三角洲前緣儲(chǔ)層非均質(zhì)性及剩余油挖潛研究

三角洲前緣儲(chǔ)層非均質(zhì)性及剩余油挖潛研究

黨勝國，黃保綱，王惠芝，權(quán) 勃，鄭 浩

（中海石油（中國）有限公司天津分公司，天津 300452）

摘 要：錦州9-3油田主要含油層系為三角洲前緣相儲(chǔ)層，多期砂體疊置，平面非均質(zhì)性強(qiáng)，目前已進(jìn)入中高含水階段，生產(chǎn)矛盾突出，剩余油富集且復(fù)雜。通過研究油田小層平面分布特征、夾層分布規(guī)律、層內(nèi)滲透率非均質(zhì)性、層間沉積旋回的差異性和粒度韻律等參數(shù)，對(duì)油田主力油層三角洲前緣相儲(chǔ)層非均質(zhì)性進(jìn)行綜合表征。研究認(rèn)為油田主力油層整體上屬于強(qiáng)非均質(zhì)性儲(chǔ)層，造成儲(chǔ)層強(qiáng)非均質(zhì)性的主要因素為原始沉積環(huán)境下沉積旋回差異性和粒度韻律的差異性。結(jié)合各小層的水淹程度分析認(rèn)為剩余油較富集的區(qū)域主要在Ⅰ2、Ⅰ4、Ⅱ11、Ⅱ12、Ⅱ2、Ⅲ1、Ⅲ2七個(gè)主力小層和油田的西側(cè)、東部裙邊帶井控程度較低的區(qū)域。綜合考慮造成剩余油分布差異的儲(chǔ)層非均質(zhì)性因素，制定了合理的總體調(diào)整方案和注采井網(wǎng)調(diào)整策略。

關(guān)鍵詞：儲(chǔ)層非均質(zhì)性；中高含水期；小層分布；夾層；滲透率；沉積旋回；剩余油；調(diào)整策略

中圖分類號(hào)：TE327

文獻(xiàn)標(biāo)識(shí)碼：A

DOI:10.3969/j.issn.1008-2336.2015.02.066

文章編號(hào)：1008-2336（2015）02-0066-06

收稿日期：2014-08-22；

作者簡(jiǎn)介：第一黨勝國，男，1980年生，工程師，碩士，礦產(chǎn)普查與勘探專業(yè)，從事油田開發(fā)地質(zhì)研究工作。E-mail：dangshg@cnooc.com.cn。

改回日期：2014-12-08

Study on Heterogeneity of Delta Front Reservoir and Methods for Digging Residual Oil Potential

DANG Shengguo, HUANG Baogang, WANG Huizhi, QUAN Bo, ZHENG Hao

（Tianjin Branch of CNOOC Ltd., Tianjin 300452, China）

Abstract:The main oil bearing series in JZ9-3 Field are delta front reservoirs, consisting of multiphase superimposed sand bodies, with strong heterogeneity. The oil field has been at middle-high water cut stage, with severe production problems, and remaining oil distribution is very complicated. Reservoir heterogeneity characterization on the main oil layers in delta front reservoirs has been conducted through comprehensive study on the distribution of major oil layers and intercalated layers, heterogeneity of permeability, differences in sedimentary cycle between layers, granularity rhythm. It is believed through study that the main oil layers in delta front reservoirs are very serious in heterogeneity, and the main reasons for strong heterogeneity are differences in sedimentary cycle and granularity rhythm. Combined with the analysis of water flooded degree of oil layers, it is believed that the remaining oil distributes mainly in seven main layers of Ⅰ2, Ⅰ4, Ⅱ11, Ⅱ12, Ⅱ2, Ⅲ1, Ⅲ2, western and eastern part of oil field with low well density. Considering the main factors for reservoir heterogeneity which cause the difference in distribution of remaining oil, reasonable overall adjustment plan and injection-production strategy have been made.

