陳 波，百宗虎，呂婧文,李鳳穎，馮國慶，張順存，史基安

(1.中國科學(xué)院 油氣資源研究重點實驗室，甘肅 蘭州 730000；2.中國科學(xué)院大學(xué)，北京 100049； 3.中石化河南油田分公司 勘探開發(fā)研究院，河南 鄭州 450018；4.中海油湛江分公司 研究院，廣東 湛江 524057； 5.西南石油大學(xué) 石油工程學(xué)院，四川 成都 610500)

沉積微相與水驅(qū)倍數(shù)及剩余油的關(guān)系研究──以雙河油田V下油組為例

陳 波1，2，百宗虎3，呂婧文1，2,李鳳穎4，馮國慶5，張順存1，史基安1

(1.中國科學(xué)院 油氣資源研究重點實驗室，甘肅 蘭州 730000；2.中國科學(xué)院大學(xué)，北京 100049； 3.中石化河南油田分公司 勘探開發(fā)研究院，河南 鄭州 450018；4.中海油湛江分公司 研究院，廣東 湛江 524057； 5.西南石油大學(xué) 石油工程學(xué)院，四川 成都 610500)

為探討沉積微相與水驅(qū)倍數(shù)及剩余油之間的關(guān)系，以雙河油田V下油組為例，利用數(shù)值模擬方法，建立水驅(qū)倍數(shù)機理模型，得到研究區(qū)水驅(qū)倍數(shù)在平面上的量化表征及剩余油的分布特征，通過分析水驅(qū)倍數(shù)與含水飽和度之間的關(guān)系，明確研究區(qū)水驅(qū)倍數(shù)的拐點值和極限值。研究結(jié)果表明：V下油組發(fā)育的扇三角洲前緣中以水下分流河道砂體物性最好，河口壩、前緣席狀砂次之，水下溢岸砂體物性最差；沉積微相控制著儲層的物性，物性差異控制著注入水在平面上的運動方式，進而影響著水驅(qū)倍數(shù)的高低。結(jié)合沉積微相、水驅(qū)倍數(shù)和剩余油分布特征，可定量說明沉積微相控制著儲層的物性，影響著油水的運動關(guān)系，控制著水驅(qū)倍數(shù)的大小，進而決定著剩余油的富集。闡明沉積微相與水驅(qū)倍數(shù)及剩余油之間的關(guān)系，對于高含水期油田找準(zhǔn)剩余油富集區(qū)、后期開發(fā)調(diào)整、部署注采井網(wǎng)及高效挖潛剩余油具有重要參考。

沉積微相；水驅(qū)倍數(shù)；剩余油；水驅(qū)開發(fā)效果；雙河油田

我國東部油田90%以上采用注水開發(fā)生產(chǎn)，且大部分已經(jīng)進入中、高甚至特高含水期，隨著開采程度加深，地下油水關(guān)系越來越復(fù)雜，非均質(zhì)更嚴(yán)重，剩余油分布越來越復(fù)雜，給油田穩(wěn)產(chǎn)和調(diào)整挖潛帶來的難度越來越大[1-3]。為此，不少學(xué)者對高含水期油田的剩余油分布特征進行了研究[4-6]，對于注水開發(fā)油田，剩余油的富集程度與水驅(qū)程度呈負(fù)相關(guān)，水驅(qū)程度高，則剩余油飽和度低，水驅(qū)程度是影響剩余油富集程度的直接因素，水驅(qū)程度的高低通過水驅(qū)倍數(shù)反映，水驅(qū)倍數(shù)又主要受到儲層物性控制，而沉積微相則控制著儲層的物性特征。以往的研究多集中于沉積微相與剩余油之間關(guān)系的研究[7-10]，對于沉積微相與水驅(qū)倍數(shù)之間的關(guān)系以及水驅(qū)倍數(shù)如何影響剩余油分布的研究卻少見報道，因此，筆者以雙河油田V下油組為例，利用數(shù)值模擬方法得到水驅(qū)倍數(shù)的量化表征及剩余油飽和度的平面分布圖，定量地描述沉積微相與水驅(qū)倍數(shù)的關(guān)系，進而說明水驅(qū)倍數(shù)如何影響剩余油的富集特征，對沉積微相與水驅(qū)倍數(shù)及剩余油的關(guān)系進行了系統(tǒng)研究，以期對高含水開發(fā)油田后期綜合調(diào)整提供一定的借鑒。

