王浩南，呂文雅，馮 敏，廖新維，曾聯(lián)波，吳佳琦，張 可

( 1. 中國(guó)石油大學(xué)(北京) 油氣資源與探測(cè)國(guó)家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，北京 102249； 2. 中國(guó)石油大學(xué)(北京) 地球科學(xué)學(xué)院，北京 102249； 3. 大慶油田有限責(zé)任公司 成都勘探開(kāi)發(fā)研究院，成都 四川 610041； 4. 中國(guó)石油勘探開(kāi)發(fā)研究院，北京 100083； 5. 中國(guó)石油大學(xué)(北京) 石油工程學(xué)院，北京 102249； 6. 振華石油控股有限公司，北京 100032 )

0 引言

隨砂巖油藏勘探開(kāi)發(fā)程度逐漸增大，美國(guó)的東德克薩斯、普魯?shù)禄魹秤吞铮砹_斯的杜馬茲油田，印度尼西亞的米納斯、帕特尼油田，以及中國(guó)的大慶、勝利、大港、新疆等油田進(jìn)入高含水開(kāi)發(fā)后期[1-5]，孔隙流體、黏土顆粒被沖刷轉(zhuǎn)移，原生孔隙結(jié)構(gòu)遭破壞，油藏儲(chǔ)層中形成大量?jī)?yōu)勢(shì)滲流通道[6-8]。大量注入水、邊底水竄入優(yōu)勢(shì)滲流通道，形成無(wú)效水循環(huán)，周邊含油區(qū)域波及系數(shù)降低，嚴(yán)重影響剩余油驅(qū)替效果[8-10]。

曾流芳等[1]提出優(yōu)勢(shì)滲流通道概念，鐘大康等[2]、陳程等[3]完善優(yōu)勢(shì)滲流通道油藏地質(zhì)形成機(jī)理與油藏工程形成機(jī)理，認(rèn)為儲(chǔ)層非均質(zhì)性、注采強(qiáng)度與注采井距等是影響優(yōu)勢(shì)滲流通道發(fā)育的主要因素。優(yōu)勢(shì)滲流通道識(shí)別方法在示蹤劑、巖心、測(cè)井、生產(chǎn)動(dòng)態(tài)、油藏工程等領(lǐng)域逐步從定性識(shí)別向定量評(píng)價(jià)改進(jìn)[11-18]，提高優(yōu)勢(shì)滲流通道體積、厚度、滲透率及半徑等參數(shù)的估算精度[19]。優(yōu)勢(shì)滲流通道分布規(guī)律研究需要在識(shí)別結(jié)果的基礎(chǔ)上，結(jié)合優(yōu)勢(shì)滲流通道發(fā)育空間位置、地質(zhì)靜態(tài)、生產(chǎn)動(dòng)態(tài)等特征進(jìn)行歸納[20-21]。陳程等[3]結(jié)合優(yōu)勢(shì)滲流通道發(fā)育位置與曲流河沉積相分布特征，認(rèn)為優(yōu)勢(shì)滲流通道主要發(fā)育于順物源方向的曲流河河道。王有慧等[6]、馮爍等[7]、李陽(yáng)等[10]分析沉積相分布、巖相分布、剩余油富集與儲(chǔ)層非均質(zhì)性關(guān)系，為優(yōu)勢(shì)滲流通道分布規(guī)律研究提供基礎(chǔ)。

層狀砂巖油藏具有油層層數(shù)較多、非均質(zhì)性強(qiáng)、水驅(qū)效率較低、天然能量較小等特點(diǎn)，天然水體與人工注水協(xié)同開(kāi)發(fā)時(shí)，層狀砂巖油藏中發(fā)育的優(yōu)勢(shì)滲流通道制約油氣采收率提高[15-18]。優(yōu)勢(shì)滲流通道發(fā)育控制層狀砂巖油氣藏剩余油分布及其可挖潛程度[19-21]。有關(guān)高含水時(shí)期剩余油分布規(guī)律及儲(chǔ)層非均質(zhì)性的研究較多，層狀砂巖油藏優(yōu)勢(shì)滲流通道分布規(guī)律、分布模式研究較少[17-21]。以非洲M盆地P油田Y油組為例，利用巖性、測(cè)井、分析化驗(yàn)、吸水剖面、生產(chǎn)動(dòng)態(tài)等資料，分析優(yōu)勢(shì)滲流通道平面、縱向分布特征，明確優(yōu)勢(shì)滲流通道的分布規(guī)律，建立適用于層狀砂巖油藏天然水體與人工注水協(xié)同開(kāi)發(fā)的優(yōu)勢(shì)滲流通道分布模式，為治理層狀砂巖油藏優(yōu)勢(shì)滲流通道、提高油氣采收率、實(shí)現(xiàn)穩(wěn)油控水提供依據(jù)。

