董仕貴, 畢研斌, 石紅萍, 李景發(fā)

( 1. 大慶職業(yè)學(xué)院 大慶油田技術(shù)培訓(xùn)中心，黑龍江 大慶 163255； 2. 中國(guó)石化石油勘探開(kāi)發(fā)研究院 西北勘探研究中心，北京 100083； 3. 大慶職業(yè)學(xué)院 繼續(xù)教育培訓(xùn)部，黑龍江 大慶 163255 )

0 引言

在未來(lái)的石油產(chǎn)量中，1/4的產(chǎn)量來(lái)自于新增探明儲(chǔ)量，3/4的產(chǎn)量來(lái)自于現(xiàn)已投入開(kāi)發(fā)的油田.因此，在油田高含水期開(kāi)發(fā)階段，研究剩余油分布規(guī)律，對(duì)于進(jìn)一步提高油田整體開(kāi)發(fā)效果具有重要的意義.剩余油是指油藏開(kāi)發(fā)過(guò)程中任意時(shí)刻未被采出的地下原油，文獻(xiàn)[1]將剩余油研究分為宏觀分布研究、微觀分布研究和含油飽和度研究，分別闡述相應(yīng)的研究方法.文獻(xiàn)[2]對(duì)國(guó)內(nèi)外剩余油研究方法、高含水期油田剩余油分布規(guī)律和控制因素進(jìn)行綜述和分析.

大慶油田是一個(gè)典型的大型內(nèi)陸淺水湖盆河流—三角洲沉積的非均質(zhì)、多砂層油田.隨著油田的長(zhǎng)期注水開(kāi)發(fā)，大慶長(zhǎng)垣北部老區(qū)油田已進(jìn)入高含水后期開(kāi)采階段，開(kāi)發(fā)效益逐漸變差，保持油田持續(xù)高產(chǎn)面臨嚴(yán)峻挑戰(zhàn).為此，一些學(xué)者開(kāi)展該地區(qū)相關(guān)區(qū)塊的剩余油分布研究[3-6]，對(duì)于改善油田開(kāi)發(fā)效果發(fā)揮一定的促進(jìn)作用[7-14].

選取大慶油田北三區(qū)東部西塊(簡(jiǎn)稱(chēng)北三東西塊)葡一組5-7砂巖組和葡二組1-3砂巖組作為研究目的層.通過(guò)巖石物理相分析，研究不同相帶環(huán)境和砂體類(lèi)型在高含水期后期的剩余油分布特征，對(duì)于掌握其剩余油分布規(guī)律，有針對(duì)性地實(shí)施剩余油深度挖潛，評(píng)價(jià)聚合物驅(qū)效果具有指導(dǎo)意義.

1 油藏概況

大慶油田北三東西塊是20世紀(jì)60年代中期投產(chǎn)開(kāi)發(fā)的老區(qū)塊，經(jīng)歷多次加密和綜合調(diào)整，總體上已進(jìn)入高含水后期開(kāi)發(fā)階段.研究該區(qū)塊聚合物驅(qū)注采井網(wǎng)的剩余油分布，共有116口油水井，由99口聚合物驅(qū)新井和17口基礎(chǔ)井網(wǎng)老井構(gòu)成五點(diǎn)法面積注采井網(wǎng)，其中采油井60口(包括12口老井)、注水井56口(包括5口老井).

研究目的層葡一組5-7砂巖組和葡二組1-3砂巖組屬于松遼盆地北部薩東河流—三角洲體系的早白堊世沉積，前者為水上分流平原沉積，發(fā)育分流河道砂體和河間砂體，以分流河道砂體沉積為主；后者為三角洲前緣沉積，發(fā)育水下分流河道砂體和分流間薄層砂體.2個(gè)砂巖組發(fā)育的砂體類(lèi)型在該地區(qū)河流—三角洲沉積體系中具有一定的代表性.根據(jù)沉積旋回特征和油層對(duì)比結(jié)果，將2個(gè)砂巖組自上而下細(xì)分為5個(gè)沉積單元，其中葡一組5-7砂巖組細(xì)分為葡Ⅰ5+6、葡Ⅰ7沉積單元；葡二組1-3砂巖組細(xì)分為葡Ⅱ1、葡Ⅱ2和葡Ⅱ3沉積單元.