雙河油田V下油組位于南襄盆地泌陽凹陷西南部的雙河鼻狀構(gòu)造西部，層系屬于古近系漸新統(tǒng)核桃園組的核三段，自上而下分為V11—V21共11個含油小層，部分砂體較厚的主力油層又可以進一步劃分為含油單層，如V15小層細分為V151和V1522個含油單層。V下油組含油面積7.34 km2，地質(zhì)儲量555.65×104t，系雙河油田的主力產(chǎn)油層系，整體上為一完整的由東南向西北抬起的單斜構(gòu)造，油層南部為斷層所擋，向西北方向傾直至尖滅，形成層狀構(gòu)造巖性油氣藏，儲層物性較好，但非均質(zhì)性比較嚴(yán)重。

1 沉積微相及儲層物性特征

1.1 沉積微相特征

以巖心觀察為基礎(chǔ)，根據(jù)V下油組的巖石學(xué)特征，如巖性、巖石顏色、粒度特征及沉積構(gòu)造特征等，結(jié)合測井曲線分析，建立相應(yīng)的巖電關(guān)系，遵循點—線—面原則，建立單井、連井和平面相，確定雙河油田V下油組沉積相為扇三角洲前緣，主要發(fā)育水下分流河道、河口壩、前緣席狀砂、水下溢岸砂體4種砂體微相。V下油組不同沉積微相有不同識別特征[11-12]：

(1)水下分流河道。為水上分流河道的水下延伸部分，隨著辮狀河水流向湖盆推進，河道變緩變寬，主要由灰、深灰色礫巖，含礫和礫狀中粗砂巖組成，發(fā)育平行層理、塊狀層理、交錯層理，底部不同程度地發(fā)育沖刷充填構(gòu)造，剖面上呈現(xiàn)多個正韻律，砂體較厚。測井相以鐘形為主，少量箱形和漏斗形。

(2)河口壩。位于水下分流河道的末端處，主要由灰綠色細砂巖、粉砂巖組成，發(fā)育有板狀交錯層理、小型浪成交錯層理、平行層理，表現(xiàn)為從下到上粒度變粗的反韻律特征，平面上常為橢圓形，剖面上為低平頂凸透鏡狀。測井相以漏斗形為主，少量鐘形和箱形。

(3)前緣席狀砂。主要由粉砂巖、細砂巖、含礫細砂巖組成，沉積構(gòu)造有平行層理、低角度交錯層理，韻律性不明顯，單砂體厚度一般較小，常連片分布，形態(tài)不規(guī)則，具有很好的連續(xù)性。測井相以中低幅指形為主，部分為漏斗形和鐘形。

(4)前緣濁積砂體。主要由含礫砂巖、粉砂巖組成，發(fā)育平行層理、交錯層理，剖面上呈現(xiàn)正韻律特征。常出現(xiàn)在湖相泥巖中，規(guī)模較小。測井相以鐘形、箱形為主。

(5)水下溢岸砂體。發(fā)育于河道邊部，砂體一般是中心薄、兩側(cè)厚，主要由灰綠色粉砂巖、泥礫巖、含泥礫細砂巖組成，發(fā)育有塊狀層理、遞變層理、變形層理，剖面上呈現(xiàn)3～4 個鮑瑪序列或塊狀韻律。測井相以中低幅鐘形和梳狀為主。

雙河油田厚油層內(nèi)部夾層發(fā)育，這些穩(wěn)定和較穩(wěn)定分布的夾層可以作為細分流動單元的依據(jù)[13]。目前油田已進入特高含水期的開發(fā)后期，地質(zhì)認(rèn)識已經(jīng)較為深入，沉積微相需要精確到含油單層等流動單元，以便更好地分析預(yù)測剩余油分布。筆者以雙河油田V下油組V151小層為例(圖1)，試圖闡述沉積微相與水驅(qū)倍數(shù)及剩余油之間的關(guān)系。

圖1 V下油組V151小層沉積微相圖

1.2 物性特征

雙河油田的儲層物性主要受沉積作用控制[14]，不同的沉積環(huán)境直接影響儲層的物質(zhì)組成及結(jié)構(gòu)特征，決定著沉積巖的性質(zhì)，因而沉積微相控制著儲層的物性，進而影響油水運動規(guī)律。對于水驅(qū)開發(fā)油田，不同的沉積微相對應(yīng)不同的水動力強度，水動力強度直接影響砂巖的粒度、分選、磨圓和填隙物的含量，因而決定著儲層的物性，進而影響水驅(qū)開發(fā)效果，造成不同沉積微相的剩余油富集情況不同。V下油組不同微相之間的物性差異明顯(圖2)。