1 區(qū)域地質(zhì)概況

M盆地屬于典型的披覆背斜構(gòu)造帶，是在大陸基底受到板塊擠壓隆起環(huán)境下形成的，研究區(qū)P油田位于中—新生代陸內(nèi)裂谷M盆地北部凹陷東斜坡帶北端[22-23]。P油田區(qū)域構(gòu)造類型以斷背斜、斷鼻為主，構(gòu)造傾角為3°～8°，閉合高度為55～220 m，閉合面積為92.5 km2，根據(jù)主要注采井組分布，在平面上劃分為F1、F3、F5區(qū)塊(見(jiàn)圖1)。

圖1 M盆地P油田地質(zhì)構(gòu)造位置及構(gòu)造單元?jiǎng)澐?據(jù)文獻(xiàn)[22]修改)Fig.1 The geographical location and geologic structure of P Oilfield in M Basin(modified by reference[22])

古近系始新統(tǒng)—古新統(tǒng)沉積時(shí)期，Y油組是P油田主力含油層系之一，埋深為1 200～1 400 m，厚度約為180 m，自頂至底可分為YⅠ～YⅧ 8個(gè)砂組，主力生產(chǎn)層位為YⅣ～YⅦ砂組[24]。Y油組沉積相由老至新逐漸從辮狀河沉積過(guò)渡為曲流河沉積(見(jiàn)圖2)。生產(chǎn)井射孔層段YⅡ～YⅦ砂組基本不受底水的影響，邊水主要沿YⅧ砂組從邊界推進(jìn)，導(dǎo)致砂組底部水淹程度高。由于層狀砂巖油藏儲(chǔ)層具有強(qiáng)非均質(zhì)性，流體運(yùn)移受儲(chǔ)層滲流阻力、孔隙壓力的控制，油氣運(yùn)移需要外部水體(天然水體或人工注水)提供驅(qū)動(dòng)力[25-26]，P油田目前進(jìn)行天然水驅(qū)與人工注水協(xié)同開(kāi)發(fā)。

圖2 M盆地地層綜合柱狀圖(據(jù)文獻(xiàn)[23-24]修改)Fig.2 Comprehensive stratigraphic histogram of M Basin(modified by references[23-24])

2 優(yōu)勢(shì)滲流通道分布識(shí)別

基于測(cè)井、巖心等靜態(tài)資料及產(chǎn)水、吸水剖面、生產(chǎn)監(jiān)測(cè)等生產(chǎn)動(dòng)態(tài)資料，識(shí)別研究區(qū)F1、F3、F5區(qū)塊注采井間主要射孔層YⅡ～YⅥ砂組的優(yōu)勢(shì)滲流通道發(fā)育位置，評(píng)價(jià)發(fā)育強(qiáng)度。人工注水、天然水體協(xié)同開(kāi)發(fā)時(shí)，由于Y油組發(fā)育致密泥巖隔夾層，邊底水對(duì)YⅦ以上的砂組影響較小[27-28]，YⅦ砂組及以下砂組為非主力產(chǎn)層且水淹嚴(yán)重，發(fā)育大量高等強(qiáng)度優(yōu)勢(shì)滲流通道，不單獨(dú)進(jìn)行識(shí)別。