結(jié)合松遼盆地河流—三角洲沉積模式和沉積微相發(fā)育特征，在巖心觀察和單井測(cè)井相分析的基礎(chǔ)上，將研究區(qū)目的層儲(chǔ)層劃分為高彎曲分流河道砂體(以葡Ⅰ7砂體為代表)、低彎曲分流河道砂體(以葡Ⅰ5+6砂體為代表)、水下分流河道砂體(以葡Ⅱ1、葡Ⅱ2和葡Ⅱ3砂體為代表)、河間砂體和分流間席狀砂體等砂體沉積類(lèi)型.沿北2-20-P51井至北2-20-P60井井排的砂體剖面靜態(tài)模型見(jiàn)圖1.由圖1可以看出，河道砂體、非河道砂體、泥巖之間的空間疊置關(guān)系，反映在縱向上和橫向上存在嚴(yán)重的非均質(zhì)性，在很大程度上控制剩余油的分布特征.

圖1 葡Ⅰ5-7和葡Ⅱ1-3沉積單元砂體靜態(tài)模型

2 巖石物理相

2.1 劃分方法

油田生產(chǎn)動(dòng)態(tài)資料表明，不同巖石物理相類(lèi)型的儲(chǔ)層，在開(kāi)發(fā)中表現(xiàn)不同的驅(qū)油特征.在儲(chǔ)層非均質(zhì)性的宏觀控制下，巖石物理相在一定程度上制約油層的水淹程度，影響剩余油的空間分布.因此，開(kāi)展巖石物理相研究，可為高含水期剩余油分布規(guī)律研究提供一種有效手段.

目前，劃分巖石物理相以儲(chǔ)層物性參數(shù)(孔隙度和滲透率)為主要指標(biāo).通常情況下，孔隙度與滲透率成正比關(guān)系，然而對(duì)于非均質(zhì)性嚴(yán)重的油層，給定巖石的任一孔隙度后，其滲透率變化范圍可能很大.因此，單獨(dú)利用孔隙度或滲透率參數(shù)進(jìn)行定量描述、劃分巖石物理相存在較大的不確定性，有必要尋求一種能夠反映巖石物性特征的綜合性指標(biāo)定量研究巖石物理相.Kozeny-Carman方程是一種有效劃分巖石物理相的方法[15-17]，以Kozeny-Carman方程為基礎(chǔ)，利用流動(dòng)層帶指標(biāo)FZI，采用概率統(tǒng)計(jì)法進(jìn)行巖石物理相的劃分[18].

2.2 特征

選取北2-21-檢P51井 586個(gè)巖心樣品的孔隙度、滲透率分析數(shù)據(jù)作為劃分巖石物理相類(lèi)別的基礎(chǔ)數(shù)據(jù)，將儲(chǔ)層劃分為4類(lèi)巖石物理相類(lèi)型.沿北2-20-P51～北2-20-P60井剖面葡Ⅰ5-7和葡Ⅱ1-3油層的FZI預(yù)測(cè)模型見(jiàn)圖2，其中：橫坐標(biāo)反映連井剖面中各井的井距，縱坐標(biāo)反映自PⅠ5+6頂部拉平后向下的相對(duì)深度.與圖1對(duì)比得到不同類(lèi)型巖石物理相特征：

(1)Ⅰ類(lèi)巖石物理相：主要由中砂質(zhì)細(xì)砂巖組成，平均空氣滲透率為2 480×10-3μm2，孔隙度為28.4%，F(xiàn)ZI>6.0 μm，屬高孔、高滲儲(chǔ)層.這類(lèi)巖石物理相類(lèi)型主要分布在大中型分流河道砂體的下部和底部高孔滲段(如圖2北2-20-P53井的-7～-10 m，表示自PⅠ5+6頂向下7～10 m，下同)以及物性條件好的小型分流河道砂體(如圖2北2-20-P56井的-1～-3 m).

