吴起长2油藏单砂体刻画及剩余油挖潜方向

陈 晨，张 维，王文刚，杨伟华，朱文剑

（中国石油长庆油田分公司第九采油厂，宁夏银川 750006）

单砂体是指在平面上及垂向上都分布连续，但是在相邻单砂体之间存在明显泥岩或非渗透性隔夹层的单一砂体[1]。在评价储层非均质性变化过程中，通过精细刻画主力层单砂体及其内部构型单元，明确单砂体的接触关系及连通性[2]。精细刻画后进一步完善单砂体级别注采对应关系，提高水驱动用程度是中后期提高采收率的重要途径之一[3-5]。通过精细刻画沉积微相构型单元来优选分流河道侧翼砂体，利用相带构型间渗流差异即相控剩余油挖潜技术是当今单砂体级别剩余油措施挖潜的主要方向[6]。本次论文动静结合识别单砂体构型，明确单砂体空间展布规律，分析剩余油类型并提出下步挖潜措施。

1 研究区概况

研究区吴起长2油藏以三角洲分流河道砂体沉积为主，主河道改道频繁砂体展布较为广泛，平面砂体分布厚薄相间。长2油藏储层非均质性较强从而导致砂体间连通性较差，且储量丰度低，纵向油水未完全分异。油藏原始地层压力较低，地层初始能量较弱。储层润湿性基本表现为亲水，油藏高水饱测井解释多为油水同层。区域上吴起长2油藏主要受微构造及岩性双重因素控制作用，油藏类型为边底水驱动的岩性-构造油藏。油藏原始地层压力为11.3 MPa，油藏饱和压力5.16 MPa。目前油藏水驱动用程度低局部油藏递减大，层内非均质性强剩余油挖潜难度大。

2 单砂体精细刻画

2.1 单砂体划分

本次论文单砂体划分是在前期小层精细划分对比基础上进行的，结合油田取心井岩心观察及细分各小层沉积微相、单砂体几何形态、沉积构造特征、测井岩电响应，识别砂体间沉积结构界面，将研究区长2主力层段长222～长232四个小层共划分12个单砂体。

2.2 单砂体识别

2.2.1 单砂体垂向识别

2.2.1.1 野外露头及岩心观察 通过调研大量单砂体的相关文献，实地野外露头剖面考察并结合现场岩心观察，明确单砂体之间接触模式，在此基础上指导单砂体的精细刻画（见图1）。

2.2.1.2 测井响应特征 纵向上依据沉积界面在测井上的岩电响应特征来识别和划分单砂体个数。

泥质夹层：主要分布在小层之间，局部井点单砂体内部也存在稳定泥岩夹层。在测井曲线形态上自然伽马及自然电位曲线多表现为明显靠近泥岩基线，声波时差表现为相对较低值，双侧向电阻率曲线多表现为低幅度值。

图1 鄂尔多期盆地长2油层组延河剖面单砂体划分

物性夹层：厚度在1～2 m，岩石类型多以细粉砂岩为主。储层表现致密，测井曲线响应表现为自然伽马、自然电位曲线存在明显回返特征，声波时差及电阻率多为中-高值。

钙质夹层：厚度在0.1～1 m，岩石类型以钙质细砂岩为主，胶结致密吸水性差，纵向上分布较广，一般发育在两期河道的交界面处或单期河道内部。测井曲线响应特征多表现为声波时差低值、高电阻率等特点。

依据岩心观察及测井资料识别河道砂体沉积结构界面，在沉积模式指导下借鉴延河剖面观察，综合分析研究区全部井组单砂体间接触关系，在纵向上将单砂体之间叠置关系划分为分离式、叠加式、切叠式三种模式（见图2）。切叠式：底冲刷界面明显，由于晚期河道流速过大对前期沉积河道沉积物冲刷所形成的沉积界面，测井形态上SP、GR有明显台阶，响应特征明显。叠加式：两期砂体之间存在物性夹层，测井曲线形态上GR、SP曲线微异常偏向泥岩基线，AC低。分离式：在两期单砂体之间存在着明显泥岩或泥质夹层，测井曲线响应特征明显，表现为GR、SP靠近泥岩基线处，低RT高AC特点。

2.2.2 单砂体侧向识别 在沉积微相构型单元研究的基础上，根据单砂体不同测井曲线形态的变化、河道砂体间顶面高程差以及砂体间侧向叠加方式等来识别单河道展布规模。

2.2.2.1 测井曲线形态变化 处于不同时期的分流河道在水动力作用强弱、地形等沉积因素上存在较大差异，导致测井曲线形态的响应特征也明显不同。如：新37-05井、新36-05井所对应砂体曲线形态为箱型，是典型的主河道位置，水动力较强，西侧新35-05井所对应曲线形态为明显的钟型，水动力是逐渐减弱。只有处于不同河道内的砂体，两单河道之间水动力相对较弱特征，进一步依据河道规模及河道摆动特征，进行侧向河道的识别。

2.2.2.2 单砂体河道砂体之间存在顶面高程差异 同一时期河道沉积其砂体顶面距离稳定标志层应大致相等，如果单砂体顶面存在明显高程差异说明井间为两期次单河道分界。如：新38-05井、新39-05井所对应单砂体测井曲线形态相似，沉积微相均为分流河道沉积，但是河道砂体顶面高程存在较大差异，表明两口井分流河道砂体为两个单独沉积期次砂体。

2.2.2.3 砂体侧向叠加“厚-薄-厚”特征 单一分流河道通常为透镜状表现在剖面上厚度为“中间厚两边薄”的特点，如果在同一沉积单元内井间河道砂体厚度变化连续出现“厚-薄-厚”的变化特征，其向两侧“由薄变厚”的位置可作为分流河道的界线。