采用吸水剖面、物性分析、注采井連通性分析、油藏工程方法，識(shí)別P油田Y油組F1、F3、F5區(qū)塊13個(gè)典型井組優(yōu)勢(shì)滲流通道發(fā)育位置。根據(jù)砂巖油藏優(yōu)勢(shì)滲流通道的容阻模型模擬識(shí)別方法及評(píng)價(jià)標(biāo)準(zhǔn)[16，29-30]，優(yōu)勢(shì)滲流通道過(guò)水因數(shù)Fwcr越大，表示從滲流優(yōu)勢(shì)通道流過(guò)的水占產(chǎn)出水的比例越多；優(yōu)勢(shì)滲流通道的發(fā)育強(qiáng)度可以根據(jù)儲(chǔ)層滲流通道過(guò)水因數(shù)Fwcr進(jìn)行分級(jí)評(píng)價(jià)，劃分為初等、中等、高等和特高等4級(jí)。F1、F3、F5區(qū)塊注采井間發(fā)育優(yōu)勢(shì)滲流通道30條(見(jiàn)圖3)。F1區(qū)塊有6口注水井、32口采油井，發(fā)育優(yōu)勢(shì)滲流通道17條，其中，高等強(qiáng)度優(yōu)勢(shì)滲流通道1條，中等強(qiáng)度優(yōu)勢(shì)滲流通道7條，初等強(qiáng)度優(yōu)勢(shì)滲流通道9條；F3區(qū)塊有4口注水井、16口采油井，發(fā)育優(yōu)勢(shì)滲流通道6條，其中，中等強(qiáng)度優(yōu)勢(shì)滲流通1條，初等強(qiáng)度優(yōu)勢(shì)滲流通5條；F5區(qū)塊有3口注水井、12口采油井，發(fā)育優(yōu)勢(shì)滲流通道7條，其中，中等強(qiáng)度優(yōu)勢(shì)滲流通3條，初等強(qiáng)度優(yōu)勢(shì)滲流通4條。

圖3 P油田各區(qū)塊優(yōu)勢(shì)滲流通道發(fā)育Fig.3 Quantitative statistics of predominant seepage channel development in P Oilfield

YⅠ砂組不在射孔層范圍，YⅡ～YⅢ砂組為非主力產(chǎn)層，因此，缺少人工注水沖刷，且以曲流河沉積為主，砂體連通性與物性較差，未形成明顯優(yōu)勢(shì)滲流通道。YⅥ砂組平均孔隙度、平均滲透率、注水指數(shù)和吸水量高于其他砂組的。因此，優(yōu)勢(shì)滲流通道主要分布于YⅥ砂組，發(fā)育強(qiáng)度較大；YⅤ與YⅣ砂組發(fā)育優(yōu)勢(shì)滲流通道相對(duì)較少，發(fā)育強(qiáng)度較弱。

3 優(yōu)勢(shì)滲流通道分布特征

層狀砂巖油藏優(yōu)勢(shì)滲流通道的形成與分布受儲(chǔ)層非均質(zhì)性和開(kāi)發(fā)制度的控制，分布位置具有一定的方向性和規(guī)律性[21,30]。

3.1 平面分布特征

3.1.1 沉積微相

YⅣ～YⅥ砂組發(fā)育優(yōu)勢(shì)滲流通道19條(高等強(qiáng)度優(yōu)勢(shì)滲流通道1條；初等、中等強(qiáng)度優(yōu)勢(shì)滲流通道18條)，主要分布于NE—SW或低角度與NE—SW相交方向，占優(yōu)勢(shì)滲流通道識(shí)別總數(shù)的63%。研究區(qū)的物源方向?yàn)镹E—SW和N—S向，陸相物源方向與始新統(tǒng)—古新統(tǒng)Y油組沉積時(shí)期河道展布方向(見(jiàn)圖4)大體一致。優(yōu)勢(shì)滲流通道展布方向與主河道展布方向接近，表明優(yōu)勢(shì)滲流通道的平面分布受井間沉積相分布的影響[31]。因河道、心灘沉積時(shí)水動(dòng)力較強(qiáng)，顆粒結(jié)構(gòu)成熟度高，充填的膠結(jié)物和雜基少，具有原始孔隙發(fā)育、滲流阻力小、滲透率高的特點(diǎn)，砂體連通性好[32]，因此心灘相內(nèi)或順物源、心灘相與河道相間更易在注水時(shí)形成優(yōu)勢(shì)滲流通道。

圖4 P油田I-25井組YⅥ砂組3砂層平面沉積相分布Fig.4 Plane sedimentary facies distribution of YⅥ Sand Group bed 3rd sand layers in I-25 Well Group of P Oilfield

