錢川川

(中國石油新疆油田分公司勘探開發(fā)研究院，新疆克拉瑪依 834000)

非均質性砂礫巖油藏剩余油分布規(guī)律研究
——以一東區(qū)克拉瑪依組油藏為例

錢川川

(中國石油新疆油田分公司勘探開發(fā)研究院，新疆克拉瑪依 834000)

以一東區(qū)克拉瑪依組砂礫巖油藏為例，研究了非均質砂礫巖油藏剩余油分布規(guī)律。在巖心、測井和生產動態(tài)資料研究的基礎上，運用單砂體精細刻畫和儲層內部構型方法，細化了不同沉積微相與巖相的關系，得出該區(qū)儲層巖相主要有五種：辮流線礫巖相、辮流線砂礫巖相、漫流帶砂質泥巖相、分流河道砂礫巖相和分流間灣泥巖相。結合該區(qū)儲層宏觀和微觀非均質性特征，將沖積扇扇中沉積的砂礫巖油藏剩余油分布類型分為三種：I型辮流線砂礫巖相儲層，中孔-中喉型，II型漫流帶含泥砂巖相儲層(細孔-細喉型)，III型辮流線礫巖相儲層(中孔-細喉型)，其中I型和II型是目前剩余油挖潛的重點類型，剩余油多分布在該類儲層中上部物性差、非均質性強的區(qū)域，呈網狀或斑狀分布。III型剩余油多分布在該類儲層內部物性差、非均質強的區(qū)域，一般呈條帶狀分布。

克拉瑪依組；砂礫巖油藏；非均質性；剩余油分布；沉積相

儲層非均質性是指儲層在空間分布及其內部各種屬性上的差異性，它是影響注水開發(fā)油藏水驅油效率、剩余油形成和分布的重要因素[1-4]。對儲層的非均質性進行深入研究，能為儲層剩余油預測、層系劃分、后期開發(fā)調整提供重要依據(jù)[5]。目前國內外對常規(guī)砂巖油藏儲層非均性研究較多，且相對成熟，但針對砂礫巖油藏等特殊巖性油藏的非均性特征及其對剩余油分布影響的研究卻很少[6-7]。本文主要以一東區(qū)克拉瑪依組砂礫巖油藏為例，對目前油藏開發(fā)過程中存在的層間矛盾突出、水驅開發(fā)效果差、剩余油分布不清等實際問題，運用單砂體精細刻畫和儲層內部構型方法，并結合該區(qū)巖心分析、測井和生產動態(tài)資料，對研究區(qū)域的儲層宏觀和微觀非均質性特征進行了研究，分析了儲層非均質性對剩余油分布的影響，并提出了合理的開發(fā)調整措施。

1 地質概況

一東區(qū)克拉瑪依組油藏位于克-烏斷裂以北，東北以北黑油山斷裂為界，西南與一中區(qū)相連，構造面積約為6.23 km2，構造形態(tài)為一西北向東南傾斜的單斜，地層傾角5°～10°。一東區(qū)克拉瑪依組油藏分為克上段和克下段，平均埋深890 m。克下段沉積厚度30～70 m，平均孔隙度17.0%，平均滲透率為29.5×10-3μm2；克上段沉積厚度25～90 m，平均孔隙度為18.7%，平均滲透率為34.0×10-3μm2。一東區(qū)克拉瑪依組油藏整體為一中孔、低滲、嚴重非均質砂礫巖油藏。

油藏為沖積扇、辮狀河入湖形成的扇三角洲及河道多旋回沉積，克下段超覆沉積在石炭系上，巖性主要以淺灰色礫巖和砂礫巖為主，頂部發(fā)育灰色和灰黑色泥巖，粒度由下到上逐漸變細；克上段巖性以白色砂礫巖和粗砂巖夾淺灰色泥巖為主。儲層在縱向上形成了7個砂層組，橫向連續(xù)性差、縱向非均質強。油藏為無氣頂、無邊底水的構造巖性油氣藏。

2 儲層宏觀非均質性特征

2.1 層間非均質性

層間非均質性是指儲層在垂向上不同砂體間的差異性，包括層系的旋回性、砂體間滲透率的非均質程度、砂體間隔層的發(fā)育和分布特征等，具體表現(xiàn)為儲層在剖面上油層巖相、物性、含油性和產能的不同，是導致層間干擾的重要原因[8]。

