新民油田高含水期剩余油分布特征及控制因素分析

李 敏， 張忠民， 張德民， 鮑志東*， 臧東升， 肖杭州， 張 玉， 牛 博

(1.中國石油大學(xué)(北京) 油氣資源與探測國家重點實驗室，北京 102249；2.中國石化石油勘探開發(fā)研究院，北京 100083；3.中國石油吉林油田分公司勘探開發(fā)研究院，松原 138000)

中國東部老油田大多數(shù)已經(jīng)進入高含水開發(fā)階段[1-3]，剩余油分布高度分散和復(fù)雜，注采矛盾日益加劇，認清剩余油的分布規(guī)律成為老油田穩(wěn)產(chǎn)控油、提高采收率的重中之重。目前，剩余油研究的方法和技術(shù)多種多樣，包括開發(fā)地質(zhì)學(xué)分析、水淹層測井解釋和油藏數(shù)值模擬等[4]；剩余油研究的對象日趨精細，逐漸由宏觀厚層砂體向微觀孔喉轉(zhuǎn)變[5-7]。其中，油藏數(shù)值模擬作為一種定量預(yù)測技術(shù)，具有精度高、三維可視化的特點，在剩余油研究中發(fā)揮了重要的作用[8-12]。李繼慶[13]采用數(shù)值模擬與物理模擬相結(jié)合的方法準(zhǔn)確模擬“雙高”階段砂巖儲層水驅(qū)油過程，并揭示了剩余油分布規(guī)律。黃祥峰等[14]將動態(tài)數(shù)據(jù)反演得到的相滲曲線替代常規(guī)相滲曲線并應(yīng)用到數(shù)值模擬中，提高了剩余油預(yù)測的準(zhǔn)確性。目前，利用數(shù)值模擬技術(shù)研究剩余油分布缺乏地質(zhì)認識指導(dǎo)；此外，數(shù)值模擬技術(shù)應(yīng)用對象主要為厚層砂體即小層級別，已經(jīng)不適用于老油田高含水期生產(chǎn)開發(fā)的需要。因此，針對新民油田民1區(qū)塊扶余油層，采用地質(zhì)分析與數(shù)值模擬相結(jié)合的研究思路，將儲層單砂體刻畫成果與數(shù)值模擬結(jié)果進行耦合，綜合分析得到單砂體層次的剩余油分布特征，進而分析剩余油主要控制因素，以期為老油田剩余油挖潛提供地質(zhì)依據(jù)。

1 研究區(qū)概況

圖1 新民油田民1區(qū)塊位置

新民油田地處嫩江、第一松花江和第二松花江交匯處，構(gòu)造上位于松遼盆地南部中央坳陷區(qū)扶新隆起帶向北部東北隆起區(qū)三肇凹陷傾斜的斜坡上(圖1)，構(gòu)造形態(tài)表現(xiàn)為被斷層復(fù)雜化的由南東向北西傾沒的單斜構(gòu)造。扶余油層是新民油田主要含油層系，沉積時期氣候干旱，盆廣水淺，主要發(fā)育河流-淺水三角洲沉積體系[15]，儲層巖性主要為粉砂巖和細砂巖，儲層物性較差，平均孔隙度為15.2%，平均滲透率為5.4×10-3μm2。油藏受控于斷層、巖性、物性等多種因素，為低滲透斷塊-巖性油藏類型[16]。截至2017年，新民油田綜合含水率達70.5%，處于高含水后期開發(fā)階段，注采矛盾顯著，剩余油分布復(fù)雜，開發(fā)形勢嚴(yán)峻，亟待開展基于單砂體的剩余油定量預(yù)測研究，為老油田剩余油挖潛提供指導(dǎo)。