3.1.2 非均質(zhì)性

優(yōu)勢(shì)滲流通道平面發(fā)育位置與注采井的非均質(zhì)性有關(guān)。I-25井組的多條優(yōu)勢(shì)滲流通道發(fā)育方向?yàn)镮-25—I-27—H-26—AL-1—I-23井。I-25井組注采井間井距，以及采油井Y油組加權(quán)滲透率、砂組間滲透率突進(jìn)系數(shù)、砂組間滲透率變異系數(shù)等主要非均質(zhì)性參數(shù)見(jiàn)圖5。由圖5可知，發(fā)育高等強(qiáng)度優(yōu)勢(shì)滲流通道的I-27井加權(quán)滲透率大于優(yōu)勢(shì)滲流通道NE—SW向展布的H-26、J-26、AL-1井的。I-25井組發(fā)育優(yōu)勢(shì)滲流通道的采油井砂組加權(quán)滲透率大于2 000.0×10-3μm2；各采油井砂組間滲透率突進(jìn)系數(shù)分布在1.48～3.47之間，除J-24井外，砂組間滲透率突進(jìn)系數(shù)不小于1.53的采油井發(fā)育優(yōu)勢(shì)滲流通道，砂組間滲透率突進(jìn)系數(shù)與優(yōu)勢(shì)滲流通道發(fā)育強(qiáng)度呈正相關(guān)關(guān)系；根據(jù)I-25井組井距、砂組間滲透率變異系數(shù)、砂組間滲透率級(jí)差，優(yōu)勢(shì)滲流通道發(fā)育與井距無(wú)直接關(guān)系；砂組間滲透率變異系數(shù)與砂組間滲透率級(jí)差雖高，但與優(yōu)勢(shì)滲流通道發(fā)育強(qiáng)度無(wú)明顯相關(guān)關(guān)系，說(shuō)明砂組間滲透率變異系數(shù)、砂組間滲透率級(jí)差對(duì)優(yōu)勢(shì)滲流通道發(fā)育強(qiáng)度的影響相較于砂組間滲透率突進(jìn)系數(shù)的小。

圖5 P油田I-25井組平面非均質(zhì)性分布Fig.5 Plane heterogeneity distribution of I-25 Well Group in P Oilfield

注采井間發(fā)育優(yōu)勢(shì)滲流通道的采油井通常具有加權(quán)滲透率特高，滲透率突進(jìn)系數(shù)、滲透率變異系數(shù)、滲透率級(jí)差較高的特點(diǎn)。當(dāng)注采井間具有大量循環(huán)注入水時(shí)，射孔層砂組加權(quán)滲透率與滲透率突進(jìn)系數(shù)越高的單井，非均質(zhì)性越強(qiáng)，高滲層與低滲層吸水能力差距大，高滲層相對(duì)吸水指數(shù)升高，因此更易形成優(yōu)勢(shì)滲流通道[33-34]。

3.2 砂組間分布特征

YⅣ砂組平均滲透率為1 301.0×10-3μm2，平均孔隙度為24.0%；YⅤ砂組平均滲透率為1 006.0×10-3μm2，平均孔隙度為25.0%；YⅥ砂組平均滲透率為1 395.0×10-3μm2，平均孔隙度為26.0%。注水井向YⅥ、YⅦ砂組注入沖刷水體，YⅤ、YⅥ砂組內(nèi)心灘和辮狀河道相分布廣泛，具有砂體連續(xù)性高的特點(diǎn)[35]。YⅥ砂組儲(chǔ)層平均孔隙度高、加權(quán)滲透率高、滲流阻力較小、砂體連通性好且具有沖刷水體來(lái)源，因此YⅥ砂組優(yōu)勢(shì)滲流通道發(fā)育數(shù)量最多。

在2007～2012年I-25井組開(kāi)發(fā)中，吸水剖面顯示I-25井組YⅥ砂組的吸水指數(shù)于2008年3月達(dá)到最高，為15.90 m3/(d·MPa)，YⅤ砂組的吸水指數(shù)于2011年6月達(dá)到最高，為19.53 m3/(d·MPa)。表明YⅥ砂組先于YⅤ砂組形成優(yōu)勢(shì)滲流通道，且YⅥ砂組吸水指數(shù)大于其他砂組的；YⅤ砂組后續(xù)吸水能力超過(guò)YⅥ砂組的，發(fā)育優(yōu)勢(shì)滲流通道(見(jiàn)圖6)。統(tǒng)計(jì)P油田Y油組不同儲(chǔ)層砂體孔隙度、滲透率分布，心灘砂體孔隙度、滲透率最高，其次是河道和決口扇，溢岸砂體的孔隙度、滲透率最小(見(jiàn)圖7)。說(shuō)明優(yōu)勢(shì)滲流通道砂組間具有優(yōu)先發(fā)育在高孔、高滲河道和心灘沉積儲(chǔ)層的分布特征。

圖6 P油田I-25井組各層位吸水指數(shù)Fig.6 Water absorption index of each layer in I-25 Well Group of P Oilfield