對一東區(qū)克拉瑪依組油藏的巖心特征、高密度測井資料和測井相模式研究表明，該區(qū)沉積相模式由下到上主要為沖積扇扇中沉積和扇三角洲平原沉積。同時對儲層內部單砂體進行精細刻畫，建立了一東區(qū)克拉瑪依組砂礫巖油藏不同沉積微相與巖相模式(表1)。由表1可以看出，一東區(qū)克拉瑪依組油藏巖相以砂巖-砂礫巖為主，物性較差，整體驅油效率不高，剩余油相對富集。①辮流線礫巖巖相，礫石分選、磨圓較差，排列雜亂無明顯方向性，物性相對較差，巖心含油級別主要為油浸、油斑、油跡。受本身內部物性影響，在注入水長期沖刷下易形成高滲水竄通道，在高滲條帶外，水驅波及系數(shù)小，驅油效率低，易形成局部剩余油富集區(qū)。②辮流線和分流河道砂礫巖巖相，礫石分選、磨圓好，多為圓狀，填隙物為中-粗砂巖，物性好，巖心含油級別為含油、油浸、油斑。巖相內部物性分布相對均勻，水驅波及系數(shù)大，驅油效率高，剩余油富集區(qū)較少。③漫流帶砂質泥巖相，巖性主要以細砂巖、粉砂巖和泥質粉砂巖為主，物性相對較好，巖心含油級別主要為油浸、油斑、油跡。由于滲透率較低，吸水能力差，油層整體動用程度低，剩余油相對富集。

表1 一東區(qū)克拉瑪依組砂礫巖油藏不同沉積微相與巖相模式

一東區(qū)克拉瑪依組油藏自開發(fā)以來，采用一套井網合層開采的方式開發(fā)，因層間矛盾突出，克上段油藏和克下段油藏分層系開發(fā)。但由于各段油藏內部層系、層位較多，砂體展布、連續(xù)性較差，非均質性嚴重，各段油藏開發(fā)過程中的層間矛盾依然突出。

從一東區(qū)克拉瑪依組油藏各層滲透率非均質參數(shù)的定量統(tǒng)計(表2)可以看出，一東區(qū)克上段和克下段油藏的層間非均質性較強，滲透率級差大，突進系數(shù)較大，導致油藏在注水開發(fā)過程中各層吸水不均勻，層間矛盾突出：主力層吸水能力強，水驅效果好，剩余油較少；非主力層吸水能力弱，水驅效果差，油層動用不充分或基本未動用，剩余油相對富集。針對以上剩余油富集區(qū)可以采取以下措施進行調整和挖潛：在儲層沉積微相和非均質性研究的基礎上，對儲層進行分層系開發(fā)和分層精細注水，提高非主力層的動用程度；同時，對高滲水竄通道進行堵水作業(yè)，增加水驅波及系數(shù)，提高低滲透區(qū)域的動用程度，改善水驅開發(fā)效果。

2.2 層內非均質性

層內非均質性表現(xiàn)為縱向上砂體滲透率的差異性，主要包括滲透率的韻律特征、最高滲透率所處位置及層內各段之間滲透率的級差[9-10]。根據(jù)巖心分析資料、電測曲線特征，結合單砂層層內滲透率最高段所處位置及其在垂向上的變化規(guī)律，確定了本區(qū)儲層韻律類型主要有兩種：多期河道疊置的復合韻律和河道沉積有關的正韻律。

表2 一東區(qū)克拉瑪依組油藏各小層滲透率非均質參數(shù)對比

儲層韻律特征的多樣性造成砂體在縱向上滲透率和吸水能力的差異性。這種差異性是注入水在層內沿局部高滲區(qū)突進的主要因素，使油藏水驅開發(fā)效果變差，剩余油分布復雜。因此需對單砂層精細刻畫描述，研究層內非均質性，針對不同的單砂層采取相應的調整措施，封堵層內高滲區(qū)，提高低滲區(qū)的吸水能力和水驅波及體積，改善水驅開發(fā)效果。

2.3 平面非均質性

平面非均質性是指儲層砂體的幾何形態(tài)、規(guī)模、連續(xù)性，以及砂體內孔隙度、滲透率的空間變化所引起的非均質性，它是影響水驅波及效率的主要因素[8-10]。一般砂體的平面展布和連通性控制著剩余油的富集程度和分布狀態(tài)，在砂體連通性較差的區(qū)域剩余油相對富集。例如本區(qū)S72層以扇三角洲沉積為主，含油砂體在平面上連續(xù)性較差，平面的非均質較強。在辮流線處的河道砂體，砂體有效厚度大，物性好，延伸較遠，整體呈條帶狀分布，在局部連片，水驅油速度快且均勻，水洗程度高，經長時間水驅后，砂體水淹程度高，剩余油分布較少。辮流線河道兩側砂體，由于物性變差，水驅速度慢，砂體水洗程度低，水驅油波及程度不高，剩余油相對富集。這種不同沉積微相的差異性造成平面上滲透率級差大的區(qū)域，易富集剩余油是下部剩余油挖潛的方向。