圖2 北2-20-P51～北2-20-P60井剖面葡Ⅰ5-7和葡Ⅱ1-3油層FZI預(yù)測(cè)模型

(2)Ⅱ類(lèi)巖石物理相：主要巖性為含粉砂和中砂細(xì)砂巖，平均空氣滲透率為998×10-3μm2，孔隙度為28.6%，F(xiàn)ZI在3.0～6.0 μm之間.這類(lèi)巖石物理相類(lèi)型主要分布在各類(lèi)河道砂體主體的中下部(如圖2北2-20-P53井的-5～-7 m).

(3)Ⅲ類(lèi)巖石物理相：主要巖性為粉砂巖，平均空氣滲透率為121×10-3μm2，孔隙度為25.4%，F(xiàn)ZI在0.5～3.0 μm之間.這類(lèi)巖石物理相主要分布在各類(lèi)河道砂體的中上部、河道間物性相對(duì)較好的薄層砂中.

(4)Ⅳ類(lèi)巖石物理相：主要巖性為泥質(zhì)粉砂巖及含泥粉砂巖，平均空氣滲透率為2.6×10-3μm2，孔隙度為22.3%，F(xiàn)ZI<0.5 μm.這類(lèi)砂體主要為河間泛濫沉積或三角洲前緣相中物性較差的薄層砂，大部分屬于表外儲(chǔ)層砂體類(lèi)型.

3 剩余油分布

圖3 北2-21-檢P51井不同巖石物理相原始油飽和度和剩余油飽和度對(duì)比直方圖

在對(duì)密閉取心井北2-21-檢P51井巖心樣品歸屬巖石物理相類(lèi)型后，統(tǒng)計(jì)密閉取心井4類(lèi)巖石物理相類(lèi)型的折算原始含油飽和度和剩余油飽和度，并進(jìn)行相應(yīng)對(duì)比(見(jiàn)圖3).由圖3可以看出，巖石物理相類(lèi)型越好，原始含油飽和度(Soi)越高.Ⅰ類(lèi)巖石物理相類(lèi)型的原始含油飽和度最高，平均為85%，由Ⅰ類(lèi)到Ⅱ、Ⅲ、Ⅳ類(lèi)巖石物理相，原始含油飽和度依次降低，分別為79.4%、58.5%和28.9%；并且水驅(qū)后仍然保持這種分布趨勢(shì).盡管Ⅰ、Ⅱ類(lèi)巖石物理相儲(chǔ)層中的水驅(qū)油效率比較高，含油飽和度降低幅度大，但剩余油飽和度(Sor)高于Ⅲ、Ⅳ類(lèi)巖石物理相儲(chǔ)層中的剩余油飽和度(如Ⅰ類(lèi)巖石物理相類(lèi)型剩余油飽和度平均為50.6%，遠(yuǎn)高于Ⅳ類(lèi)巖石物理相的26.5%)，與原始含油飽和度相比，不同巖石物理相的剩余油飽和度的差值相對(duì)變小.盡管Ⅰ、Ⅱ類(lèi)巖石物理相儲(chǔ)層已遭到強(qiáng)、中水淹，但存在大量的剩余油，是高含水期剩余油挖潛的主力對(duì)象.

3.1 分布特征

利用測(cè)井多井解釋軟件處理研究區(qū)塊內(nèi)99口聚合物驅(qū)井網(wǎng)油水井的測(cè)井資料，得到各井逐個(gè)測(cè)點(diǎn)剩余油飽和度.北2-20-P51～北2-20-P60井剖面PⅠ5-7～PⅡ1-3沉積單元剩余油飽和度(Sor)預(yù)測(cè)模型見(jiàn)圖4.由圖4和圖1可以看出，不同砂體類(lèi)型的剩余油飽和度縱向分布特征：

圖4 北2-20-P51～北2-20-P60井剖面PⅠ5-7～PⅡ1-3沉積單元剩余油飽和度預(yù)測(cè)模型

(1)高彎曲分流河道砂體中的剩余油主要分布在油層的中上部位(如圖4北2-20-P53井的-6 m附近)，剩余油飽和度可達(dá)50%以上.中下部的剩余油飽和度較低(如圖4北2-20-P53井的-7～-10 m).頂部一般處于未水淹狀態(tài)，剩余油飽和度接近原始含油飽和度.在北2-20-P53井的-4～-5 m附近，還可以識(shí)別“細(xì)條狀”的夾層型剩余油形式.