不同沉積微相之間的吸水和產(chǎn)液能力差異明顯(表1)，V下油組水下分流河道砂體以中孔、高滲為特征，河口壩、前緣席狀砂以中孔、中滲為特征，水下溢岸砂體以低孔、低滲特征為主。總體而言，沉積時在水動力較強的高能環(huán)境下形成的砂體儲層物性較好，吸水能力和產(chǎn)液能力均較強，水驅(qū)油時，水洗充分，剩余油飽和度低。

圖2 V下油組不同微相砂體物性特征

表1 不同沉積微相砂體產(chǎn)吸強度

2 沉積微相與水驅(qū)倍數(shù)的關(guān)系

2.1 水驅(qū)倍數(shù)

儲層的含水飽和度能夠反映儲層的含油性，通過對含油性的分析，可研究產(chǎn)層的水淹情況[15]，水淹情況則反映著剩余油的分布情況。因此，對于水驅(qū)開發(fā)油田評價儲層的水驅(qū)開發(fā)效果及研究剩余油分布情況，需要研究水驅(qū)倍數(shù)。水驅(qū)倍數(shù)是指儲層中驅(qū)動原油的水體體積與孔隙體積的比值[16]，實驗室中常稱為注入PV數(shù)。為了研究雙河油田V下油組的水驅(qū)倍數(shù)平面展布特征采用數(shù)值模擬的方法建立數(shù)值模型，為保證精度，模型精細到網(wǎng)格，即數(shù)值模型中水驅(qū)倍數(shù)等于網(wǎng)格累計流入水量與該網(wǎng)格孔隙體積之比，采用Eclipse 數(shù)值模擬計算器中的BFLOWI、BFLOWJ、BFLOWK關(guān)鍵字描述每個網(wǎng)格塊每個時間步長在I、J、K方向的流量，網(wǎng)格流經(jīng)水量中其負(fù)方向(I-、J-、K-)為流入，正方向(I+、J+、K+)為流出(圖3)，即BFLOWI<0，表明水量流入網(wǎng)格，流入的方向為I-方向。BFLOWI0，則表明水量從網(wǎng)格I+方向流出。J、K方向類同，統(tǒng)計流經(jīng)網(wǎng)格水量時用流入量或者流出量都可?；诖丝傻玫接筒厝我馕恢锰?任意網(wǎng)格)的水驅(qū)倍數(shù)，確定出通過任意網(wǎng)格的累計水流量，計算出該網(wǎng)格的累計水流量與該網(wǎng)格孔隙體積的比值，即為該網(wǎng)格的水驅(qū)倍數(shù)值。確定了每個時間步長網(wǎng)格的流量后，要得到累計流入或流出量，需要對所有時間步長下的流量按時間進行累加求和，最終可得到每個網(wǎng)格的累計流入或流出的水量。

圖3 網(wǎng)格流動方向示意圖

為此，建立了水驅(qū)倍數(shù)機理模型：共5口井，其中4口生產(chǎn)井，生產(chǎn)井中間為1口注水井INJ-1(圖4)，注水井以200 m3/d的注水量從投產(chǎn)開始注水，4口生產(chǎn)井PROD-1、PROD-2、PROD-3、PROD-4以80 m3/d的液量生產(chǎn)，生產(chǎn)了500 d，利用上述方法統(tǒng)計出注入井和生產(chǎn)井網(wǎng)格的累計水流量。

圖4 水驅(qū)倍數(shù)機理模型示意圖

統(tǒng)計出流經(jīng)各個網(wǎng)格的累積流入或者流出水量，利用該值除以網(wǎng)格的孔隙體積即可得到水驅(qū)體積倍數(shù)。為驗證該統(tǒng)計方法的正確性，利用井點所在網(wǎng)格水的流量與實際井點注入或產(chǎn)出的水量作比較(表2)，結(jié)果中可以看出，利用數(shù)值模擬方法計算的流量與實際井的產(chǎn)水量(注水量)極為接近，相對誤差在1%之內(nèi)[17]。可見，利用數(shù)值模擬方法可以準(zhǔn)確計算出流經(jīng)每個網(wǎng)格的實際流入或流出水量，從而得到水驅(qū)倍數(shù)在平面上的量化表征(圖5)。機理模型中注入水從注水井沿著到油井的主流線推進，水驅(qū)倍數(shù)在注水井周圍最高，從主流線往兩側(cè)逐漸變低。

