吳海俊， 付美龍， 魯 寧， 張修林， 雷云海， 劉玉玲

(1長江大學石油工程學院 2中國石油吉林油田公司)

一、扶余油田西5-8區(qū)塊開發(fā)概況

扶余油田西5-8區(qū)塊在1962年10月投入開發(fā)到2012年10月區(qū)塊經(jīng)歷了三次大規(guī)模加密調(diào)整。經(jīng)過多年的注水開發(fā),西5-8區(qū)塊已經(jīng)進入高含水開采階段。注入水改變了儲集層中油水分布的初始狀態(tài),也影響儲集層孔隙結構和流體性質(zhì),使其非均質(zhì)性愈加嚴重,油水分布更復雜,將油層組、小層作為儲集層研究單元已無法滿足生產(chǎn)需要。后期研究儲集層的單砂體將成為重點,單砂體的層次劃分、平面識別、沉積成因分析及單砂體與剩余油關系是研究的關鍵。因為單砂體的三維空間展布對油田后期補鉆加密調(diào)整井、分層注水及進一步開采剩余油具有十分積極的意義[1]。因此，單砂體刻畫成果可為復雜的剩余油分布找到了理論根據(jù)，有效的提高注水驅(qū)油效率。

二、單砂體精細刻畫的原則與方法

單砂體是指自身垂向上和平面上都連續(xù)，但與上、下砂體間有泥巖或不滲透夾層分隔的砂體。扶余油層細分后的小層實質(zhì)上還是不同沉積成因的單砂體組合。

1. 單砂體劃分原則

扶余油田泉四段主要為三角洲分流河道沉積，根據(jù)不同的巖性組合、外部形態(tài)、內(nèi)部沉積結構、界面的性質(zhì)和剖面特征，進行研究區(qū)內(nèi)單砂體剖面和平面分布特征的研究，并按照以下基本原則：①儲層厚度大于0.5 m；②泥質(zhì)含量小于40%；③同一砂體內(nèi)部，夾層厚度小于0.5 m；④單砂體在垂直流向的方向上呈現(xiàn)頂平底凸的透鏡狀[2]。

2. 單砂體劃分方法

劃分單砂體本質(zhì)就是對分流河道和水下分流河道形成的復合河道砂體進行單一期次河道砂體識別。單砂體劃分是以沉積間斷面為依據(jù)進行劃分單砂體。沉積間斷面是指在縱向沉積層序中，一期連續(xù)穩(wěn)定沉積結束到下一期連續(xù)穩(wěn)定沉積開始之間形成的不同于上、下鄰層的特征巖性。主要包含3種類型：泥質(zhì)夾層、鈣質(zhì)層、物性夾層或均一疊加砂巖電測曲線突變層[3-5]。

三、單砂體剖面展布特征研究

在之前研究基礎上，對西5-8區(qū)內(nèi)353口井進行了單砂體劃分，共劃分40個單砂體，每個小層劃分2個單砂體，扶余油層單砂體平均厚度2.6 m。

單砂體單元在剖面上的分布主要受沉積作用的控制，如水動力能量的強弱等。泉四段從第3小層到第13小層分支河道微相與前緣亞相水下分支河道微相十分發(fā)育，河道交織分叉明顯，河道砂體全區(qū)廣布，相互切割疊加形成大面積的復合河道，且平面連通性較好[6-7]。因此，在單砂體精細劃分的基礎上，根據(jù)巖性、測井曲線特征，充分考慮沉積構造和油氣水的組合關系，開展單砂體剖面展布特征研究。綜合文獻和調(diào)研分析得到，砂體縱向形態(tài)頂平底凸，南北向剖面連通性相對較好，延伸范圍廣；東西向橫向上砂體連續(xù)性相對較差。砂體連續(xù)性最好的為13.1、13.2、11.1、11.2、9.1、9.2、7.1、7.2、6.1、6.2、4.1、4.2，寬度在100～500 m，厚度1～8.6 m，平均厚度在2.5～3.8 m。3.1、3.2、8.2、10.1、10.2、12.1、12.2砂體連通性相對較好，寬度在60～450 m，厚度在0.5～7.2 m，平均厚度在2.4～2.8 m，1、2小層內(nèi)單砂體連續(xù)性最差，多呈孤立狀分布寬度在100 m左右，厚度為2～3 m。

單砂體剖面上，各砂體及砂體內(nèi)部組合特征明顯。在垂向疊加與河道平面接觸關系中主要有四種模式：孤立式、對接式、切疊式、疊加式[8-9]。扶余油層的1、2小層是以孤立式為主，3～13小層是以切、疊式為主，對接式次之、孤立式較少。

四、剩余油及其控制因素研究

1. 主力砂體厚度

單砂體研究結果顯示，西5-8區(qū)塊主力層各單砂體厚度基本一致，平均在3 m左右。研究各單砂體的水洗厚度，以此指導各單砂體剩余油分布研究，與2003～2006年調(diào)整井對比，目前各單砂體水洗厚度增加，水淹加重。

