陳 晨，張 維，王文剛，楊偉華，朱文劍

（中國石油長慶油田分公司第九采油廠，寧夏銀川 750006）

單砂體是指在平面上及垂向上都分布連續(xù)，但是在相鄰單砂體之間存在明顯泥巖或非滲透性隔夾層的單一砂體[1]。在評價儲層非均質(zhì)性變化過程中，通過精細(xì)刻畫主力層單砂體及其內(nèi)部構(gòu)型單元，明確單砂體的接觸關(guān)系及連通性[2]。精細(xì)刻畫后進(jìn)一步完善單砂體級別注采對應(yīng)關(guān)系，提高水驅(qū)動用程度是中后期提高采收率的重要途徑之一[3-5]。通過精細(xì)刻畫沉積微相構(gòu)型單元來優(yōu)選分流河道側(cè)翼砂體，利用相帶構(gòu)型間滲流差異即相控剩余油挖潛技術(shù)是當(dāng)今單砂體級別剩余油措施挖潛的主要方向[6]。本次論文動靜結(jié)合識別單砂體構(gòu)型，明確單砂體空間展布規(guī)律，分析剩余油類型并提出下步挖潛措施。

1 研究區(qū)概況

研究區(qū)吳起長2油藏以三角洲分流河道砂體沉積為主，主河道改道頻繁砂體展布較為廣泛，平面砂體分布厚薄相間。長2油藏儲層非均質(zhì)性較強(qiáng)從而導(dǎo)致砂體間連通性較差，且儲量豐度低，縱向油水未完全分異。油藏原始地層壓力較低，地層初始能量較弱。儲層潤濕性基本表現(xiàn)為親水，油藏高水飽測井解釋多為油水同層。區(qū)域上吳起長2油藏主要受微構(gòu)造及巖性雙重因素控制作用，油藏類型為邊底水驅(qū)動的巖性-構(gòu)造油藏。油藏原始地層壓力為11.3 MPa，油藏飽和壓力5.16 MPa。目前油藏水驅(qū)動用程度低局部油藏遞減大，層內(nèi)非均質(zhì)性強(qiáng)剩余油挖潛難度大。

2 單砂體精細(xì)刻畫

2.1 單砂體劃分

本次論文單砂體劃分是在前期小層精細(xì)劃分對比基礎(chǔ)上進(jìn)行的，結(jié)合油田取心井巖心觀察及細(xì)分各小層沉積微相、單砂體幾何形態(tài)、沉積構(gòu)造特征、測井巖電響應(yīng)，識別砂體間沉積結(jié)構(gòu)界面，將研究區(qū)長2主力層段長222～長232四個小層共劃分12個單砂體。

2.2 單砂體識別

2.2.1 單砂體垂向識別

2.2.1.1 野外露頭及巖心觀察 通過調(diào)研大量單砂體的相關(guān)文獻(xiàn)，實地野外露頭剖面考察并結(jié)合現(xiàn)場巖心觀察，明確單砂體之間接觸模式，在此基礎(chǔ)上指導(dǎo)單砂體的精細(xì)刻畫（見圖1）。

2.2.1.2 測井響應(yīng)特征 縱向上依據(jù)沉積界面在測井上的巖電響應(yīng)特征來識別和劃分單砂體個數(shù)。

泥質(zhì)夾層：主要分布在小層之間，局部井點單砂體內(nèi)部也存在穩(wěn)定泥巖夾層。在測井曲線形態(tài)上自然伽馬及自然電位曲線多表現(xiàn)為明顯靠近泥巖基線，聲波時差表現(xiàn)為相對較低值，雙側(cè)向電阻率曲線多表現(xiàn)為低幅度值。

圖1 鄂爾多期盆地長2油層組延河剖面單砂體劃分

物性夾層：厚度在1～2 m，巖石類型多以細(xì)粉砂巖為主。儲層表現(xiàn)致密，測井曲線響應(yīng)表現(xiàn)為自然伽馬、自然電位曲線存在明顯回返特征，聲波時差及電阻率多為中-高值。

鈣質(zhì)夾層：厚度在0.1～1 m，巖石類型以鈣質(zhì)細(xì)砂巖為主，膠結(jié)致密吸水性差，縱向上分布較廣，一般發(fā)育在兩期河道的交界面處或單期河道內(nèi)部。測井曲線響應(yīng)特征多表現(xiàn)為聲波時差低值、高電阻率等特點。