表2 井點的計算流量與實際流量對比

圖5 機理模型水驅(qū)倍數(shù)分布

利用上述方法可以得到V下油組的水驅(qū)倍數(shù)，分析了V下油組水驅(qū)倍數(shù)和含水飽和度之間的關(guān)系，當(dāng)水驅(qū)倍數(shù)達到一定數(shù)值后隨著水驅(qū)倍數(shù)的增加含水飽和度增加幅度放緩，即出現(xiàn)了拐點，說明水驅(qū)倍數(shù)已經(jīng)達到極限，若進一步注水對原油的開采只能做“無用功”。分析認(rèn)為V下油組水驅(qū)倍數(shù)拐點值為10～15，極限水驅(qū)倍數(shù)在80～100(圖6)。V下油組受長期注水的影響，注水井井底附近的水驅(qū)倍數(shù)最高，遠離注水井的區(qū)域水驅(qū)倍數(shù)往往較低(圖7)。

圖6 V下油組水驅(qū)倍數(shù)與含水飽和度關(guān)系

圖7 V下油組V151小層水驅(qū)倍數(shù)分布

2.2 沉積微相與水驅(qū)倍數(shù)的關(guān)系

結(jié)合有利沉積微相砂體展布特征(圖1)和水驅(qū)倍數(shù)分布特征(圖7)，不難看出沉積微相和水驅(qū)倍數(shù)分布特征有著很好的對應(yīng)關(guān)系，原因是沉積微相決定著儲層的物性特征，而儲層物性特征又決定著砂體的吸水能力和產(chǎn)液能力，進而直接影響著水驅(qū)倍數(shù)。具體表現(xiàn)在V下油組的注水開發(fā)過程中，注入水優(yōu)先沿著水下分流河道、河口壩等儲集物性較好的砂體推進，水洗較為充分，水驅(qū)倍數(shù)較高。

V下油組中物性較好吸水產(chǎn)液能力強的水下分流河道和河口壩砂體水驅(qū)倍數(shù)均較高，如J8-165—W7-165—H7-135井組，井組之間一口注水井WJ7-165井對應(yīng)著6口油井，但是井組的水驅(qū)倍數(shù)卻在70～100的高值附近，反映注水受效好，水驅(qū)效果充分；對于吸水產(chǎn)液能力較低的水下溢岸砂和前緣席狀砂而言，水驅(qū)效果一般不理想，如W7-17—J6-167—J6-175井組，除了位于水下分流河道的W7-17井附近的水驅(qū)倍數(shù)較高，達到75，位于水下溢岸砂的J6-167—J6-175井區(qū)附近的水驅(qū)倍數(shù)只有30～45，注水開發(fā)效果差，對于J6-145—W5-131—G11—5-15井區(qū)，這些井都位于水下溢岸砂體上，水驅(qū)效果極差，水驅(qū)倍數(shù)在5～10；對于V151小層的前緣席狀砂體而言，附近發(fā)育河口壩前緣席狀砂體水驅(qū)效果一般較好，如J8-165—8-156—J8-145井區(qū)，水驅(qū)倍數(shù)在60～80，而周圍不發(fā)育河口壩的前緣席狀砂體，僅僅是在注水井井底水驅(qū)倍數(shù)高，周圍砂體的水驅(qū)倍數(shù)低，反映注入水在前緣席狀砂體平面流動性差，如WF4-9—W4-9—J3-907井組。

水驅(qū)倍數(shù)較高時，水驅(qū)前緣范圍大，波及程度高。V下油組水下分流河道和河口壩微相砂體物性好，注入水推進迅速，注水效果最好，水驅(qū)倍數(shù)最高，前緣席狀砂次之，水下溢岸砂體水驅(qū)效果最差。

3 沉積微相與剩余油飽和度的關(guān)系

影響剩余油飽和度分布的主要因素有地質(zhì)因素和開發(fā)因素，其中地質(zhì)因素是根本原因。對于雙河油田而言，儲層物性主要受沉積微相控制，不同的沉積微相油水運動規(guī)律不同。注入水總是沿著物性好的沉積微相推進，造成不同沉積微相之間的水驅(qū)倍數(shù)不同，水驅(qū)倍數(shù)反映水洗程度，即水驅(qū)倍數(shù)高，剩余油飽和度低。