圖7 P油田Y油組不同儲(chǔ)層砂體孔隙度、滲透率統(tǒng)計(jì)Fig.7 Statistical histogram of porosity and permeability of different reservoir sand bodies in Y Oil Group of P Oilfield

3.3 砂組分布特征

同一砂組內(nèi)，各砂巖層滲流阻力、吸水能力直接影響優(yōu)勢(shì)滲流通道發(fā)育位置。以辮狀河沉積為主的砂巖層厚度大，內(nèi)部分布大量厚度、展布面積、連續(xù)性不同的隔夾層。AL-1井埋深為1 244.00～1 258.06 m，具有A、B兩類典型巖性組合(見(jiàn)圖8)。A類巖心埋深為1 244.00～1 245.70、1 251.60～1 252.50 m，主要以厚層砂巖夾薄層泥巖為主，位于YⅤ砂組底部及部分YⅥ砂組頂部。B類巖心埋深為1 245.70～1 251.60、1 252.80～1 258.06 m，主要以厚層泥巖夾薄層中粗?；蚣?xì)粉砂砂巖為主，位于YⅥ砂組上部。

圖8 P油田AL-1井巖心照片F(xiàn)ig.8 Core photos of well AL-1 in P Oilfield

I-25井組中YⅤ砂組底部以巖屑石英砂巖為主，砂體連續(xù)性好，且薄層泥巖夾層可以阻礙注入水體縱向波及到底部砂組[36-37]，形成優(yōu)勢(shì)滲流通道。YⅥ砂組頂部含水率相對(duì)較低，未形成優(yōu)勢(shì)滲流通道，巖性組成和隔夾層的差異性影響物性，進(jìn)而影響優(yōu)勢(shì)滲流通道發(fā)育。

G-20井組YⅥ砂組中優(yōu)勢(shì)滲流通道展布被限制在頂?shù)纵^厚泥質(zhì)隔夾層之間的砂巖層中(見(jiàn)圖9)。層間隔層較薄時(shí)，分割流體運(yùn)移的路徑加劇滲流差異性，促進(jìn)優(yōu)勢(shì)滲流通道形成。若層間隔層較厚，分布范圍廣，抑制層間流體向高滲層竄流，延緩優(yōu)勢(shì)滲流通道的發(fā)育進(jìn)程[38-39]，因此，G-20井組優(yōu)勢(shì)滲流通道主要發(fā)育于厚層(超過(guò)8 m)致密隔夾層間的砂巖層。此外，P油田Y砂組發(fā)育優(yōu)勢(shì)滲流通道砂巖層加權(quán)滲透率大于相鄰砂巖層的，優(yōu)勢(shì)滲流通道優(yōu)先發(fā)育于高滲透率砂巖層(見(jiàn)圖10(a))；層間非均質(zhì)性參數(shù)與優(yōu)勢(shì)滲流通道發(fā)育關(guān)系表明，優(yōu)勢(shì)滲流通道優(yōu)先發(fā)育于非均質(zhì)性顯著的砂巖層。特別是層間滲透率級(jí)差大于4.36(見(jiàn)圖10(b))、層間滲透率突進(jìn)系數(shù)大于1.25(見(jiàn)圖10(c))、層間滲透率變異系數(shù)大于0.40(見(jiàn)圖10(d))的砂組，較易發(fā)育優(yōu)勢(shì)滲流通道。非均質(zhì)性與優(yōu)勢(shì)滲流通道發(fā)育呈正相關(guān)關(guān)系，說(shuō)明強(qiáng)非均質(zhì)性的高滲砂巖層吸水能力更強(qiáng)，更易形成優(yōu)勢(shì)滲流通道。

圖9 P油田H-21—G-20—H-20井連井剖面Fig.9 Well sections of H-21-G-20-H-20 in P Oilfield

圖10 P油田內(nèi)優(yōu)勢(shì)滲流通道發(fā)育與非均質(zhì)性關(guān)系Fig.10 Relationship between development and heterogeneity of dominant seepage channel in P Oilfield