2 單砂體精細刻畫

2.1 單砂體類型

單砂體成因分析是單砂體刻畫的基礎(chǔ)[17]?；诔练e微相研究，研究區(qū)扶余油層發(fā)育淺水三角洲平原亞相和前緣亞相沉積，進一步識別出多種成因類型的單砂體，包括發(fā)育于三角洲平原的分支河道、天然堤、決口扇和漫灘砂以及發(fā)育于三角洲前緣的水下分支河道和席狀砂。分支河道和水下分支河道為骨架砂體，在研究區(qū)廣泛發(fā)育。分支河道單砂體規(guī)模較大，寬度平均為332.6 m，厚度平均為4.6 m，巖性以灰白色細砂巖和粉砂巖為主，含灰綠色泥巖、雜色泥巖夾層，可見植物炭屑，發(fā)育槽狀交錯層理和平行層理等，是牽引流沉積的典型標(biāo)志[18]，河道底部具有明顯沖刷面和底礫巖，而沖刷面代表由河道的擺動引起的水動力變化對下伏沉積物的沖刷[19]。電測曲線表現(xiàn)為中高幅微齒化或光滑的鐘形或箱形特征。水下分支河道單砂體規(guī)模較小，寬度平均為230.8 m，厚度平均為2.4 m，巖性主要為灰色粉砂巖和細砂巖，含有灰綠色泥質(zhì)夾層，可見草莓狀黃鐵礦，沉積構(gòu)造主要發(fā)育塊狀層理和沖刷構(gòu)造，沖刷面的規(guī)模較小，其上幾乎不分布滯留沉積，電測曲線呈中低幅鋸齒化鐘形或箱形。此外，分支河道兩岸尤其是凹岸分布著天然堤和決口扇。天然堤以粒度較細的粉砂巖和泥質(zhì)粉砂巖為主，沉積構(gòu)造多見波狀層理、爬升沙紋層理和小型交錯層理，電測曲線呈微齒化指型。決口扇沉積物粒度較天然堤粗，主要為粉砂巖和細砂巖，多見小型交錯層理和沖刷充填構(gòu)造，電測曲線呈微齒化-齒化漏斗型。漫灘砂多分布在分支河道間的低洼處，厚度較薄，沉積物粒度細，以粉砂巖、泥質(zhì)粉砂巖和粉砂質(zhì)泥巖為主，電測曲線具有中-低幅指型特征。席狀砂主要分布在水下分支河道末端，平面上呈席狀或帶狀展布，剖面上呈透鏡狀，巖性為粉砂巖或泥巖與泥質(zhì)粉砂巖互層，電測曲線為中高幅指型。

2.2 單砂體識別與劃分

2.2.1 單砂體垂向期次劃分

在研究區(qū)扶余油層砂層組、小層劃分的基礎(chǔ)上，利用巖心、測井曲線等資料對分支河道和水下分支河道單砂體的垂向期次進行識別和劃分。分支河道和水下分支河道單砂體垂向分期的識別標(biāo)志主要是沉積間斷面，在巖心或測井曲線上表現(xiàn)為泥質(zhì)夾層、鈣質(zhì)夾層或“均一疊加砂體”中的測井曲線臺階[20-21]。

2.2.2 單砂體側(cè)向邊界劃分

單砂體側(cè)向邊界劃分標(biāo)志如下。

(1)廢棄河道。在曲流帶中，廢棄河道常分布在河道凹岸的邊部，代表一個點壩的結(jié)束，而最后一期廢棄河道代表了一次性河流沉積作用的改道[22-24]。因此三角洲平原亞相曲流型分支河道砂體中出現(xiàn)的廢棄河道可以作為分支河道單砂體邊界識別標(biāo)志。

(2)河道間不連續(xù)砂體。分支河道或水下分支河道間往往存在不連續(xù)的薄層溢岸砂體，與連續(xù)的河道砂體區(qū)別明顯，可以作為兩條河道分界的標(biāo)志。

(3)河道頂面高程差異。不同時期沉積的分支河道或水下分支河道頂面高程通常存在差異，可以作為河道單砂體側(cè)向劃界的標(biāo)志。

(4)河道砂體厚度差異。受地形坡降、物源供應(yīng)等因素控制，不同時期發(fā)育的分支河道或水下分支河道的厚度往往不同，如果在大范圍內(nèi)追蹤到差異厚度砂體，則可認為存在河道邊界。

GR為自然伽馬，API；SP為自然電位，mV；RLLD為深雙側(cè)向電阻率，Ω·m；RLLS為淺雙側(cè)向電阻率，Ω·m

2.3 單砂體空間疊置樣式

單砂體刻畫結(jié)果表明，單砂體空間疊置樣式主要分為切疊型、疊加型和孤立型。

切疊型單砂體是指空間上相鄰的兩單砂體切割疊置，晚期單砂體對早期單砂體進行強烈沖刷侵蝕，導(dǎo)致早期單砂體頂部的細粒沉積缺失，兩期單砂體切疊處幾乎不存在非滲透性泥質(zhì)夾層，兩期單砂體間連通性好。切疊型可進一步分為側(cè)向切疊型和垂向切疊型，側(cè)向切疊型指同層異期單砂體之間的切割疊置，而垂向切疊型指異層異期單砂體之間的切割疊置。在電阻率測井曲線上，切疊型單砂體呈復(fù)合箱型，在切疊界面處有輕微回返，如圖2(a)所示。