Keywords:reservoir heterogeneity; middle-high water cut stage; layer distribution; intercalated layers; permeability; sedimentary cycle; remaining oil; adjustment strategy

儲(chǔ)集層在漫長的地質(zhì)歷史過程中，經(jīng)歷了沉積、成巖作用以及后期構(gòu)造運(yùn)動(dòng)的改造，使儲(chǔ)集層的空間分布及內(nèi)部的各種屬性都產(chǎn)生了不均勻分布和變化。因此，儲(chǔ)集層的非均質(zhì)性是絕對(duì)的，只有在一定條件下和有限范圍內(nèi)才可以看作近似均質(zhì)的。三角洲前緣相沉積砂體作為油氣賦存的

一類重要的陸相碎屑巖儲(chǔ)集層，儲(chǔ)層非均質(zhì)性對(duì)地層中的油、氣、水運(yùn)動(dòng)規(guī)律和中高含水期剩余油分布產(chǎn)生重要影響[1-4]。認(rèn)識(shí)清楚儲(chǔ)層非均質(zhì)性，對(duì)指導(dǎo)剩余油挖潛和調(diào)整注水開發(fā)油田的注采井網(wǎng)具有非常重要的意義。認(rèn)識(shí)清楚儲(chǔ)集層的非均質(zhì)性，總結(jié)其影響規(guī)律，對(duì)處于中高含水期的油藏研究剩余油分布，制定合理的開發(fā)技術(shù)政策，確定調(diào)整挖潛的方向，提高油田最終采收率具有非常重要的意義。

1　油田概況

錦州9-3油田位于渤海遼東灣西部海域，北鄰遼河月東油田，構(gòu)造上位于遼東灣遼西凹陷的北洼，是遼河中央凸起向遼西凹陷傾沒的部分，由主體區(qū)半背斜構(gòu)造和東塊復(fù)雜斷塊組成（圖1）。油藏類型為層狀構(gòu)造邊水油藏，主要含油層系為古近系東營組東二下段湖相三角洲前緣沉積砂體，屬于原油可采儲(chǔ)量中型的整裝常規(guī)油田。油田采用多層合采、九點(diǎn)法面積注水開發(fā)。自1999年底投產(chǎn)以來，已有十多年的生產(chǎn)歷史，目前綜合含水76%，已進(jìn)入中高含水階段，生產(chǎn)矛盾突出，剩余油富集且分布復(fù)雜。由于油田采用海上固定生產(chǎn)平臺(tái)、叢式定向井開發(fā)，工程設(shè)施及鉆井完井成本極高，為了分析清楚剩余油分布規(guī)律，制定中高含水階段合理的開發(fā)技術(shù)政策和總體調(diào)整方案，為下一步的工程和鉆完井方案提供技術(shù)支撐，需要對(duì)油田的儲(chǔ)層進(jìn)行精細(xì)表征，尤其是對(duì)影響開發(fā)效果和剩余油分布的儲(chǔ)層非均質(zhì)性進(jìn)行重點(diǎn)解剖研究。

2　儲(chǔ)層非均質(zhì)性研究

表征儲(chǔ)層非均質(zhì)性的指標(biāo)很多，包括小層微相平面分布特征、夾層分布、滲透率變化、沉積旋回、粒度韻律等參數(shù)[5-8]，在三角洲前緣相砂巖儲(chǔ)層精細(xì)小層劃分框架下，對(duì)錦州9-3油田古近系東營組東二下段Ⅰ～Ⅲ油組主力油層儲(chǔ)層非均質(zhì)性進(jìn)行研究。

2.1 儲(chǔ)層平面分布特征

區(qū)域沉積背景及沉積微相研究表明，錦州9-3油田物源主要來自東北方向，單砂體在平面上主要呈朵狀、帶狀分布，多期砂體交叉疊置，在平面上連片分布（圖2）。

東二下段Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ油組儲(chǔ)層主要為三角洲前緣相水下分流河道砂體，次為河口壩、遠(yuǎn)砂壩和前緣席狀砂，儲(chǔ)集物性好。從單井剖面上看，單期形成的砂體厚度薄，多小于5 m，但多期砂體縱向疊置、橫向連片，形成了具有一定規(guī)模、相對(duì)穩(wěn)定的儲(chǔ)集層，自上而下主要發(fā)育9個(gè)主力小