2. 主力單砂體水洗厚度研究

與2003年對比，西5-8區(qū)塊經(jīng)過三次大規(guī)模調(diào)整的注水開發(fā)，各單砂體水洗厚度普遍增大，平均水洗厚度增加0.4 m，油層剩余油呈下降趨勢(圖1)。

圖1 西5-8區(qū)塊主力油層水洗厚度對比圖

3. 井點剩余油控制因素研究

綜合單砂體研究結果及剩余油的平面展布關系，研究近井距2口井之間的井間砂體變化與剩余油分布關系，能夠看出井點上的剩余油變化主要受單砂體的發(fā)育及變化影響。

3.1 受區(qū)域內(nèi)單砂體平面發(fā)育狀況控制

新水井XS+11-12.1與新水井XS+11-11.2相距30 m，XS+11-11.2與X11-11.2相距30 m，XS+11-11.2與老水井X11-11.21相距100 m。區(qū)域內(nèi)新井XS+11-12.1井4.2單砂體發(fā)育，剩余油比較好。右側相鄰30 m新水井XS+11-11.2井4.2單砂體不發(fā)育，以及右側三口井均不發(fā)育，XS+11-12.1井4.2剩余油富集，主要受平面單砂體平面發(fā)育控制，結果見圖2。

圖2 西XS+11-12.1 XS+11-11.2 X11-11.2 X11-11.21井4.2砂體變化圖

3.2 受區(qū)域內(nèi)單砂體平面巖性變化控制

兩口井相距30 m，11.2單砂體平面展布差異不大，屬于同一相帶；厚度上差異不明顯，XS+13-7.2井單砂體厚度為3.2 m，XS+13-8.2井11.2單砂體厚度為3.1 m，見圖3。

縱向上，西側水井XS+13-7.2井11.2處于巖性好的部位，X+13-8.2井11.2單砂體處于巖性變差部位，老水井X+13-8.2水井雖然注水多年，但11.2單砂體巖性從X+13-8.2區(qū)域向XS+13-7.2區(qū)域是越來越差的，該方向受注水作用相對較弱，正是XS+13-7.2井11.2層目前水洗相對較弱、剩余油仍較富集的主要原因。

3.3 受區(qū)域砂體縱向韻律變化控制

老注水井X+15-7.2與2014年其東側新加密的一口注水井XS+15-6.1，兩井相距100 m；10小層含兩個單砂體，11.1、11.2，10小層在區(qū)域內(nèi)縱向表現(xiàn)明顯的正韻律，即11.1單砂體巖性普遍較11.2差；X+15-7.2老水井自2003年1月投注以來一直注水，注水層段為8～10，含水10小層，從新水井上部與下部剩余油差異明顯反應出，11.1巖性差吸水相對較弱，11.2巖性好吸水較強，是新水井XS+15-6.1剩余油明顯好于11.2的主要原因，見圖4。

圖3 XS+13-7.2 X+13-8.2井11.2單砂體縱向剖面連通圖

圖4 X+15-7.2 XS+15-6.1等部分井區(qū)單砂體縱向巖性變化圖

4. 平面剩余油控制因素研究

根據(jù)井點剩余油研究成果，形成各單砂體平面剩余油分布形態(tài)，可以得到主力砂體9.2、11.1、13.1、20.1、20.2剩余油較富集，平面分布無明顯的規(guī)律性，主要受井網(wǎng)不完善及構造控制的影響。

5. 縱向剩余油控制因素研究

根據(jù)各單砂體量化剩余油研究，歷史上主力砂體剩余油富集，目前主力砂體剩余油仍較富集，如4.1、4.2、7.1、7.2、9.1、9.2、11.1、11.2、13.1、13.2等單砂體原始含油飽和度與2003～2006年含油飽和度對比，平均下降5%下降幅度不大。

五、結論

(1)扶余油田單砂體剖面展布特征表明砂體縱向形態(tài)頂平底凸，南北向剖面連通性相對較好，延伸范圍廣，東西向橫向上砂體的連續(xù)性相對較差。

(2)扶余油田各單砂體的水洗厚度與2003～2006年調(diào)整井對比，目前各單砂體水洗厚度增加，水淹加重。

(3)從近井距的井間砂體變化與剩余油分布關系，能夠看出井點上的剩余油變化主要受單砂體的發(fā)育及變化影響較強。

(4)主力砂體9.2、11.1、13.1、20.1、20.2剩余油較富集，其平面分布無明顯的規(guī)律性，主要受井網(wǎng)不完善及構造影響明顯。

(5)各單砂體量化剩余油研究表明主力砂體剩余油仍較富集，與2003～2006年對比，平均下降5%。

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