综合识别研究区长2油藏单砂体侧向上接触关系，划分为以下四种接触模式：替代式接触、侧切式接触、对接式接触以及间湾接触（见图3）。

2.3 单砂体几何形态

2.3.1 单砂体规模 借鉴延河剖面野外露头单砂体观察及其对单砂体的规模范围的认识基础上，针对单砂体河道宽度及厚度的综合认识来判断河道规模参数。

图2 吴起地区长2油藏纵向单砂体间接触模式

图3 吴起长2油藏不同单砂体间侧向接触模式

研究区不同期次沉积河道在垂向上以相互叠置或叠切为主，而同沉积期次单河道侧向砂体接触以对接式或侧切式为主。单一河道宽度整体在280～600 m范围之间，平均单砂体厚度为4.1 m，河道宽厚比在60～160。

2.3.2 单砂体展布特征 依据单砂体垂向侧向接触关系识别，明确不同期次河道规模精细刻画了研究区长222、长223、长231、长232小层单砂体单河道平面展布特征。

其中：长232小层划分为3期沉积，长232-3～长232-1每期沉积自北东向西南方向发育6～7条单河道，油藏主要分布在区块西北部，平均油层厚度为3.7 m。油砂体在垂向上以孤立和叠切式为主，在侧向上则以侧切和对接式为主。单砂体侧向不连通井所占比例较小，一、三类连通井较二类连通井高；油藏内纵向不连通井所占比例较高53%，一类连通井占46%，三类连通井占3%。

研究区长231小层划分为3期沉积，长231-3～长231-1每期沉积自北东向西南方向发育5～7条单河道，油藏集中分布在研究区西部，油层厚度平均3.8 m。单砂体间油层垂向以孤立式及叠切式为主，侧向上以侧切及对接式为主。单砂体侧向不连通井所占比例较小，以三类连通井为主；油藏内纵向不连通井所占比例较高61%，一类连通井占38%，三类连通井占1%。

研究区长223小层划分为3期沉积，长223-3～长223-1每期沉积自北东向西南方向发育7～8条单河道，油藏集中分布在工区北部区域，平均油层厚度3.5 m。单砂体间油层在垂向上以孤立式及叠切式为主，在侧向上则以侧切式及对接式为主。单砂体侧向不连通井所占比例较小，以一、二类连通井为主；油藏内纵向不连通井所占比例较高62%，一类连通井占37%，三类连通井占1%。

研究区长222小层划分为3期沉积，长222-3～长222-1每期沉积自北东向西南方向发育7条单河道，油藏主要分布在区块东部，平均油层厚度为3.8 m，单砂体间油层在垂向上以孤立式及叠切式为主，在侧向上则以侧切式及对接式为主。单砂体侧向不连通井所占比例较小，以一、二类连通井为主；油藏内纵向不连通井所占比例较高67%，一类连通井占30%，三类连通井占3%。

3 剩余油分布规律及下步挖潜对策

研究区当前长2主力油藏剩余油的富集主要是受控于沉积微相、砂体构造、储层的非均质性以及现有井网条件约束。在目前油田开发末期，受沉积微相、微构造特征以及储层非均质等静态因素，平面注采结构、注采井网等动态因素影响，单砂体剩余油的空间分布规律变得异常复杂。长2油藏主力含油区内平面受注采井网控制，形成以注水井为中心的水驱油扩展区域。由于油藏构造平缓微构造相对比较简单，在剩余油富集的多因素控制中，主要是受初始含油饱和度即油水分布情况与储层内部渗透率非均质性影响，导致在平面上、层间及层内剩余油的分布规律表现出不同的分布特征，在受非均质性影响较大区域，部分水驱主流线方向出现指进形态。

研究区剩余油分布按照成因划分为四种类型：（1）单砂体间连通性差：受单砂体构型单元差异性影响，单河道间砂体接触关系及渗流差异导致局部砂体连通弱，水驱未能形成有效驱替剩余油相对较富集；（2）局部注采不对应：油藏主力层沉积砂体厚度较大，根据沉积旋回进一步细分单砂体后部分油水井射孔段对应性不强或不对应，且存在剖面水驱不均导致剩余油未驱替；（3）水驱未波及区：在注水开发的过程中，由于受储层内部渗透率非均质性影响，注入水朝不同方向驱油，但是平面水驱推进往往不均匀，水洗程度较弱甚至未被水洗区域造成了大量剩余油滞留；（4）未动用油层段：目前西部长2油藏主力油层为长23层，长22层未动用剩余油富集潜力大；东部主力层长22层，长23层未动用剩余油富集潜力大。

4 结论

（1）研究区单砂体纵向上接触关系划分为切叠式、叠加式、分离式三种模式，单砂体侧向接触关系划分为间湾接触、对接式、侧切式、替代式四种模式。

（2）借鉴实地野外露头剖面观察，研究区长2油藏不同沉积期次单一河道垂向上以相互叠置及叠切为主，而相同沉积期次单一河道侧向接触则以对接式及侧切式为主。平面单一河道宽度整体在280～600 m范围之间，平均单砂体厚度为4.1 m，河道宽厚比在60～160。

（3）由于长2油藏内部构造相对比较简单幅度低，储层非均质性表现较强，在剩余油富集的诸多影响因素当中，主要是受初始含油饱和度即油水分布情况及储层内部渗透率非均质性双重控制，导致在平面上、层间及层内剩余油的分布规律表现出不同的分布特征。剩余油主要富集在单砂体间连通差、注采不对应、水驱未波及区、非主力层未动用区。