層和5個(gè)非主力小層。

圖1　Ⅰ油組含油氣面積圖

圖2?、?小層沉積微相平面圖

Ⅰ油組儲(chǔ)層比較發(fā)育，厚度較大，展布范圍廣，自東北向西南沿構(gòu)造軸部延伸，砂巖質(zhì)量分?jǐn)?shù)一般為25%～50%，共發(fā)育5個(gè)砂層，Ⅰ2、Ⅰ3和Ⅰ4為主力小層，平均單砂層厚度3.2～6.8 m，單井鉆遇砂層總厚度0.9～11.8 m。Ⅰ2分布廣而穩(wěn)定，厚度較薄，介于0.9～8 m，具有西厚東薄的特點(diǎn)，油層主要分布在主體區(qū)塊。Ⅰ3為厚度大，分布廣的主力油層，在主體區(qū)及東塊均有分布，厚度介于1.1～11.8 m，其中主體區(qū)厚度較大，東塊厚度相對(duì)較薄。Ⅰ4厚度較薄，主要油氣層分布在油田北部JZ9-3-1、E1-7井區(qū)及東塊JZ9-3-5井區(qū)，儲(chǔ)層向西及西南變干、變尖。

Ⅱ油組砂體展布范圍逐漸變窄，主要呈零星狀或條帶狀沿構(gòu)造軸部分布于主體區(qū)構(gòu)造高部位，砂巖質(zhì)量分?jǐn)?shù)一般為15%～40%。主要發(fā)育4個(gè)砂層，單井鉆遇砂層厚度0.8～14.5 m。Ⅱ11層厚度介于1.0～6.4 m，Ⅱ12層厚度介于1.2～7 m。Ⅱ2層厚度較大，厚度變化大，厚度介于1.0～14.5 m，平均厚度6.3 m。砂體向西南變薄，向東在JZ9-3-5井區(qū)尖滅。

Ⅲ油組發(fā)育5個(gè)砂層，Ⅲ1、Ⅲ2、Ⅲ3為主要含油層，砂巖質(zhì)量分?jǐn)?shù)為10%～40%。單砂層厚度0.5～11.2 m，單井鉆遇砂層總厚度4.0～21.8 m，砂巖質(zhì)量分?jǐn)?shù)為45%～53%，油層有效厚度1.0～7.8 m。Ⅲ1分布較廣，砂層厚度介于1.2～10.2 m之間，油氣在主體區(qū)及東塊均有分布。Ⅲ2層厚度較小，砂層厚度介于0.9～6.7 m之間。Ⅲ3層主要?jiǎng)澐譃棰?1、Ⅲ32層，Ⅲ31層厚度介于0.6～11.2 m，平均厚度3.9 m，分布范圍大，Ⅲ32層分布較小。

2.2 夾層分布規(guī)律

夾層是指在儲(chǔ)層內(nèi)部局部發(fā)育、不連續(xù)分布的非滲透層或特低滲透層，是造成儲(chǔ)層平面和縱向非均質(zhì)性的重要原因，主要受原始沉積作用過程和后期成巖作用控制形成，常把油層分成多個(gè)獨(dú)立的流動(dòng)單元，對(duì)驅(qū)油效率影響較大。本區(qū)主要借助巖電特征資料及電測(cè)綜合解釋結(jié)果對(duì)夾層分布進(jìn)行研究。依據(jù)巖性分為泥質(zhì)夾層和灰質(zhì)夾層兩類。泥質(zhì)夾層電阻率曲線上表現(xiàn)為低值，自然伽馬值相對(duì)值較高，密度、中子測(cè)井均為高值?；屹|(zhì)夾層自然伽馬值相對(duì)值較低，密度測(cè)井曲線呈高幅尖峰狀。

根據(jù)鉆井資料統(tǒng)計(jì)，東二下段主力油層Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ油組自上而下主要發(fā)育6期夾層，每個(gè)油組各兩期，分別為Ⅰ2～3、Ⅰ3～4、Ⅱ11～12、Ⅱ12～2、Ⅲ1～2、Ⅲ2～3（表1）。Ⅰ2～3期夾層鉆遇總井?dāng)?shù)57口，厚度以0.5～3.0 m為主，占總鉆遇井?dāng)?shù)的93%；Ⅰ3～4期夾層鉆遇總井?dāng)?shù)41口，厚度以6.1～12.0 m為主，占總鉆遇井?dāng)?shù)的65%，其次為厚度0.5～3.0 m的夾層，占19.5%；Ⅱ11～12期夾層鉆遇總井?dāng)?shù)54口，厚度以0.5～3.0 m為主，占總鉆遇井?dāng)?shù)的93%；Ⅱ12～2期夾層鉆遇總井?dāng)?shù)38口，