疊置型單砂體是指空間上相鄰的兩單砂體接觸疊置，晚期單砂體的底部與早期單砂體的頂部接觸，并對早期單砂體造成輕微的沖刷侵蝕或未侵蝕，兩期單砂體疊置處存在薄層非滲透性泥質(zhì)夾層，形成流體滲流屏障，導(dǎo)致兩期單砂體間連通性差。在電阻率測井曲線上，疊置型單砂體呈復(fù)合箱型或箱-鐘復(fù)合型，在疊置界面處有較明顯回返，如圖2(b)所示。

孤立型單砂體是指空間上相鄰的兩單砂體互不接觸，兩單砂體之間存在約m厚的非滲透性泥質(zhì)夾層，形成流體滲流屏障，兩單砂體彼此間不連通。在電阻率測井曲線上，孤立型單砂體表現(xiàn)為單個箱型或鐘型，如圖2(c)所示。

3 建模-數(shù)模一體化

建模-數(shù)模一體化技術(shù)是指實現(xiàn)三維地質(zhì)建模與油藏數(shù)值模擬的無縫銜接，即將三維地質(zhì)模型作為初始數(shù)據(jù)模型應(yīng)用到油藏數(shù)值模擬，充分發(fā)揮三維地質(zhì)模型的地質(zhì)約束和指導(dǎo)作用，將數(shù)值模擬運算結(jié)果與三維地質(zhì)模型預(yù)測結(jié)果相互驗證，不斷調(diào)整模型，最終得到符合地質(zhì)認識和開發(fā)動態(tài)的數(shù)值模擬結(jié)果。

基于構(gòu)造背景分析、沉積微相研究和單砂體刻畫等地質(zhì)認識，建立新民油田民1區(qū)塊扶余油層的三維地質(zhì)模型，包括構(gòu)造模型、微相模型、單砂體模型和屬性模型(圖3)。綜合考慮研究區(qū)地質(zhì)特征和開發(fā)井距等因素，建模時采用10 m×10 m×0.4 m的網(wǎng)格系統(tǒng)，總網(wǎng)格數(shù)為2 452.89×104。構(gòu)造模型包括斷層模型和層面模型，首先根據(jù)斷層數(shù)據(jù)建立斷層模型，然后利用單井分層數(shù)據(jù)作為控制點，采用克里金插值的方法建立層面模型。微相模型和單砂體模型均采用確定性建模方法，兩者的建模過程也類似，區(qū)別在于微相建模是基于沉積微相刻畫結(jié)果，而單砂體建模是基于單砂體刻畫結(jié)果，能夠展示單砂體的空間展布特征。屬性模型包括孔隙度模型、滲透率模型和原始含油飽和度模型，采用相控序貫高斯模擬方法建立屬性模型，表征儲層的儲集能力和滲流能力。

圖3 新民油田民1區(qū)塊扶余油層地質(zhì)模型

地質(zhì)模型作為數(shù)值模擬的初始模型，且為數(shù)值模擬提供了重要的地質(zhì)約束和指導(dǎo)。數(shù)值模擬采用CMG軟件，為提高油藏數(shù)值模擬的運算速度，需要將三維地質(zhì)模型進行粗化。綜合考慮研究區(qū)井網(wǎng)密度、單砂體空間發(fā)育特征及數(shù)值模擬軟件性能等因素，將原地質(zhì)模型粗化為30 m×30 m×1.6 m的網(wǎng)格精度，粗化后總網(wǎng)格數(shù)變?yōu)?9.30×104。在此基礎(chǔ)上分別對單砂體模型、孔隙度等屬性模型進行粗化。然后將粗化后的地質(zhì)模型輸入到CMG數(shù)值模擬軟件，通過數(shù)據(jù)輸入、參數(shù)設(shè)置、模型驗證等一系列步驟后，進行數(shù)值模擬運算。歷史擬合是數(shù)值模擬的關(guān)鍵，一方面可以驗證三維地質(zhì)模型的可靠性，另一方面作為評判數(shù)值模擬結(jié)果準(zhǔn)確性的標(biāo)準(zhǔn)。分析歷史擬合結(jié)果發(fā)現(xiàn)，民1區(qū)塊扶余油層原始地質(zhì)儲量為374.57×104m3，歷史擬合為405.28×104m3，符合率約為91.8%；全區(qū)實際累產(chǎn)油為150.82×104m3，歷史擬合為141.87×104m3，符合率為92.7%；全區(qū)實際累產(chǎn)液為272.32×104m3，歷史擬合為291.46×104m3，符合率為93.0%；此外，全區(qū)日產(chǎn)油和日產(chǎn)液以及單井日產(chǎn)油和日產(chǎn)液擬合結(jié)果也較好(圖4)。綜上所述，儲量擬合和動態(tài)歷史擬合誤差均小于10%，擬合結(jié)果較好，表明數(shù)值模擬結(jié)果基本正確可靠。利用地質(zhì)建模-數(shù)值模擬一體化技術(shù)最終得到新民油田民1區(qū)塊扶余油層剩余油定量分布。

