史拟合为291.46×104m3，符合率为93.0%；此外，全区日产油和日产液以及单井日产油和日产液拟合结果也较好(图4)。综上所述，储量拟合和动态历史拟合误差均小于10%，拟合结果较好，表明数值模拟结果基本正确可靠。利用地质建模-数值模拟一体化技术最终得到新民油田民1区块扶余油层剩余油定量分布。

4 剩余油分布特征及控制因素

4.1 剩余油分布特征

4.1.1 层间分布特征

图5 新民油田民1区块扶余油层地质储量及剩余储量层间分布

由图5可知，民1区块扶余油层剩余油分布具有明显的层间差异，剩余油主要富集在4.1、4.2、7.1、12.1和12.2等层位，且剩余储量均大于20×104t。上述层位同时具有较高的地质储量，可见剩余油含量与地质储量具有良好的正相关性(图5)。进一步分析发现剩余油富集的层位通常广泛发育分支河道或水下分支河道等有利储集相带，而剩余油含量较低的层位往往不甚发育分支河道或水下分支河道微相，可见沉积微相发育特征是造成剩余油层间差异的主要原因。

4.1.2 层内分布特征

层内剩余油分布以砂体顶部富集为主要特征。分支河道和水下分支河道作为主力储油砂体，动用程度高，水洗程度也高。由于分支河道和水下分支河道砂体具有明显的正韵律，下部优先水洗，剩余油主要富集在顶部砂体中。

4.1.3 平面分布特征

平面上，剩余油分布呈“整体分散，局部富集”的特点。分析表明，沉积微相、砂体叠置关系、断层封闭、井网部署等多种因素共同控制剩余油平面分布。剩余油主要富集在：①分支河道或水下分支河道的侧缘和分叉部位；②分支河道或水下分支河道单砂体叠置部位；③封闭断层附近和砂体尖灭处；④注采井网不完善的区域，以孤立的分支河道或水下分支河道、漫滩砂等常见。

4.2 剩余油控制因素

通过分析民1区块扶余油层剩余油分布特征，发现剩余油形成十分复杂，主要受控于沉积微相、沉积韵律、单砂体叠置关系、废弃河道遮挡、断层封闭和注采井网不完善等多种因素。

4.2.1 沉积微相对剩余油的控制

研究区扶余油层发育浅水三角洲沉积，可识别出分支河道、水下分支河道、天然堤、决口扇、漫滩砂和席状砂等微相类型。不同沉积微相的砂体发育特征、物性特征各不相同，从而在油气储集性能上存在较大差异[25]。例如，分支河道和水下分支河道微相中砂体发育且连续性好、物性好，是有利储集砂体，原始地质储量大，剩余油含量相对也高；而漫滩砂、席状砂等微相中砂体较薄且连续性差，物性较差，原始地质储量小，剩余油含量相对偏低。对研究区而言，沉积微相对剩余油的控制主要体现在层间差异和平面差异两个方面：一是垂向上，分支河道和水下分支河道发育广泛的层位，剩余油含量相对较高；二是平面上，分支河道或水下分支河道的侧翼和分叉口，剩余油相对富集，而天然堤、决口扇、漫滩砂或席状砂等微相内部剩余油相对不富集。

4.2.2 沉积韵律对剩余油的控制

分支河道和水下分支河道砂体厚度较大，纵向上显示出明显的正韵律沉积特征，自下而上砂体粒度逐渐变细、物性逐渐变差。受沉积韵律和油水重力分异的影响，河道底部优先水淹，剩余油主要富集在河道砂体的顶部(图6)。

4.2.3 单砂体空间叠置样式对剩余油的控制

研究区扶余油层分支河道和水下分支河道单砂体空间叠置样式主要包括三种，即切叠型、叠置型和孤立型。单砂体间不同的叠置关系对剩余油分布的影响各有不同，切叠型单砂体间连通性好，两单砂体接触部位不易富集剩余油。叠置型单砂体间存在泥质界面，连通性差，剩余油易在两单砂体接触部位富集。孤立式单砂体间彼此不连通，剩余油易在两单砂体侧翼部位富集。以扶余油层12.2单层为例(图7)，单砂体1和单砂体2之间存在切叠关系，如图7(a)所示，由于两单砂体相互连通，12.2-2单砂体中的M35-3注水井能够对单砂体1中的油气进行有效驱替，两单砂体切叠部位剩余油含量较少。单砂体2和单砂体3之间存在叠加关系，如图7(b)所示，两单砂体叠加部位由于连通性较差，一定程度上阻碍流体渗流，导致单砂体3中的M29-5井的注水不能有效驱替单砂体2中的油气，导致剩余油在两单砂体间富集。

POR为孔隙度；PERM为渗透率；So为含油饱和度

图7 新民油田民1区块扶余油层单砂体叠置关系对剩余油的控制

图8 新民油田民1区块扶余油层废弃河道对剩余油的控制

4.2.4 废弃河道遮挡对剩余油的控制

废弃河道通常被非渗透性泥质沉积充填，是有效的流体渗流屏障，不仅严重阻碍相邻两单砂体之间的流体渗流，而且较大程度上影响单砂体内部的连通性。以扶余油层5.1单层分支河道单砂体为例(图8)，M+31-3采油井附近为剩余油富集区，进一步分析发现M+31-3采油井与其相邻的M31-3注水井分别位于废弃河道两侧，由于受到废弃河道遮挡，M31-3井的注入水不能有效波及M+31-3采油井，从而造成M+31-3采油井附近剩余油富集。

4.2.5 断层封闭对剩余油的控制

研究区南部发育一条规模较大的正断层，呈SW-NE到EW走向变化趋势，平面上近似镰刀形。由于断层的错断和封闭作用，断层两侧的砂体连续性发生中断，流体渗流也被阻断，造成剩余油在断层附近富集。

4.2.6 注采井网不完善对剩余油的控制

除上述地质因素以外，研究区还存在由于注采井网不完善等开发因素控制的剩余油。注采井网不完善主要包括有采无注、有注无采和无注采3种情况。其中，有采无注是指同一单砂体上只有采油井没有注水井，由于缺乏驱动力而开采能量不足，导致剩余油在该单砂体中富集；有注无采是指同一单砂体上只有注水井没有采油井；无注采是指同一单砂体上既没有注水井也没有采油井，这两种情况下单砂体均未得到动用，剩余油在单砂体中大量富集。