厚度以0.5～6.0 m為主，占總鉆遇井?dāng)?shù)的80%；Ⅲ1～2期夾層鉆遇總井?dāng)?shù)42口，厚度以3.1～9.0 m為主，占總鉆遇井?dāng)?shù)的90%；Ⅲ2～3期夾層鉆遇總井?dāng)?shù)24口，厚度以0.5～6.0 m為主，占總鉆遇井?dāng)?shù)的96%?？傮w來看：各期次夾層平面分布范圍廣，連片性好，鉆遇率高，其中以Ⅰ油組和Ⅲ油組夾層分布范圍最大，Ⅱ油組夾層分布范圍最小，連片性相對(duì)較差；各期次夾層厚度變化大，厚度0.5～18.0 m不等，以0.5～6.0 m為主，6.1～9.0 m次之，其余厚度井點(diǎn)零星鉆遇。

根據(jù)夾層統(tǒng)計(jì)，結(jié)合該區(qū)沉積規(guī)律，編制了夾層平面厚度分布圖。從圖中可以看出，油區(qū)內(nèi)夾層具有構(gòu)造高部位薄，向構(gòu)造低部位逐漸變厚等特點(diǎn)。主體區(qū)具有西北薄，東南厚的特點(diǎn)；東塊具有北薄南厚的特點(diǎn)。平面上夾層厚度變化較大，但多數(shù)夾層平面分布連片性較好，對(duì)注入水沿夾層縱向發(fā)生突進(jìn)起到很好的遮擋作用，利于后期分小層研究、挖潛剩余油。

2.3 滲透率非均質(zhì)性研究

根據(jù)電性曲線測(cè)井解釋綜合成果，對(duì)東二下段Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ油組9個(gè)主力小層Ⅰ2、Ⅰ3、Ⅰ4、Ⅱ11、Ⅱ12、Ⅱ2、Ⅲ1、Ⅲ2、Ⅲ31共計(jì)348個(gè)樣品的滲透率結(jié)果進(jìn)行了統(tǒng)計(jì)分析，并計(jì)算了各小層層內(nèi)滲透率級(jí)差、均值系數(shù)、突進(jìn)系數(shù)和變異系數(shù)（表2）。

表1　東二下段Ⅰ～Ⅲ油組夾層統(tǒng)計(jì)

表2　東二下段主力小層滲透率非均質(zhì)性計(jì)算

滲透率級(jí)差33.6～511.1，除Ⅰ4和Ⅲ31小層外，其余均大于100；均值系數(shù)除Ⅰ3、Ⅱ11、Ⅲ1和Ⅲ2小層為0.11～0.23，其余小層為0.32～0.64；突進(jìn)系數(shù)除Ⅰ2、Ⅰ4和Ⅱ12小層為2.0～2.3，其余小層為3.1～8.9；變異系數(shù)1.3～1.9。總體來看，Ⅰ～Ⅲ油組各主力小層滲透率級(jí)差、突進(jìn)系數(shù)及變異系數(shù)均較大，滲透率變異系數(shù)均大于1.0，反映非均質(zhì)性很強(qiáng)。這種儲(chǔ)層特征，客觀要求開發(fā)過程中進(jìn)行合理注采井網(wǎng)調(diào)整，避免滲透率變化過大，影響開發(fā)效果。

Ⅰ油組Ⅰ2層滲透率以小于300×10-3μm2為主，Ⅰ3、Ⅰ4層以大于300×10-3μm2為主；Ⅱ油組Ⅱ11、Ⅱ12層滲透率分布比較分散，各級(jí)別均有一定比例分布，Ⅱ2則以大于300×10-3μm2為主；Ⅲ油組主力小層滲透率主要分布于300×10-3μm2以內(nèi)。從平面分布來看單層滲透率變化較大，Ⅰ2層滲透率存在2個(gè)高值帶，即E1-7井區(qū)和W4-1與W5-6井一線西南地區(qū)。Ⅰ3層滲透率普遍高于Ⅰ2層，高值帶平行邊界斷層