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 層間分布特征

圖5 新民油田民1區(qū)塊扶余油層地質(zhì)儲量及剩余儲量層間分布

由圖5可知，民1區(qū)塊扶余油層剩余油分布具有明顯的層間差異，剩余油主要富集在4.1、4.2、7.1、12.1和12.2等層位，且剩余儲量均大于20×104t。上述層位同時具有較高的地質(zhì)儲量，可見剩余油含量與地質(zhì)儲量具有良好的正相關(guān)性(圖5)。進一步分析發(fā)現(xiàn)剩余油富集的層位通常廣泛發(fā)育分支河道或水下分支河道等有利儲集相帶，而剩余油含量較低的層位往往不甚發(fā)育分支河道或水下分支河道微相，可見沉積微相發(fā)育特征是造成剩余油層間差異的主要原因。

4.1.2 層內(nèi)分布特征

層內(nèi)剩余油分布以砂體頂部富集為主要特征。分支河道和水下分支河道作為主力儲油砂體，動用程度高，水洗程度也高。由于分支河道和水下分支河道砂體具有明顯的正韻律，下部優(yōu)先水洗，剩余油主要富集在頂部砂體中。

4.1.3 平面分布特征

平面上，剩余油分布呈“整體分散，局部富集”的特點。分析表明，沉積微相、砂體疊置關(guān)系、斷層封閉、井網(wǎng)部署等多種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側(cè)緣和分叉部位；②分支河道或水下分支河道單砂體疊置部位；③封閉斷層附近和砂體尖滅處；④注采井網(wǎng)不完善的區(qū)域，以孤立的分支河道或水下分支河道、漫灘砂等常見。

4.2 剩余油控制因素

通過分析民1區(qū)塊扶余油層剩余油分布特征，發(fā)現(xiàn)剩余油形成十分復(fù)雜，主要受控于沉積微相、沉積韻律、單砂體疊置關(guān)系、廢棄河道遮擋、斷層封閉和注采井網(wǎng)不完善等多種因素。

4.2.1 沉積微相對剩余油的控制

研究區(qū)扶余油層發(fā)育淺水三角洲沉積，可識別出分支河道、水下分支河道、天然堤、決口扇、漫灘砂和席狀砂等微相類型。不同沉積微相的砂體發(fā)育特征、物性特征各不相同，從而在油氣儲集性能上存在較大差異[25]。例如，分支河道和水下分支河道微相中砂體發(fā)育且連續(xù)性好、物性好，是有利儲集砂體，原始地質(zhì)儲量大，剩余油含量相對也高；而漫灘砂、席狀砂等微相中砂體較薄且連續(xù)性差，物性較差，原始地質(zhì)儲量小，剩余油含量相對偏低。對研究區(qū)而言，沉積微相對剩余油的控制主要體現(xiàn)在層間差異和平面差異兩個方面：一是垂向上，分支河道和水下分支河道發(fā)育廣泛的層位，剩余油含量相對較高；二是平面上，分支河道或水下分支河道的側(cè)翼和分叉口，剩余油相對富集，而天然堤、決口扇、漫灘砂或席狀砂等微相內(nèi)部剩余油相對不富集。

4.2.2 沉積韻律對剩余油的控制

分支河道和水下分支河道砂體厚度較大，縱向上顯示出明顯的正韻律沉積特征，自下而上砂體粒度逐漸變細、物性逐漸變差。受沉積韻律和油水重力分異的影響，河道底部優(yōu)先水淹，剩余油主要富集在河道砂體的頂部(圖6)。

