東營凹陷廣北區沙四段剩余油分布研究

郭小燕,王 成,韓 穎,于雷

(1.中國石化勝利油田分公司清河采油廠,山東壽光262714;2.成都理工大學“油氣藏地質及開發工程”國家重點實驗室;3.中國石化中原油田分公司采油四廠;4.中國石油長慶油田公司第六采油廠)

東營凹陷廣北區沙四段剩余油分布研究

郭小燕1,2,王 成1,韓 穎3,于雷4

(1.中國石化勝利油田分公司清河采油廠,山東壽光262714;2.成都理工大學“油氣藏地質及開發工程”國家重點實驗室;3.中國石化中原油田分公司采油四廠;4.中國石油長慶油田公司第六采油廠)

廣北區是八面河油田的一部分,位于東營凹陷南斜坡東段,是一復雜斷塊油藏,經過20多年的滾動勘探開發,目前已進入快速遞減期,剩余油分布更加零散、復雜。基于現有地質資料,分別從油藏沉積微相、構造特征、儲層特征及井網、采液強度方面分析剩余油分布的影響因素,總結出剩余油在平面和縱向上的分布規律,并根據剩余油分布規律提出下步調整對策。

剩余油分布;斷塊油藏;沉積微相;儲層特征;影響因素

1 研究區概況

廣北區構造位于東營凹陷南部邊緣斜坡,地處山東省廣饒縣,在八面河油田的北部,東臨羊角溝凸起,西接純化鎮—草橋斷裂鼻狀構造帶(圖1),整體為一向北西傾沒的單斜構造[1],面積約為76km2。

圖1 研究區構造位置

工區由廣2、廣 6、廣 8、廣 9、廣 10和萊 10塊 6個斷塊組成,油氣儲層為三角洲—湖泊沉積體系的各類儲集砂體,共有113個油砂體,每個油砂體即為一個獨立的油藏,其主要圈閉條件是斷層,巖性次之,大部分油砂體與斷層作用形成各種類型的油藏,屬多油水系統的復雜斷塊油藏。

工區含油層系為古近系沙河街組,主力油層以沙四段為主,東南方向砂巖厚度大,砂巖含量百分比高,向西北方向砂巖厚度減薄,砂巖含量百分比降低。油層埋藏1500～3200m,平均孔隙度29%,地層壓實性強,不易出砂。該區地面平均原油粘度為63.7mPa·s,屬稀油油藏。

1986年投入滾動開發,目前已進入高含水上升、高自然遞減的“雙高”階段,油田穩產難度大。因此,進一步研究剩余油分布規律,對油區穩產有著重要的現實意義。

2 剩余油分布規律及控制因素

2.1 剩余油分布規律

2.1.1 平面剩余油分布特征

研究認為,平面上“剩余油全面分布,局部集中”,歸納起來有以下幾點認識:

(1)動用程度低,目前無井控制的砂體剩余油富集。研究區目前有18個砂體由于調層、套變等原因無生產井點控制,地質儲量29.8×104t,占工區總儲量的5.6%。例如:廣6塊的3砂組有10×104t的儲量無生產井控制,剩余油富集。

(2)斷層邊角、構造高部位井網控制差的區域剩余油富集。研究區目前25個砂體井網待完善,分布于廣 2、廣6、廣8、廣 9塊,地質儲量 120.2×104t,占工區總儲量的22.5%。例如:廣6塊的6砂組、廣8塊的2砂組共計56×104t儲量井網控制差,剩余油局部富集。

(3)油水井間的滯留區,主要是因多井相互干擾產生的壓力平衡區,其剩余油飽和度高,但多呈零散分布。

2.1.2 縱向剩余油分布特征

縱向上由于受油層非均質和注采系統的影響,導致層與層之間的水淹狀況及剩余油分布存在較大差異[2]。

(1)層間分析,剩余油主要分布在采出程度低的1砂組、6砂組,及原始物性好、儲層厚度大的3砂組、4砂組。

(2)層內分析,剩余油分布受儲層沉積韻律影響,不盡相同,但總體而論,剩余油集中分布在儲層頂部。

2.2 剩余油分布控制因素

綜合分析,影響剩余油分布的因素主要包括兩方面:先天因素和后天因素。先天因素是指沉積相、構造及儲層特征等,由于古構造運動造成,伴隨油氣藏的生成形成的;后天因素主要指油藏投入開發后井網設計、采液強度等對剩余油分布的影響。

2.2.1 沉積因素

油層的沉積相類型以至層理等微沉積相類型不同,以及沉積相或沉積微相的組合,在開發后期都會形成特定的剩余油分布特點[3]。

分析認為,研究區內共有以下三種亞相:扇三角洲前緣亞相、三角洲前緣亞相和濱淺湖亞相。

(1)扇三角洲前緣亞相。研究區主要發育水下分流河道微相、水下分流河道間微相和河口壩微相。

水下分流河道微相主要分布在4砂組,沉積物為粗砂巖、含礫粗砂巖,砂泥巖分異較好,沉積層序以正韻律層序為特征;水下分流河道間微相在3砂組部分發育,沉積物以粉砂巖及細砂巖為主;河口壩微相在3砂組部分發育,以砂巖為主,具反韻律特征。