分布，構(gòu)造低部位滲透率逐漸降低。Ⅱ11層滲透率呈朵葉狀分布，W8-5、W5-5、E2-4、E1-7井區(qū)滲透率較高，其周邊逐漸降低。Ⅱ12層滲透率高值區(qū)集中在W5-2～W5-6一線與E1-2～E1-5一線之間的狹長區(qū)域內(nèi)。Ⅱ2層繼承了Ⅱ12層特點(diǎn)，除此之外，在主體區(qū)東區(qū)存在高滲帶。Ⅲ1和Ⅲ31層滲透率分布規(guī)律性相對(duì)較強(qiáng)，高滲區(qū)呈帶狀近似平行于斷層分布，構(gòu)造低部位滲透率降低。Ⅲ2層主體區(qū)東區(qū)砂體尖滅，使?jié)B透率分布呈孤立的兩朵。滲透率整體變化趨勢(shì)與沉積微相分布對(duì)應(yīng)，在水下分流河道、河口壩微相帶滲透率高，邊緣物性變差。

2.4 層間沉積旋回性差異

沉積旋回性或宏觀的沉積層序，是不同成因、不同性質(zhì)儲(chǔ)層砂體和非儲(chǔ)層夾層按一定規(guī)律疊置的表現(xiàn)，是儲(chǔ)層層間非均質(zhì)性的沉積成因。同層內(nèi)韻律相似，錦州9-3油田沉積旋回包括正旋回、反旋回和正、反旋回不同組合的復(fù)合旋回。類型復(fù)雜的旋回存在，造就了層間非均質(zhì)性，多層合采的情況下，必然產(chǎn)生層間矛盾，開發(fā)過程中應(yīng)根據(jù)隔層穩(wěn)定性，對(duì)生產(chǎn)層位進(jìn)行合理組合，以便將層間干擾降低在合理范圍內(nèi)（圖3）。正旋回儲(chǔ)層頂部水淹程度低，剩余油富集；反旋回儲(chǔ)層驅(qū)替較為均勻，剩余油較少；復(fù)合旋回儲(chǔ)層注入水多沿高滲透層突進(jìn)，剩余油縱向呈條帶狀分布。

2.5 粒度韻律

粒度韻律通常導(dǎo)致滲透率的差異。不同粒度韻律驅(qū)油效果是不同的，正韻律儲(chǔ)層中上部驅(qū)替效果差，反韻律儲(chǔ)層由于重力分異作用中下段水洗得到一定加強(qiáng)，總體水洗相對(duì)均勻。水下分流河道構(gòu)成粒度下粗上細(xì)的正韻律型儲(chǔ)層，河口壩砂體構(gòu)成粒度上粗下細(xì)的反韻律型儲(chǔ)層，水下分流河道與河口壩砂體縱向疊加常形成復(fù)合粒度韻律型儲(chǔ)層，粒度韻律非均質(zhì)性普遍存在導(dǎo)致了層內(nèi)非均質(zhì)性的普遍性，從而導(dǎo)致了水驅(qū)開發(fā)油田剩余油分布的復(fù)雜性（圖4）。正粒度韻律型儲(chǔ)層頂部水淹程度低，剩余油富集；反粒度韻律型儲(chǔ)層受注入水重力的影響驅(qū)替較為均勻，剩余油較少；復(fù)合粒度韻律型儲(chǔ)層注入水多沿高滲透層突進(jìn)，剩余油分布模式最復(fù)雜。

圖3　層間正韻律（左）、復(fù)合韻律（中）、反韻律（右）模式

圖4　粒度正韻律（左）、反韻律（中）、復(fù)合韻律（右）模式

3　剩余油分布與調(diào)整策略

通過采油井、注水井動(dòng)態(tài)綜合分析，油藏?cái)?shù)值模擬研究結(jié)合綜合地質(zhì)研究結(jié)論，在較穩(wěn)定分布的夾層框架約束下對(duì)油田東二下段各油組、小層利用單井小層的含水率變化趨勢(shì)對(duì)水淹程度進(jìn)行了定量描述。從垂向上來看，I油組水淹較強(qiáng)，II油組次之，III油組較弱。主力小層I3和III2儲(chǔ)層分布廣，且以河口壩和水下分流河道為主，非均質(zhì)性較小，注入水波及面積大，注采井網(wǎng)完善的區(qū)域80%以上面積含水達(dá)70%以上，其余主力小層前緣席狀砂體較發(fā)育，河口壩和水下分流河道發(fā)育范圍相對(duì)較小，層內(nèi)非均質(zhì)性影響強(qiáng)，水