4.2.3 單砂體空間疊置樣式對剩余油的控制

研究區(qū)扶余油層分支河道和水下分支河道單砂體空間疊置樣式主要包括三種，即切疊型、疊置型和孤立型。單砂體間不同的疊置關(guān)系對剩余油分布的影響各有不同，切疊型單砂體間連通性好，兩單砂體接觸部位不易富集剩余油。疊置型單砂體間存在泥質(zhì)界面，連通性差，剩余油易在兩單砂體接觸部位富集。孤立式單砂體間彼此不連通，剩余油易在兩單砂體側(cè)翼部位富集。以扶余油層12.2單層為例(圖7)，單砂體1和單砂體2之間存在切疊關(guān)系，如圖7(a)所示，由于兩單砂體相互連通，12.2-2單砂體中的M35-3注水井能夠?qū)紊绑w1中的油氣進行有效驅(qū)替，兩單砂體切疊部位剩余油含量較少。單砂體2和單砂體3之間存在疊加關(guān)系，如圖7(b)所示，兩單砂體疊加部位由于連通性較差，一定程度上阻礙流體滲流，導(dǎo)致單砂體3中的M29-5井的注水不能有效驅(qū)替單砂體2中的油氣，導(dǎo)致剩余油在兩單砂體間富集。

POR為孔隙度；PERM為滲透率；So為含油飽和度

圖7 新民油田民1區(qū)塊扶余油層單砂體疊置關(guān)系對剩余油的控制

圖8 新民油田民1區(qū)塊扶余油層廢棄河道對剩余油的控制

4.2.4 廢棄河道遮擋對剩余油的控制

廢棄河道通常被非滲透性泥質(zhì)沉積充填，是有效的流體滲流屏障，不僅嚴(yán)重阻礙相鄰兩單砂體之間的流體滲流，而且較大程度上影響單砂體內(nèi)部的連通性。以扶余油層5.1單層分支河道單砂體為例(圖8)，M+31-3采油井附近為剩余油富集區(qū)，進一步分析發(fā)現(xiàn)M+31-3采油井與其相鄰的M31-3注水井分別位于廢棄河道兩側(cè)，由于受到廢棄河道遮擋，M31-3井的注入水不能有效波及M+31-3采油井，從而造成M+31-3采油井附近剩余油富集。

4.2.5 斷層封閉對剩余油的控制

研究區(qū)南部發(fā)育一條規(guī)模較大的正斷層，呈SW-NE到EW走向變化趨勢，平面上近似鐮刀形。由于斷層的錯斷和封閉作用，斷層兩側(cè)的砂體連續(xù)性發(fā)生中斷，流體滲流也被阻斷，造成剩余油在斷層附近富集。

4.2.6 注采井網(wǎng)不完善對剩余油的控制

除上述地質(zhì)因素以外，研究區(qū)還存在由于注采井網(wǎng)不完善等開發(fā)因素控制的剩余油。注采井網(wǎng)不完善主要包括有采無注、有注無采和無注采3種情況。其中，有采無注是指同一單砂體上只有采油井沒有注水井，由于缺乏驅(qū)動力而開采能量不足，導(dǎo)致剩余油在該單砂體中富集；有注無采是指同一單砂體上只有注水井沒有采油井；無注采是指同一單砂體上既沒有注水井也沒有采油井，這兩種情況下單砂體均未得到動用，剩余油在單砂體中大量富集。

5 結(jié)論

(1)三維地質(zhì)建模-油藏數(shù)值模擬一體化技術(shù)是高含水開發(fā)階段精細油藏描述和剩余油研究的重要手段。民1區(qū)塊扶余油層數(shù)值模擬結(jié)果基本可靠，為單砂體層次的剩余油分布特征研究提供有力依據(jù)。

(2)民1區(qū)塊扶余油層剩余油分布特征體現(xiàn)在層間差異、層內(nèi)差異和平面差異三個方面。層間分布上，剩余油主要富集在有利儲集相帶發(fā)育的層位；層內(nèi)分布上，剩余油主要富集于分支河道或水下分支河道砂體的頂部；平面分布上，剩余油呈“整體分散、局部富集”的特點。

(3)剩余油分布的控制因素主要有沉積微相、沉積韻律、單砂體疊置關(guān)系、廢棄河道遮擋、斷層封閉和注采井網(wǎng)不完善等多種因素，這些因素單一或相互組合地控制剩余油分布。