3.4 層內(nèi)分布特征

以F1區(qū)塊F-30、AL-1井YⅥ砂組發(fā)育的優(yōu)勢(shì)滲流通道為例，研究?jī)?yōu)勢(shì)滲流通道的層內(nèi)分布特征。F-30、AL-1井YⅥ砂組是由多個(gè)正韻律、復(fù)合韻律砂巖層組成的，F(xiàn)-30、AL-1井伽馬測(cè)井曲線(GR)中標(biāo)記紅色、黃色深度層段發(fā)育優(yōu)勢(shì)滲流通道，為正韻律砂體底部最高滲透率段(見(jiàn)圖11)。河道沉積砂體韻律性與物性具有明顯相關(guān)關(guān)系，正韻律砂體底部砂體中上部顆粒分選較好、成分成熟度高、孔隙度較高，且通常為高滲透率段[40-41]，注入水體在運(yùn)移過(guò)程中受滲流阻力和重力雙重影響而不斷下移，因此砂巖層發(fā)育的優(yōu)勢(shì)滲流通道分布于物性較好、水體沖刷強(qiáng)度較大的正韻律砂體底部。

圖11 P油田F-30、AL-1井部分層段自然伽馬測(cè)井曲線Fig.11 Gamma logging curves of part of wells F-30 and AL-1 in P Oilfield

同一砂巖層中，層內(nèi)非均質(zhì)性特別是韻律性與優(yōu)勢(shì)滲流通道分布具有相關(guān)關(guān)系，影響層內(nèi)優(yōu)勢(shì)滲流通道的發(fā)育位置。層內(nèi)非均質(zhì)性也是層內(nèi)驅(qū)替效果差異性的主要原因。層內(nèi)非均質(zhì)性主要包括層內(nèi)粒度韻律、滲透率韻律性、最高孔隙度段所處層位、最高滲透率段所處層位、垂向上滲透率差異程度、層內(nèi)泥質(zhì)薄夾層(不連續(xù)的)分布等因素，可以控制層內(nèi)縱向水驅(qū)滲流方向及波及系數(shù)。

以M-27井為例，分析優(yōu)勢(shì)滲流通道分布特征。在YⅤ砂組中取3個(gè)不同深度樣品a、樣品b和樣品c(見(jiàn)圖12)，測(cè)試發(fā)現(xiàn)樣品b的孔隙度(34.8%)、滲透率(>1 000.0×10-3μm2)高于樣品a(孔隙度為24.7%，滲透率為730.0×10-3μm2)、樣品c(孔隙度為12.9%，滲透率為1.7×10-3μm2)的。單偏光鏡觀察樣品b石英質(zhì)量分?jǐn)?shù)較高，分選性好，黏土礦物質(zhì)量分?jǐn)?shù)低且孔喉發(fā)育。將YⅤ砂組吸水剖面進(jìn)行劈分，樣品b所在砂巖層吸水指數(shù)、含水飽和度較高，發(fā)育優(yōu)勢(shì)滲流通道。說(shuō)明砂體石英質(zhì)量分?jǐn)?shù)高、顆粒分選好、黏土填隙物少使孔隙度、滲透率較高，屬于發(fā)育優(yōu)勢(shì)滲流通道的有利條件。注入水優(yōu)先沿連通性好、滲流阻力小的孔隙、吼道開(kāi)始運(yùn)移，不斷通過(guò)物理沖刷、化學(xué)溶蝕破壞儲(chǔ)層原有顆粒結(jié)構(gòu)，逐漸形成穩(wěn)定的滲流通道。

圖12 P油田M-27井YⅤ砂組樣品單偏光鏡下照片F(xiàn)ig.12 Photographs of YⅤSand Group samples in well M-27 of P Oilfield under single polarizer

4 優(yōu)勢(shì)滲流通道分布模式

根據(jù)P油田地質(zhì)背景、油藏類型、開(kāi)發(fā)制度、控制因素，以及Y油組優(yōu)勢(shì)滲流通道分布特征，建立3個(gè)層次優(yōu)勢(shì)滲流通道縱向分布模式，即砂組間水體控制、砂組隔層控制和層內(nèi)韻律性控制分布模式。

4.1 砂組間水體控制分布模式

由于射孔層的含水率普遍低于邊、底水充注層的，其優(yōu)勢(shì)滲流通道的成因不同，主要體現(xiàn)在油藏工程因素中的沖刷水體來(lái)源差別大。未受邊底水影響而形成的優(yōu)勢(shì)滲流通道層段，與受邊底水影響而形成的在形態(tài)和特征方面具有差異。將層狀砂巖油藏砂組間優(yōu)勢(shì)滲流通道分布模式分為人工注水與邊底水控制型(見(jiàn)圖13)。YⅤ、YⅥ、YⅦ砂組滲流通道分布模式代表人工注水控制型，YⅧ砂組的代表邊底水控制型。