(2)三角洲前緣亞相。研究區三角洲前緣亞相主要發育在2砂組中,發育水下分流河道微相、河口壩微相和支流間灣微相。

水下分流河道微相和河口壩微相均為灰、淺灰色中-厚層狀砂巖,前者多為正粒序,砂體沿水流方向呈條帶狀,發育于廣8、廣9塊,后者多為反粒序。支流間灣微相為深灰、灰色中-厚層泥巖夾薄層砂巖,砂巖相對較薄,泥巖夾層多,呈席狀分布。

對于扇三角洲-三角洲前緣亞相沉積體系,沿著河道延伸方向 ,非均質性較強,集中在河道儲層頂部,尤其是主河道區一般表現為強水淹;河口壩微相砂體層內非均質性較弱,剩余油分布總體上很少,尤其是在砂壩主體部位,水淹程度較高,砂壩側緣,水淹程度相對較低,剩余油分布較主體部位要高。

(3)濱淺湖亞相。研究區發育濱淺湖灘壩微相、濱淺湖泥巖微相和濱淺湖灘砂微相。

濱淺湖灘壩微相主要發育在6砂組東南部、1砂組東部和萊10塊,壩砂不發育,分選差,多具有正序結構;濱淺湖泥巖微相廣泛發育于1砂組和6砂組西部,以厚層淺灰色、灰綠色泥巖為主;而濱淺湖灘砂微相,主要分布在5砂組,砂層一般2～4m,與泥巖互層,分選較好。

對于濱淺湖亞相沉積體系,沉積厚度小,灘壩微相和泥巖微相物性差,縱向上水淹差異小,橫向上剩余油分布規律性差。

2.2.2 儲層因素

盡管儲層的發育程度主要受沉積微相控制[4],但由于儲層是油氣聚集的重要場所,是油氣勘探和開發的直接目的層,其好壞(非均質性特征)直接影響到油層的產能及剩余油分布[5-6]。

微觀上,沙四段孔隙度最小值為3.5%,最大值為29%,平均值為17.5%,其中孔隙度主要分布在4%～6%和16%～28%區間。滲透率主要分布在(1～10) ×10-3μm2區間(占 57%),滲透率在(10～100)×10-3μm2和(100～1000)×10-3μm2區間分別占21%和19%[1]。儲層非均質特征在橫向與縱向上都有所表現[6]。

從層內分析,縱向上受沉積韻律影響,滲透性存在差異。對于正旋回層序儲層,在中高含水期中上部剩余油富集,而底部驅油效率較高,剩余油很少,而且隨著含水率上升,中上部與下部差異增大;反旋回層序儲層則比正旋回層序儲層要復雜,在驅動力、流動阻力、重力、毛細管力的共同作用下,注入水沿反韻律砂體上部、中部和下部全面向前推進,驅油效率總體上很高,但不同部位存在一定差異性,頂部剩余油相對富集,而中下部開采程度較高,剩余油較少;對于復合旋回儲層,則根據最高滲透層所在層段而水淹程度不同(圖2)。

圖2 廣9塊 G9-16吸水剖面

從層間分析,剩余油的分布主要受層間非均質性的影響。在垂向上,各個小層之間存在非均質性,1砂組滲透率最低,一般(5～20)×10-3μm2,其次是6砂組,3、4砂組滲透率相對較高,對于多層合采的井,因滲透性差異造成層間出力不同、水淹程度差異大,儲量動用不均衡,1砂組目前采出程度僅為15%,剩余含油飽和度高。

平面上,儲層非均質性使剩余油局部富集[7]。對于注水砂體,儲層中部滲透率高,注入水突進,水淹程度高,而砂體內部和局部物性差的部位,注入水難以波及,采出程度低,為剩余油富集區。例如廣6塊沙四6砂組(圖3),低部位及中部已基本水淹,剩余油聚集在邊部及采出程度低的斷層附近高部位;對于非注水砂體,邊水沿生產壓差方向指進,井間狹長區域、斷層附近高部位及局部物性差的部位,成為剩余油聚集區。

圖3 廣6沙四6砂組1號層水淹程度

2.2.3 構造因素

研究區多發育斷層-巖性圈閉,但由于沙河街組發育的斷層多為四級小斷層,斷層規模小,延伸長度短(一般延伸長度小于5km),研究區均為小斷塊油藏,油藏含油面積小,控制井點少(存在單井控制油藏),且大多數斷塊邊水活躍(萊10塊邊水能量弱)。因此,開發過程中,注入水(廣北區注水井分布于廣6、廣8、廣9的主力砂體中)單向突進和邊水侵入較明顯,同一斷塊油井含水與構造高低有明顯相關性。一般情況下,在砂體未完全水淹時,斷層傾角越大、構造位置越高處油井含水越低,斷層附近高部位通常是剩余油富集區。