依據(jù)巖心觀察及測井資料識別河道砂體沉積結(jié)構(gòu)界面，在沉積模式指導(dǎo)下借鑒延河剖面觀察，綜合分析研究區(qū)全部井組單砂體間接觸關(guān)系，在縱向上將單砂體之間疊置關(guān)系劃分為分離式、疊加式、切疊式三種模式（見圖2）。切疊式：底沖刷界面明顯，由于晚期河道流速過大對前期沉積河道沉積物沖刷所形成的沉積界面，測井形態(tài)上SP、GR有明顯臺階，響應(yīng)特征明顯。疊加式：兩期砂體之間存在物性夾層，測井曲線形態(tài)上GR、SP曲線微異常偏向泥巖基線，AC低。分離式：在兩期單砂體之間存在著明顯泥巖或泥質(zhì)夾層，測井曲線響應(yīng)特征明顯，表現(xiàn)為GR、SP靠近泥巖基線處，低RT高AC特點。

2.2.2 單砂體側(cè)向識別 在沉積微相構(gòu)型單元研究的基礎(chǔ)上，根據(jù)單砂體不同測井曲線形態(tài)的變化、河道砂體間頂面高程差以及砂體間側(cè)向疊加方式等來識別單河道展布規(guī)模。

2.2.2.1 測井曲線形態(tài)變化 處于不同時期的分流河道在水動力作用強(qiáng)弱、地形等沉積因素上存在較大差異，導(dǎo)致測井曲線形態(tài)的響應(yīng)特征也明顯不同。如：新37-05井、新36-05井所對應(yīng)砂體曲線形態(tài)為箱型，是典型的主河道位置，水動力較強(qiáng)，西側(cè)新35-05井所對應(yīng)曲線形態(tài)為明顯的鐘型，水動力是逐漸減弱。只有處于不同河道內(nèi)的砂體，兩單河道之間水動力相對較弱特征，進(jìn)一步依據(jù)河道規(guī)模及河道擺動特征，進(jìn)行側(cè)向河道的識別。

2.2.2.2 單砂體河道砂體之間存在頂面高程差異 同一時期河道沉積其砂體頂面距離穩(wěn)定標(biāo)志層應(yīng)大致相等，如果單砂體頂面存在明顯高程差異說明井間為兩期次單河道分界。如：新38-05井、新39-05井所對應(yīng)單砂體測井曲線形態(tài)相似，沉積微相均為分流河道沉積，但是河道砂體頂面高程存在較大差異，表明兩口井分流河道砂體為兩個單獨沉積期次砂體。

2.2.2.3 砂體側(cè)向疊加“厚-薄-厚”特征 單一分流河道通常為透鏡狀表現(xiàn)在剖面上厚度為“中間厚兩邊薄”的特點，如果在同一沉積單元內(nèi)井間河道砂體厚度變化連續(xù)出現(xiàn)“厚-薄-厚”的變化特征，其向兩側(cè)“由薄變厚”的位置可作為分流河道的界線。

綜合識別研究區(qū)長2油藏單砂體側(cè)向上接觸關(guān)系，劃分為以下四種接觸模式：替代式接觸、側(cè)切式接觸、對接式接觸以及間灣接觸（見圖3）。

2.3 單砂體幾何形態(tài)

2.3.1 單砂體規(guī)模 借鑒延河剖面野外露頭單砂體觀察及其對單砂體的規(guī)模范圍的認(rèn)識基礎(chǔ)上，針對單砂體河道寬度及厚度的綜合認(rèn)識來判斷河道規(guī)模參數(shù)。

圖2 吳起地區(qū)長2油藏縱向單砂體間接觸模式

圖3 吳起長2油藏不同單砂體間側(cè)向接觸模式

研究區(qū)不同期次沉積河道在垂向上以相互疊置或疊切為主，而同沉積期次單河道側(cè)向砂體接觸以對接式或側(cè)切式為主。單一河道寬度整體在280～600 m范圍之間，平均單砂體厚度為4.1 m，河道寬厚比在60～160。

2.3.2 單砂體展布特征 依據(jù)單砂體垂向側(cè)向接觸關(guān)系識別，明確不同期次河道規(guī)模精細(xì)刻畫了研究區(qū)長222、長223、長231、長232小層單砂體單河道平面展布特征。

其中：長232小層劃分為3期沉積，長232-3～長232-1每期沉積自北東向西南方向發(fā)育6～7條單河道，油藏主要分布在區(qū)塊西北部，平均油層厚度為3.7 m。油砂體在垂向上以孤立和疊切式為主，在側(cè)向上則以側(cè)切和對接式為主。單砂體側(cè)向不連通井所占比例較小，一、三類連通井較二類連通井高；油藏內(nèi)縱向不連通井所占比例較高53%，一類連通井占46%，三類連通井占3%。

研究區(qū)長231小層劃分為3期沉積，長231-3～長231-1每期沉積自北東向西南方向發(fā)育5～7條單河道，油藏集中分布在研究區(qū)西部，油層厚度平均3.8 m。單砂體間油層垂向以孤立式及疊切式為主，側(cè)向上以側(cè)切及對接式為主。單砂體側(cè)向不連通井所占比例較小，以三類連通井為主；油藏內(nèi)縱向不連通井所占比例較高61%，一類連通井占38%，三類連通井占1%。