人工注水控制型是YⅤ～YⅦ砂組中人工注水通過(guò)射孔層位對(duì)儲(chǔ)層沖刷改造，以注水井為中心運(yùn)移至采油井的過(guò)程中注入水受重力牽引，以弧形水線入侵砂巖層(見(jiàn)圖13)。注入水沿河道或心灘砂體連續(xù)展布的方向運(yùn)移至采油井，優(yōu)先通過(guò)高滲透率砂巖層中正韻律砂體底部滲流，最終形成優(yōu)勢(shì)滲流通道。優(yōu)勢(shì)滲流通道大多分布于河道和心灘微相發(fā)育、加權(quán)滲透率高、砂體厚度大且連通性好的砂組。優(yōu)勢(shì)滲流通道的大量無(wú)效水循環(huán)及水體能量的衰減，導(dǎo)致優(yōu)勢(shì)滲流通道以外區(qū)域未被水體波及，存在大量剩余油[41]。因此，發(fā)育優(yōu)勢(shì)滲流通道的砂組中，剩余油分布于遠(yuǎn)離注水井且未被水體波及的中上部砂巖層。

圖13 層狀砂巖油藏砂組間優(yōu)勢(shì)滲流通道縱向分布模式Fig.13 Vertical distribution pattern of dominant seepage channels between sand groups in layered sandstone reservoir

當(dāng)YⅧ砂組僅有邊底水水體沖刷或邊底水水體能量遠(yuǎn)遠(yuǎn)大于人工注水能量時(shí)，層狀砂巖油藏非射孔層可能受邊底水的注入沖刷。邊底水入侵儲(chǔ)層導(dǎo)致大量無(wú)效水循環(huán)，由邊底水沖刷而成的優(yōu)勢(shì)滲流通道發(fā)育程度高，通常分布于層狀砂巖油藏底部水淹層所在砂組。邊底水入侵砂組含水率未達(dá)到水淹級(jí)別，優(yōu)勢(shì)滲流通道可能發(fā)育于底部高滲透率砂巖層。人工注水控制型分布模式中，剩余油殘留在邊底水波及系數(shù)相對(duì)較低的未水淹砂組上部砂巖層中(見(jiàn)圖13)。

4.2 砂組隔層控制分布模式

除沖刷水體類型不同、砂體物性差異外，致密泥巖隔層的不均勻分布影響砂組內(nèi)優(yōu)勢(shì)滲流通道發(fā)育位置。根據(jù)隔層、砂巖層、沖刷水體之間的位置關(guān)系，將砂組內(nèi)優(yōu)勢(shì)滲流通道分布模式分為4種類型，即無(wú)邊底水影響、底水推進(jìn)無(wú)繞流、底水推進(jìn)繞流、無(wú)底水推進(jìn)或繞流砂組型。

無(wú)邊底水影響砂組中優(yōu)勢(shì)滲流通道發(fā)育于大面積隔層砂巖層，砂巖層砂體分布連續(xù)、滲透率高、厚度大并持續(xù)接受注入水沖刷(見(jiàn)圖14(a))；底水推進(jìn)無(wú)繞流砂組中優(yōu)勢(shì)滲流通道發(fā)育于受邊水與人工注水共同沖刷的隔層間高滲透率砂巖層，或受邊水推進(jìn)、底水推進(jìn)共同沖刷的砂巖層底部(見(jiàn)圖14(b))；底水推進(jìn)繞流砂組中優(yōu)勢(shì)滲流通道發(fā)育于底水繞流與邊水(或注入水)形成匯流沖刷的砂巖層，優(yōu)勢(shì)滲流通道可能縱跨多個(gè)砂巖層(見(jiàn)圖14(c))；無(wú)底水推進(jìn)或繞流砂組中優(yōu)勢(shì)滲流通道是在人工注水量較少、水體能量不足下沖刷而成的，主要發(fā)育于隔層間的薄層砂巖層，優(yōu)勢(shì)滲流通道數(shù)量較少且發(fā)育強(qiáng)度低(見(jiàn)圖14(d))。

圖14 層狀砂巖油藏砂組內(nèi)隔層控制優(yōu)勢(shì)滲流通道縱向分布模式Fig.14 Vertical distribution pattern diagram of dominant seepage channels with separation control in sand group of layered sandstone reservoir