結(jié)合V下油組V151小層的水驅(qū)倍數(shù)分布圖(圖7)和剩余油飽和度分布圖(圖8)分析，儲層物性較好的沉積微相如水下分流河道的水驅(qū)倍數(shù)高而剩余油飽和度較低，如J8-165—W7-165—H7-135井組，井組對應(yīng)只有1口注水井，反映注入水在水下分流河道砂體中較易推進，油井的注水受效好。而位于水下溢岸砂體的J6-145—W5-131—G11—5-15井組，除在注水井W5-131井底附近的水驅(qū)倍數(shù)高、剩余油飽和度低外，其他部位的水驅(qū)倍數(shù)都較低而剩余油飽和度較高，說明注水驅(qū)在水下溢岸砂體開發(fā)效果不理想，油井的注水受效差?？傮w而言，V下油組剩余油主要集中于水驅(qū)倍數(shù)較低的水下溢岸砂體及位于井網(wǎng)難以控制的邊部前緣席狀砂體，水下分流河道和河口壩砂體注水效果較好，剩余油零散分布在井網(wǎng)控制不佳區(qū)域或采油井間的死油區(qū)。

圖8 V下油組V151小層剩余油飽和度分布

對于已經(jīng)進入高含水期的水驅(qū)開發(fā)油田后期調(diào)整，需要根據(jù)具體情況來調(diào)整產(chǎn)液結(jié)構(gòu)，如對處于物性較差的沉積微相砂體中的低能、低液、低含水井采取壓裂、防砂、酸化解堵或者注水吞吐等措施增產(chǎn)；對處于有利微相砂體中的大厚油層采取化學(xué)堵水、封堵高水淹段、復(fù)擴射孔滲低水淹段；對多層生產(chǎn)井，采取卡丟封、封堵等措施簡化開采層位，減少高水淹層對低水淹層的干擾[18-19]。簡言之，結(jié)合沉積微相與水驅(qū)倍數(shù)及剩余油飽和度分布情況，對剩余油飽和度較高而水驅(qū)倍數(shù)未達到極限的區(qū)域可以繼續(xù)加大注水開發(fā)，對已經(jīng)達到水驅(qū)倍數(shù)極限而仍有一定剩余油富集的區(qū)域，顯然繼續(xù)注水開發(fā)已不適用，可以考慮調(diào)整區(qū)域井網(wǎng)或考慮聚合物驅(qū)方式改變液流方向，提高水洗程度較低區(qū)域的水驅(qū)倍數(shù)。

4 結(jié) 論

(1)雙河油田V下油組沉積相主要為扇三角洲前緣，主要發(fā)育水下分流河道、河口壩、前緣席狀砂和水下溢岸砂體4種砂體微相。沉積微相控制著儲層的物性，水下分流河道和河口壩的孔隙度和滲透率最高，前緣席狀砂次之，水下溢岸砂體物性最差。

(2)不同的沉積微相有著不同的物性特征，從而影響著油水的運動規(guī)律，儲層物性好的砂體水驅(qū)倍數(shù)高。V下油組水驅(qū)倍數(shù)拐點值在20左右，極限水驅(qū)倍數(shù)在80～100。

(3)水驅(qū)倍數(shù)和剩余油飽和度存在良好的負(fù)相關(guān)，水驅(qū)倍數(shù)高說明水洗充分則剩余油飽和度低。沉積微相控制著儲層物性，從而影響水驅(qū)開發(fā)效果，決定著剩余油飽和度的分布情況。結(jié)合沉積微相與水驅(qū)倍數(shù)及剩余油研究結(jié)果，對查明剩余油分布、調(diào)整和部署注采井網(wǎng)及挖掘剩余油有重要指導(dǎo)意義。

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責(zé)任編輯：賀元旦

2014-12-05

國家重點基礎(chǔ)研究發(fā)展規(guī)劃“973”項目“中國西部疊合盆地深部有效碎屑巖儲層成因機制與發(fā)育模式”(編號：2011CB201104);甘肅省重點實驗室專項(編號：1309RTSA041)資助

陳波(1985-)，男，博士研究生，主要從事油氣儲層地質(zhì)學(xué)及油氣藏開發(fā)研究。E-mail:cbo-11@163.com

1673-064X(2015)03-0053-06

TE122.2+2;TE357.6

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