研究區(qū)長223小層劃分為3期沉積，長223-3～長223-1每期沉積自北東向西南方向發(fā)育7～8條單河道，油藏集中分布在工區(qū)北部區(qū)域，平均油層厚度3.5 m。單砂體間油層在垂向上以孤立式及疊切式為主，在側(cè)向上則以側(cè)切式及對接式為主。單砂體側(cè)向不連通井所占比例較小，以一、二類連通井為主；油藏內(nèi)縱向不連通井所占比例較高62%，一類連通井占37%，三類連通井占1%。

研究區(qū)長222小層劃分為3期沉積，長222-3～長222-1每期沉積自北東向西南方向發(fā)育7條單河道，油藏主要分布在區(qū)塊東部，平均油層厚度為3.8 m，單砂體間油層在垂向上以孤立式及疊切式為主，在側(cè)向上則以側(cè)切式及對接式為主。單砂體側(cè)向不連通井所占比例較小，以一、二類連通井為主；油藏內(nèi)縱向不連通井所占比例較高67%，一類連通井占30%，三類連通井占3%。

3 剩余油分布規(guī)律及下步挖潛對策

研究區(qū)當(dāng)前長2主力油藏剩余油的富集主要是受控于沉積微相、砂體構(gòu)造、儲層的非均質(zhì)性以及現(xiàn)有井網(wǎng)條件約束。在目前油田開發(fā)末期，受沉積微相、微構(gòu)造特征以及儲層非均質(zhì)等靜態(tài)因素，平面注采結(jié)構(gòu)、注采井網(wǎng)等動態(tài)因素影響，單砂體剩余油的空間分布規(guī)律變得異常復(fù)雜。長2油藏主力含油區(qū)內(nèi)平面受注采井網(wǎng)控制，形成以注水井為中心的水驅(qū)油擴(kuò)展區(qū)域。由于油藏構(gòu)造平緩微構(gòu)造相對比較簡單，在剩余油富集的多因素控制中，主要是受初始含油飽和度即油水分布情況與儲層內(nèi)部滲透率非均質(zhì)性影響，導(dǎo)致在平面上、層間及層內(nèi)剩余油的分布規(guī)律表現(xiàn)出不同的分布特征，在受非均質(zhì)性影響較大區(qū)域，部分水驅(qū)主流線方向出現(xiàn)指進(jìn)形態(tài)。

研究區(qū)剩余油分布按照成因劃分為四種類型：（1）單砂體間連通性差：受單砂體構(gòu)型單元差異性影響，單河道間砂體接觸關(guān)系及滲流差異導(dǎo)致局部砂體連通弱，水驅(qū)未能形成有效驅(qū)替剩余油相對較富集；（2）局部注采不對應(yīng)：油藏主力層沉積砂體厚度較大，根據(jù)沉積旋回進(jìn)一步細(xì)分單砂體后部分油水井射孔段對應(yīng)性不強(qiáng)或不對應(yīng)，且存在剖面水驅(qū)不均導(dǎo)致剩余油未驅(qū)替；（3）水驅(qū)未波及區(qū)：在注水開發(fā)的過程中，由于受儲層內(nèi)部滲透率非均質(zhì)性影響，注入水朝不同方向驅(qū)油，但是平面水驅(qū)推進(jìn)往往不均勻，水洗程度較弱甚至未被水洗區(qū)域造成了大量剩余油滯留；（4）未動用油層段：目前西部長2油藏主力油層為長23層，長22層未動用剩余油富集潛力大；東部主力層長22層，長23層未動用剩余油富集潛力大。

4 結(jié)論

（1）研究區(qū)單砂體縱向上接觸關(guān)系劃分為切疊式、疊加式、分離式三種模式，單砂體側(cè)向接觸關(guān)系劃分為間灣接觸、對接式、側(cè)切式、替代式四種模式。

（2）借鑒實地野外露頭剖面觀察，研究區(qū)長2油藏不同沉積期次單一河道垂向上以相互疊置及疊切為主，而相同沉積期次單一河道側(cè)向接觸則以對接式及側(cè)切式為主。平面單一河道寬度整體在280～600 m范圍之間，平均單砂體厚度為4.1 m，河道寬厚比在60～160。

（3）由于長2油藏內(nèi)部構(gòu)造相對比較簡單幅度低，儲層非均質(zhì)性表現(xiàn)較強(qiáng)，在剩余油富集的諸多影響因素當(dāng)中，主要是受初始含油飽和度即油水分布情況及儲層內(nèi)部滲透率非均質(zhì)性雙重控制，導(dǎo)致在平面上、層間及層內(nèi)剩余油的分布規(guī)律表現(xiàn)出不同的分布特征。剩余油主要富集在單砂體間連通差、注采不對應(yīng)、水驅(qū)未波及區(qū)、非主力層未動用區(qū)。