4.3 層內(nèi)韻律性控制分布模式

造成層狀砂巖儲(chǔ)層滲透率變化的主要沉積因素是巖石顆粒粒度變化、泥質(zhì)含量與分布，受層內(nèi)砂巖粒度和泥質(zhì)含量變化的綜合迭加效應(yīng)影響，形成形式多樣的層內(nèi)滲透率分布特征。沉積作用決定砂體的韻律性，層內(nèi)砂體粒度韻律性影響層內(nèi)滲透率分布，進(jìn)而影響優(yōu)勢(shì)滲流通道分布。因此，以河流相正韻律砂巖層為研究單元，建立層內(nèi)優(yōu)勢(shì)滲流通道分布模式。

正韻律砂巖層最高滲透率層段位于砂巖層底部，從底部到頂部滲透率單調(diào)規(guī)律性減小，對(duì)應(yīng)的砂體粒度呈單一正韻律。無(wú)夾層時(shí)，正韻律層內(nèi)優(yōu)勢(shì)滲流通道分布模式見(jiàn)圖15(a-b)。由圖15(a-b)可知，邊水或注入水沿底部突進(jìn)較快，沖刷水體表現(xiàn)為弧形水線推進(jìn)，在正韻律砂巖層底部易發(fā)育優(yōu)勢(shì)滲流通道，儲(chǔ)層含水率上升快、水淹較嚴(yán)重。發(fā)育夾層時(shí)，正韻律層內(nèi)優(yōu)勢(shì)滲流通道分布模式見(jiàn)圖15(c-d)。夾層位于正韻律砂巖層頂部(見(jiàn)圖15(c))，對(duì)砂巖層優(yōu)勢(shì)滲流通道發(fā)育位置影響不大，阻礙相鄰砂巖層的流體垂向滲流，正韻律砂巖層頂部鄰近夾層部位因受沖刷程度較低而導(dǎo)致剩余油相對(duì)富集；夾層位于正韻律砂巖層底部(見(jiàn)圖15(d))，限制沖刷水體的波及范圍，增強(qiáng)底部砂體沖刷強(qiáng)度，促進(jìn)優(yōu)勢(shì)滲流通道的發(fā)育。

圖15 層狀砂巖油藏層內(nèi)韻律性優(yōu)勢(shì)滲流通道分布模式Fig.15 Distribution mode of dominant seepage channel in positive rhythm layer when interlayer is developed in layered sandstone reservoir

5 結(jié)論

(1)M盆地P油田Y油組層狀砂巖油藏協(xié)同開(kāi)發(fā)時(shí)，優(yōu)勢(shì)滲流通道平面上優(yōu)先向加權(quán)滲透率高、滲透率突進(jìn)系數(shù)較高的采油井方向發(fā)育，且優(yōu)先平行于或低角度相交于順物源NE—SW和N—S向發(fā)育，心灘相內(nèi)或順物源、心灘相與河道相間更易在注水時(shí)形成優(yōu)勢(shì)滲流通道。

(2)M盆地P油田優(yōu)勢(shì)滲流通道主要發(fā)育于辮狀河沉積的YⅥ砂組。優(yōu)勢(shì)滲流通道優(yōu)先發(fā)育于層間滲透率突進(jìn)系數(shù)大于1.25、層間滲透率變異系數(shù)大于0.40、層間滲透率級(jí)差大于4.36的砂組高滲透率砂巖層；層內(nèi)優(yōu)勢(shì)滲流通道從正韻律砂體底部開(kāi)始發(fā)育，砂體石英質(zhì)量分?jǐn)?shù)高、顆粒分選好、黏土質(zhì)填隙物少，物性更好。

(3)研究區(qū)建立3個(gè)層次優(yōu)勢(shì)滲流通道分布模式，即砂組間水體控制、砂組隔層控制、層內(nèi)韻律性控制分布模式。砂組間水體控制模式分為人工注水控制與邊底水控制型；砂組隔層控制模式分為無(wú)邊底水影響、底水推進(jìn)無(wú)繞流、底水推進(jìn)繞流與無(wú)底水推進(jìn)或繞流砂組型。這些分布模式可以用于指導(dǎo)層狀砂巖油藏協(xié)同開(kāi)發(fā)時(shí)優(yōu)勢(shì)滲流通道識(shí)別和分布規(guī)律研究，為提高剩余油采收率提供地質(zhì)依據(jù)，在研究區(qū)或相似條件下的高含水層狀砂巖油藏具有較好的推廣性。