毛 瑜，馮國慶，賴海文，張永平

（1.西南石油大學(xué)石油工程學(xué)院，四川成都 610500；2.“油氣藏地質(zhì)及開發(fā)工程”國家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室·西南石油大學(xué)；3.中國石油華北油田公司勘探開發(fā)研究院）

岔河集油田位于冀中坳陷的霸縣凹陷西斜坡的岔河集構(gòu)造帶，是一個(gè)被斷層復(fù)雜化的背斜構(gòu)造，主要儲(chǔ)層為古近系東營組和沙河街組水退期的河流相沉積。岔河集油田從1982年正式投入開發(fā)，目前共有油水井942口，其中油井660口，注水井282口，可采儲(chǔ)量采出程度79.88%，綜合含水75.4%，日注水4298 m3，累積注采比0.75。

由于岔河集油田斷層發(fā)育、儲(chǔ)層平面及縱向非均質(zhì)性強(qiáng)、油層連通差、水驅(qū)控制程度低等地質(zhì)特點(diǎn)，以及經(jīng)過不分層系、多層大套合采、深抽、調(diào)水增油綜合措施的深度治理，油田開發(fā)面臨很多矛盾和問題。隨著“調(diào)水增油”的反復(fù)實(shí)施，增油效果變得越來越差。剩余油分布的復(fù)雜與零散，導(dǎo)致調(diào)整效果難以保障，年自然遞減一直在20%左右，岔河集油田進(jìn)入了產(chǎn)量快速遞減階段，因此研究其剩余油分布以提高措施的針對(duì)性很有必要。

1 微相對(duì)儲(chǔ)層的影響

岔河集油田的主要儲(chǔ)層為古近系的東營組和沙河街組一段的河流相沉積。東營組和沙河街組一段的沉積環(huán)境主要是泛濫平原相的辮狀河流相和曲流河相，其中的河道微相是心灘或邊灘微相、河漫灘微相及沼澤微相的沉積。沙一段至東營組的東三段和東一段時(shí)期都是棕、紫或棕紅色砂泥巖的河流相沉積。

油層分布與沉積微相有較好的一致性。油層主要分布在河道砂、灘壩和水上沖積扇的辮狀溝槽三種微相，見表1。

表1 不同沉積微相油層分布

通過沉積微相研究與生產(chǎn)動(dòng)態(tài)結(jié)果相結(jié)合，可以分析相控生產(chǎn)動(dòng)態(tài)的基本特征，也就是通過開采過程中生產(chǎn)能力和注水過程中吸水能力的大小來反映儲(chǔ)層所處的相帶，二者相輔相成，由此可以定性分析各種微相剩余油分布特征，如根據(jù)河道的展布和沉積韻律可以判斷水淹特征和剩余油的分布情況。

根據(jù)岔39斷塊沉積微相研究，認(rèn)為東三段為明顯的辮狀河河流相沉積，東二段為辮狀河三角洲沉積，油層主要位于河道微相砂體中，主要的采油層、水淹層也主要為河道微相砂體［1－4］。在43口油井中，地層系數(shù)大于100的河道微相砂體約占80%，產(chǎn)油量大于10 t／d的井約占70%，見表2。

河道微相砂體是主要的吸水層位。岔303井射開28、29、33～37、42等8層，33號(hào)層為天然堤砂體不吸水，其余作為河道微相砂體的8層全吸水，除37號(hào)層外，其它相對(duì)日吸水量均大于10%，占85.7%。

1.1 微相控制水淹層水淹位置

表2 微相產(chǎn)油量統(tǒng)計(jì)

對(duì)于正韻律油層，一般底部水淹程度較高。岔15－332井鉆遇3個(gè)厚度大于或等于4.0m的油層，其中東三段的21、22號(hào)層電測(cè)解釋為油水同層，21號(hào)層現(xiàn)場(chǎng)分析為弱－中水淹，22號(hào)層分析為中－強(qiáng)水淹，其剩余油飽和度為16.8%和12.7%；而上部的18號(hào)層，厚度為5.2 m，電測(cè)解釋為油層，現(xiàn)場(chǎng)分析為未水淹－弱水淹層，剩余油飽和度21.1%。岔39－124井30號(hào)層，從巖性上看是上下兩個(gè)河床砂體的切割型疊合而成，但其水淹狀況又呈現(xiàn)為多段水淹特點(diǎn)，從下往上反映為強(qiáng)水淹段、強(qiáng)－中水淹段、中－弱水淹段、中－弱水淹段，即底部中下部水淹程度高于頂部。

1.2 微相控制注水見效方向

河道砂體的走向近于東西向的條帶狀，即在東西方向砂體的連通性較好，而在南北方向連通性很差［5］，這種特點(diǎn)明顯影響了注水的見效方向。統(tǒng)計(jì)主要的見效方向：東西向、北東向、北西向所占比例分別為52.5%，27.5%和15%。