2.2.4 井網因素

開發過程中的井網控制和采液強度使得剩余油分布更加復雜,做剩余油分析時必須考慮這方面因素。研究區屬復雜斷塊油藏,含油面積小,形狀不規則,所以井網布置一般無規律性,導致注采結構不合理,注采比低,這就使地層天然能量的利用及儲量動用程度受到限制。

其次,由于工區原油粘度低的特點,油井具有初期產量高、含水上升快、水淹快、調層頻繁的特點,由此造成兩方面的影響:第一,調層射孔頻繁導致套管損壞,井網遭到嚴重破壞(目前套變計關井占總井數的19.15%),由此造成的儲量損失達18.2×104t,這部分區域通常也是剩余油分布區。第二,由于含油條帶窄、面積小,注水砂體的注水井受效方向單一,提高驅油效率的同時也提高了砂體水淹速度,剩余油零星分布,且通常處于生產井點難以控制的區域。

2.2.5 采液強度

在邊水活躍及有注水井對應的砂體中,單井采液強度大小與水淹程度有直接關系。采液強度大的井水淹速度快、程度高,水線突進明顯,剩余油被驅散,油井穩產期短;采液強度小的井,鄰井水淹速度也慢,剩余油相對富集,穩產期長。表1是構造高度相近的3口電泵井與普通泵抽油井對比情況,從表中可以看出:采液強度大的井含水相對高。

表1 采液強度與含水關系統計

通常情況下,采液強度越高,鄰井水淹速度越快,剩余油容易被驅散,因此,提液措施最好選在砂體低部位的油井或單井控制砂體。

研究區油藏埋藏深(1500～3200m),采液強度影響套管使用壽命。2007～2008年間,共對8口油井實施電泵及大泵提液措施,初期雖然取得一定增油效果,但由此造成了4口油井套變被迫封井或調層生產,間接破壞了現有井網,造成儲量損失。

3 下步挖潛方向

通過對研究區剩余油分布規律的綜合分析,認為下步應從以下幾個方面確定挖潛方向:

(1)平面上,可通過側鉆、新井、長停井恢復和老井調層來合理井網,挖潛儲層平面剩余油。

(2)縱向上,充分利用動態監測資料及動態分析。對注水砂體,加強注采管理,及時調整注采比,通過卡堵水、分注、調剖等措施,緩解層間矛盾;對非注水砂體,局部分析與整體調整相結合,單層開采與多層開采相結合,及時科學合理地調整生產參數,提高砂體采出程度。

(3)針對該區斷層復雜、含油面積小、層位單一、油氣再運移快的特點,對一部分井采取輪采,避免強采,提高砂體采出程度。

4 結論與認識

廣北區目前已進入高含水上升率、高自然遞減率的“雙高”階段,研究剩余油分布規律,對區塊下步穩產具有重要意義。

影響剩余油分布的要素包括先天因素和后天因素,如沉積、構造、儲層、井網和采液強度等方面因素。總結認為,平面剩余油分布主要受構造及平面儲層展布控制,受生產井網及采液強度影響;縱向剩余油分布主要受儲層層間性質差異及層內韻律控制,即受沉積因素控制。

對于研究區,平面上剩余油分布在斷層附近高部位、井間區域、物性相對較差區域及水驅波及不到的地方;縱向上,層內剩余油分布與沉積韻律密切相關,而層間剩余油分布與層間物性差異有關,研究區剩余油主要分布在物質條件優越的3、4砂組和采出程度低的1、6砂組。

針對研究區平面及縱向剩余油分布特點,下步可分別從平面和縱向進行剩余油挖潛工作。

[1] 向樹安.八面河油田廣北地區沙四段沉積相研究 [J].河南石油,2005,19(3):4-7

[2] 李海鵬,邱坤泰.雙河油田437斷塊Ⅱ1-2層系剩余油分布規律研究[J].石油地質與工程,2008,22(4):52-55

[3] 劉吉余,馬志欣.高含水期剩余油分布研究現狀[J].石油地質與工程,2007,21(3):61-63

[4] 賈容.東營凹陷沙河街組碎屑巖儲集層非均質性研究[J].石油地質與工程,2007,21(1):18-24

[5] 蘇學軍,李建明.東營凹陷廣北區沙三段沉積微相與剩余油分布關系[J].海洋石油,2004,24(2):13-17

[6] 高保國,徐福剛.渤南油田十區斷塊油藏剩余油分布規律[J].斷塊油氣田,2006,13(4):32-33

[7] 于翠玲.儲層非均質性對油氣成藏與分布的影響研究[D].中國石油大學(華東),2007:76-92

編輯:吳官生

TE313.1

A

2010-04-07;改回日期:2010-07-23

郭小燕,1984年生,2006年畢業于西安石油大學石油工程專業,從事油氣田開發研究工作,現為成都理工大學油氣田開發專業在讀研究生。

1673-8217(2010)06-0062-04