(2)低彎曲分流河道和水下分流河道砂體，由于其層內(nèi)非均質(zhì)性相對(duì)于高彎曲分流河道砂體為弱，剩余油飽和度在縱向上分布也相對(duì)均勻一些(如圖4北2-20-P53井的-12～-16 m).受注采關(guān)系不完善因素的影響，在低彎曲分流河道和水下分流河道砂體中仍然存在較高的含油飽和度(如北2-20-P56井的-1～-3 m、北2-20-P57井的-4～-6 m、北2-20-P59井的-5～-10 m)，剩余油飽和度達(dá)到50%以上.

(3)河間砂和水下分流間席狀砂，由于砂體厚度比較小，層內(nèi)非均質(zhì)性較弱，剩余油飽和度在縱向上分布比較均勻.這類(lèi)砂體由于本身物性條件的限制，原始含油飽和度較低，盡管多處于低水淹狀態(tài)，但剩余油飽和度較低，一般小于40%.

3.2 分布規(guī)律

由圖4、圖2和圖1可以看出，總體上高原始含油飽和度部位和巖石物理相類(lèi)型，以及河道砂體類(lèi)型存在某種程度上的相關(guān)性，巖石物理相類(lèi)型越好，剩余油分布越多.三者之間不是一個(gè)簡(jiǎn)單的對(duì)應(yīng)關(guān)系，油層的水淹狀況除受到原始含油飽和度、巖石物理相優(yōu)劣的影響外，還受到儲(chǔ)層非均質(zhì)性、砂體沉積韻律類(lèi)型、注采關(guān)系和注入程度等因素的影響，即剩余油分布是多種地質(zhì)因素和開(kāi)發(fā)因素共同影響的綜合結(jié)果.

依據(jù)沉積單元平均含油飽和度的平面分布特征分析剩余油的分布規(guī)律，4個(gè)沉積單元的剩余油飽和度平面分布見(jiàn)圖5～8，其中：“☆”號(hào)井為基礎(chǔ)井網(wǎng)注水井，“●”號(hào)井為基礎(chǔ)井網(wǎng)采油井，“Ο”號(hào)井為聚合物驅(qū)井網(wǎng)油水井.不同相帶環(huán)境和砂體類(lèi)型的剩余油分布基本規(guī)律：

(1)以高彎曲分流河道砂體沉積為主體的水上分流平原(如葡Ⅰ7沉積單元)，河道砂體十分發(fā)育，厚度大，面積廣，砂體間連通程度高，沉積類(lèi)型正韻律，砂體下部和底部高孔滲段基本已遭到強(qiáng)水洗，平面上基本已中-強(qiáng)水淹，總體水驅(qū)油程度高.受基礎(chǔ)井網(wǎng)(東西向井排)二線受效位置或局部廢棄河道遮擋而造成的水驅(qū)油不完善的影響，剩余油主要存在于河道砂體邊部局部物性變差部位、砂體中上部的中-低水淹段和頂部的低-未水淹段中.由圖5可以看出，受東西向基礎(chǔ)井網(wǎng)的影響，相對(duì)高含油飽和度(平均含油飽和度大于40%)部位呈現(xiàn)大致沿東西向展布的條帶狀.