2 剩余油分布模式

2.1 砂體的中上部

河流相砂體以正韻律為主，韻律中下部巖石結(jié)構(gòu)比較粗，儲(chǔ)層物性好，水驅(qū)效率高，剩余油含量低［3，6］。韻律中上部巖性變細(xì)，物性變差，水驅(qū)效果差，為剩余油富集帶。圖1為岔39－134井第4、5號(hào)層，為一個(gè)河道砂體。根據(jù)硼中子測(cè)試結(jié)果分析，砂體下部被水淹，硼中子測(cè)試曲線幅度差明顯增大，上部油層未被水淹或弱水淹。

2.2 河道邊部和非河道微相區(qū)

由河道中心向河道邊部過渡，隨著水動(dòng)力條件減弱，沉積粒級(jí)變細(xì)，滲透率和水驅(qū)效率降低，剩余油含量高［7－9］。據(jù)數(shù)值模擬結(jié)果，河道中心地帶剩余油飽和度小于30%，邊部剩余油飽和度在50%以上。非河道砂微相是指溢岸沉積的各類微相，其與河道砂類比，巖性細(xì)、物性差，水驅(qū)程度低，而剩余油含量高。尤其是和主河道相連接的非河道砂體，注入水沿主河道推進(jìn)，非河道砂難以受到注入水之波及，因動(dòng)用程度低而剩余油含量高。東三段Ⅱ油組18小層1砂體（圖2），岔39－3井位于主河道沉積，岔39－102井為漫灘砂，測(cè)井解釋剩余油飽和度岔39－102井高于岔39－3井，岔39－3井剩余油飽和度小于10%，岔39－102井剩余油飽和度30%。

2.3 點(diǎn)壩砂體中上部

曲流河凹岸一側(cè)，由側(cè)向加積形成點(diǎn)壩砂，層內(nèi)粒度和滲透率為正韻律的漸變層，并拌有底部沖刷面構(gòu)造形成注入水“天然通道”，向上過渡砂巖粒級(jí)逐漸變細(xì)，儲(chǔ)層物性變差，在一定注水倍數(shù)條件下，難以波及。根據(jù)對(duì)岔河集油田的研究，當(dāng)油層厚度為4.0m，滲透率級(jí)差8倍的正韻律油層，見水時(shí)厚度波及系數(shù)僅為27.5%，檢查井資料同樣反映底部強(qiáng)水洗厚度不足油層厚度的1／3。因此中上部水洗強(qiáng)度弱，剩余油含量高。

2.4 層間未動(dòng)用的非河道砂

多層砂巖油藏含油井段長，砂層層數(shù)多，由不同砂體微相組成。巖石結(jié)構(gòu)和儲(chǔ)層孔隙結(jié)構(gòu)的差異，導(dǎo)致物性參數(shù)，特別是滲透率參數(shù)差異更為明顯，注入水推進(jìn)的不均一性［8］。因此相對(duì)高滲透層的吸水量和水線推進(jìn)速度，將按滲透率級(jí)差的倍數(shù)高于低滲透層，形成單層突進(jìn)，水驅(qū)效率高，剩余油含量低。層間未動(dòng)用或動(dòng)用較差的低滲層，剩余油含量高。據(jù)岔39斷塊啟動(dòng)生產(chǎn)壓差與油層滲透率關(guān)系，若當(dāng)生產(chǎn)壓差小于10 MPa時(shí)，滲透率在60×10－3μm2以下的油層不動(dòng)用。

通過砂體展布及沉積微相研究其剩余油分布，認(rèn)為岔39－114井22層雖然解釋為II類油層1.0 m，但其所在砂體地質(zhì)儲(chǔ)量為1.46×104t，累積產(chǎn)油僅為2200 t，分析認(rèn)為該井有較大的潛力。補(bǔ)射開后，日產(chǎn)液由2 m3增加到17 m3，日產(chǎn)油由1 t增加到10 t，綜合含水由71.2%下降到30%，增油效果明顯。

圖1 岔39－134井硼中子測(cè)井水淹特征

圖2 河道邊部和非河道微相區(qū)剩余油分布

3 結(jié)論與認(rèn)識(shí)

（1）根據(jù)對(duì)岔河集油田斷塊沉積微相研究可以知道，河道微相砂體是主要的采油、吸水層位；微相的分布控制注水見效方向和水淹位置。

（2）砂體的中上部、河道邊部和非河道微相區(qū)、點(diǎn)壩砂體中－上部和層間未動(dòng)用的非河道砂是剩余油相對(duì)富集區(qū)。根據(jù)剩余油分布規(guī)律可以進(jìn)行定量研究，為進(jìn)一步調(diào)整井網(wǎng)加密方案和開發(fā)方案打下基礎(chǔ)。層間非均質(zhì)性形成的剩余油仍然是油藏今后挖潛的主要目標(biāo)。

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