3 儲層微觀非均質性特征

一東區(qū)克拉瑪依組油藏儲層孔隙類型主要為原生粒間孔、剩余粒間孔、顆粒溶孔和方解石中溶孔。膠結類型以孔隙式、接觸-孔隙式為主，膠結中等-致密，膠結物成分主要為泥質，其次是方解石和云母。泥質的主要成分為伊利石、蒙脫石和伊-蒙混層。對該區(qū)巖心鑄體薄片分析表明，孔喉最大半徑3.1～67.3 μm，平均值29.35 μm；孔喉半徑中值0.04～0.86 μm，平均值0.27 μm；孔隙形狀以四邊形或不規(guī)則多邊形為主；喉道主要以孔隙縮小型和彎片狀為主，平均毛管半徑0.33～10.7μm，平均值4.95 μm。

對該區(qū)測井曲線、巖心試驗和巖心鑄體薄片分析，并結合沉積相-單砂體精細描述，研究了該區(qū)儲層孔隙結構。該區(qū)儲層孔隙類型、連通情況及孔隙的分布，隨單砂體類型的變化具有明顯的差異性，如表3。①礫巖相，顆粒分選差，孔隙類型為剩余粒間孔、原生粒間孔，屬中孔-細喉型?？紫毒W絡呈非網狀，連通性差。長期水驅后易形成高滲通道，在大孔隙處水驅油效率高，原油易被水驅走，剩余油較少；在小孔隙處，由于受高滲條帶的影響，注入水較難波及到，剩余油較豐富，多呈條帶狀，具有一定的調整潛力，剩余油類型為III型。②砂礫巖相，顆粒分選好，孔隙類型為剩余粒間孔，屬中孔-中喉型?？紫毒W絡呈網狀分布，連通性好。在水驅開發(fā)中大部分孔隙中的油易被驅出，水驅效果好，但在小孔隙中，由于毛管壓力較大，驅替壓力難以克服，造成注入水未波及到，形成剩余油，多呈斑狀和網狀分布，剩余油類型為I型。③含泥砂巖相，顆粒分選中等，孔隙類型為方解石中溶孔和顆粒溶孔，屬細孔-細喉型。孔隙網絡呈細網狀分布，連通性較好。由于巖石孔隙小，泥質含量多，毛管壓力大，需要較大的驅替壓力來克服滲流阻力，造成水驅波及體積小，驅油效率低。在水波及的區(qū)域剩余油呈滴狀分布，未波及的區(qū)域剩余油呈網狀分布，剩余油類型為II型。

通過以上分析可以看出，水驅油效率、剩余油的形成和分布特征與巖石的非均質性和微觀孔隙結構特征具有密切關系。

4 結論與認識

(1)對一東區(qū)克拉瑪依組油藏巖心和測井資料分析表明，該區(qū)儲層巖相主要有5種：辮流線礫巖相，辮流線砂礫巖相，漫流帶砂質泥巖相，分流河道砂礫巖相，分流間灣泥巖相。

表3 一東區(qū)克拉瑪依組油藏儲層微觀非均質性分類

(2)在垂向上不同沉積微相和巖相的儲層，層間和層內的非均質性明顯，平面上儲層的非均質性主要受砂體的幾何形態(tài)、規(guī)模、連續(xù)性的影響，剩余油主要分布在儲層非均質較強的區(qū)域。為進一步動用這部分剩余油，應采取調剖堵水，細分層系注水，完善注采系統(tǒng)，提高水驅控制程度和砂體間的連通性，提高各層的動用程度。

(3)對該區(qū)儲層微觀非均質性分析表明，剩余油微觀分布類型主要有3種：I型辮流線砂礫巖相，II型漫流帶含泥砂巖相，III型辮流線礫巖相。其中I型和III型仍是目前剩余油挖潛的重點類型，剩余油多分布在儲層中上部物性差、非均質性強的區(qū)域，呈網狀或斑狀分布。III型由于受本身物性的影響，水驅后易形成高滲條帶，剩余油多分布在儲層內部物性差，非均質強的區(qū)域，一般呈條帶狀分布。

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編輯：吳官生

1673-8217(2015)03-0073-04

2014-08-17

錢川川,碩士，1987年生，2012年畢業(yè)于中國石油大學(北京)油氣田開發(fā)工程專業(yè)，現(xiàn)從事油氣藏開發(fā)研究工作。

中國石油天然氣集團公司重大科技專項“砂礫巖油藏提高采收率技術研究與應用”(2012E-34-07)。

TE343

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