淹程度70%以上的面積沿高滲帶呈點(diǎn)狀、條帶狀分布，水淹程度次之，非主力小層水淹程度較弱。從平面上來看，油田西區(qū)水淹程度較高，東區(qū)水淹程度較弱，各小層邊水向構(gòu)造高部位發(fā)生不同程度推進(jìn)，西區(qū)E1-6～E2-6井區(qū)邊水推進(jìn)程度較大，水淹嚴(yán)重（圖5）。

圖5?、? 1含水率分布圖

在對(duì)各小層水淹程度縱、橫向分析的基礎(chǔ)上，認(rèn)為對(duì)已處于中高含水期的油田來說，東二下段Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ油組剩余油較富集的區(qū)域主要在Ⅰ2、Ⅰ4、Ⅱ11、Ⅱ12、Ⅱ2、Ⅲ1、Ⅲ2七個(gè)主力小層含水率較低、水淹程度較弱的區(qū)域、五個(gè)非主力小層和油田的西側(cè)、東部裙邊帶井控程度較低的區(qū)域，也是剩余油調(diào)整挖潛的主要對(duì)象，同時(shí)注水開發(fā)油田正韻律儲(chǔ)層的上部和復(fù)合韻律儲(chǔ)層由于水驅(qū)程度較差剩余油相對(duì)比較富集，考慮水平井挖潛剩余油。同時(shí)調(diào)整注采井網(wǎng)，由反九點(diǎn)注水開發(fā)轉(zhuǎn)變?yōu)樾辛惺阶⑺_發(fā)，擴(kuò)大注入水波及體積，改善儲(chǔ)層強(qiáng)非均質(zhì)性導(dǎo)致的各小層縱向和平面上水驅(qū)程度差異較大的局面，提高儲(chǔ)量動(dòng)用程度較差的砂體采收率。綜合儲(chǔ)層沉積微相、夾層分布、非均質(zhì)性、沉積旋回性、粒度韻律性研究成果與剩余油的關(guān)系，結(jié)合剩余油分布規(guī)律，油田共部署調(diào)整井24口，其中3口水平開發(fā)井，生產(chǎn)平臺(tái)2座，挖潛剩余油。注采井網(wǎng)由九點(diǎn)法轉(zhuǎn)變?yōu)樾辛惺阶⑺_發(fā)，增加水驅(qū)波及體積，改善開發(fā)效果。數(shù)值模擬結(jié)果研究表明累增油量264×104m3，提高油田最終采收率5.6%。

油田縱向和平面剩余油分布結(jié)果表明，規(guī)則井網(wǎng)注水開發(fā)中高含水階段湖相三角洲前緣儲(chǔ)層剩余油分布主要控制因素為各小層微相的平面分布、夾層分布特征、層內(nèi)滲透率非均質(zhì)性、沉積旋回和粒度韻律性，次為注采井網(wǎng)控制條件[9-12]。

4　結(jié)論

（1）三角洲前緣砂體平面分布穩(wěn)定，多期交叉疊置，夾層發(fā)育且連片性好，對(duì)于多層合采因局部小層水淹造成含水垂向突進(jìn)起到了一定的抑制作用。

（2）各主力小層均為強(qiáng)非均質(zhì)性儲(chǔ)層，滲透率級(jí)差、突進(jìn)系數(shù)、均值系數(shù)和變異系數(shù)值均較大，造成強(qiáng)非均質(zhì)性的本質(zhì)原因主要為儲(chǔ)層原始沉積時(shí)期的沉積旋回和粒度韻律性。

（3）儲(chǔ)層非均質(zhì)性研究結(jié)合各小層水淹程度分析，揭示了油田中高含水階段的剩余油分布規(guī)律，指明了挖潛的方向，制定了合理的總體調(diào)整方案和注采井網(wǎng)調(diào)整策略。

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