(2)以低彎曲分流河道砂體沉積為主要特征的水上分流平原(如葡Ⅰ5+6沉積單元)，以發(fā)育中小型分流河道砂體和河間砂體為特征.這種相帶環(huán)境的剩余油分布較第(1)種更為復(fù)雜，除了存在受基礎(chǔ)井網(wǎng)二線受效位置影響形成的剩余油類(lèi)型外，剩余油分布還與河道砂體內(nèi)注采關(guān)系的完善程度密切相關(guān)，如果相鄰注采井處于同一分流河道內(nèi)，砂體連通條件好，此時(shí)采油井部位水驅(qū)油比較充分，驅(qū)油效率比較高，分流河道砂體下部和底部高孔滲段可遭受中-強(qiáng)水淹；當(dāng)河道砂體內(nèi)注采關(guān)系不完善時(shí)(有采無(wú)注或有注無(wú)采)，由于注采井間的砂體連通條件變差，在分流河道砂體內(nèi)富集一定的剩余油，在平面上表現(xiàn)為復(fù)雜的“港灣狀”展布的相對(duì)高含油飽和度條帶(見(jiàn)圖6).縱向上，低彎曲分流河道砂體層內(nèi)非均質(zhì)性較高彎曲分流河道砂體為弱，因此層內(nèi)剩余油的分布也相對(duì)均勻一些，但遭受水驅(qū)后具有下部水淹程度高于上部的總體特點(diǎn).

圖5 PⅠ7沉積單元剩余油平面分布

圖6 PⅠ5+6沉積單元剩余油平面分布

(3)三角洲前緣環(huán)境沉積以發(fā)育水下分流河道砂體和分流間席狀砂為特征(如葡Ⅱ2沉積單元)，剩余油分布特征與第(2)種情形類(lèi)似，不同之處是水下分流河道砂體的規(guī)模較水上分流河道砂體小，以發(fā)育小型分流河道砂體為特征，在注水開(kāi)發(fā)過(guò)程中，受注采關(guān)系的影響更大，平面上剩余油主要分布于一些不連續(xù)的“坨狀”相對(duì)高含油飽和度部位(見(jiàn)圖7).縱向上，水下分流河道砂體沉積韻律變化不明顯，砂體內(nèi)部的剩余油分布比較均勻.

(4)河間砂和席狀砂存在于水上分流平原和三角洲前緣相環(huán)境中(如葡Ⅱ3沉積單元)，這2類(lèi)砂體中存在一定數(shù)量的剩余油，主要是由原井網(wǎng)密度低和水驅(qū)油效率低而形成的剩余油，受長(zhǎng)期注水開(kāi)發(fā)的影響，剩余油在平面上表現(xiàn)近南北向的“島狀”或斷續(xù)的“串珠狀”相對(duì)高含油飽和度條帶(見(jiàn)圖8).由于這類(lèi)儲(chǔ)層物性條件相對(duì)較差，原始含油飽和度較低，盡管水驅(qū)油效率不高，但剩余油豐度相對(duì)較低.由于這類(lèi)砂體厚度比較小，沉積韻律均勻，縱向上水淹程度差異較小.

圖7 PⅡ2沉積單元剩余油平面分布

圖8 PⅡ3沉積單元剩余油平面分布

4 結(jié)論

(1)剩余油分布與巖石物理相存在一定程度的相關(guān)性，但并不是簡(jiǎn)單的對(duì)應(yīng)關(guān)系.剩余油分布受原始含油飽和度、儲(chǔ)層非均質(zhì)性、砂體沉積韻律類(lèi)型、注采關(guān)系和注入程度等多種地質(zhì)因素和開(kāi)發(fā)因素的影響，剩余油類(lèi)型和分布復(fù)雜.

(2)不同相帶環(huán)境和砂體類(lèi)型的沉積單元剩余油分布規(guī)律有所不同.以高彎曲分流河道砂體沉積為主的水上分流平原相，平面上已大片水淹，二線受效、廢棄河道和低滲透層遮擋所造成的厚油層中上部低、未水淹型剩余油是三次采油剩余油挖潛的主要對(duì)象.以低彎曲分流河道砂體和水下分流河道砂體發(fā)育為特征的沉積單元中，剩余油主要分布在二線受效和注采關(guān)系不完善形成的河道砂體中上部低、未水淹層段，是三次加密調(diào)整剩余油挖潛的主要對(duì)象.

(3)河間砂和席狀砂體油層水驅(qū)油效率較低，存在零散分布的剩余油，通過(guò)井網(wǎng)加密、綜合調(diào)整和開(kāi)發(fā)技術(shù)的提高，在一定程度上可進(jìn)一步提高這類(lèi)油層的動(dòng)用程度和開(kāi)發(fā)效果.