海相深層砂巖油藏開發中后期油層水淹特征

黃 素，徐懷民，王 超，周新平，王培俊

(1.中國石油大學，北京 102249;2.中油塔里木油田分公司，新疆 庫爾勒 841000)

引 言

D油田A油藏埋深為5 700～6 115 m，經過長期注水開發，油藏進入中高含水期。A油藏縱向含油層段較多，由于沉積特征不同，油藏內部存在不同程度的水淹。注入水的長期沖洗作用使油藏儲層的孔隙結構以及油氣水分布狀態發生了較大的改變，層間矛盾更加突出，油藏開采難度越來越大。因此，清楚地認識油藏的水淹狀況和水淹層的分布特征，對精細刻畫油藏剩余油分布、制訂合理的開發技術政策及提高油藏采收率都具有十分重要的指導意義[1-4，13-15]。

1 油藏特征

A油藏儲層形成于無障壁海岸的前濱—臨濱—過渡帶環境，主要含油層段為石炭系CIII油組DH段的灰色及灰白色石英細砂巖夾薄層粉砂巖。DH段鉆遇砂巖厚度為257 m，自上而下分為9個巖性段，其中1～6巖性段發育油層。儲層孔隙度為12% ～22%，平均為15.99%;滲透率為4×10-3～128 ×10-3μm2，平均為 59.52 ×10-3μm2。油藏儲層物性垂向上具有明顯“階梯特征”:2巖性段下部和3巖性段為中孔、中滲儲層;向上和向下分別為中孔、低滲和低孔、低滲儲層。油藏層內非均質性較強，平均滲透率變異系數為1.60。

該油藏于1993年采用井距600 m、7采5注的井網模式投入開發，1994年開始注水。目前采油速度為0.54%，綜合含水率達69.38%，采出程度僅為35.05%。受儲層非均質性和注采關系等因素影響，油藏水驅三大矛盾突出，儲量動用不均衡。

2 水淹級別確定

A油藏近1/3的油井投產就見水，目前油井含水率均在40%以上，存在注入水、邊水和底水多種水淹模式。利用巖心分析毛管壓力、相滲等資料，計算出水淹層的含油飽和度、含水率及驅油效率等參數，結合生產動態資料進行綜合分析，確定油層水淹級別劃分標準(表 1)[5-6]。

表1 D油田A油藏油層水淹級別劃分標準

據此標準對A油藏29口油井的水淹級別進行劃分:水淹厚度共809.81 m，占油層總厚度的29.04%，其中29.03%為低水淹層，34.49%為中水淹層，36.48%為高水淹層;中、高水淹層中注水易沿優勢通道形成無效水循環。

3 水淹特征

3.1 不同巖性段的水淹特征

統計各油井縱向油層水淹情況發現:隨深度加深，水淹層厚度比例逐漸增大。1～3巖性段水淹層較少，而6巖性段油層發育較少，已全部水淹。其中，1巖性段水驅效率和采出程度偏低，低水淹所占比例最高，是主要的剩余油富集段;4巖性段物性相對較差，局部剩余油富集(圖1)。

圖1 各巖性段不同水淹級別儲層分布

3.2 不同厚度砂體的水淹特征

A油藏DH段共識別含油砂體224個，總厚度為2 697.61 m。根據海相砂巖沉積厚度較大的特點，將砂體厚度分為4個區間:①薄砂體，砂體厚度小于5 m，數量少，僅3個，占砂體總數的1.34%;②較厚砂體，砂體厚度為5～10 m，砂體數量為47個，占總數的20.98%;③厚砂體，砂體厚度為10～15 m，砂體數量為130個，占總數的58.04%;④巨厚砂體，厚度大于15 m，砂體數量為44個，占總數的19.64%，儲層以厚砂體為主。

對各類砂體水淹級別分析表明:薄砂體未見水淹;厚砂體水淹最嚴重，水淹比例為52.94%，水淹級別較高;較厚砂體水淹比例為42.42%;巨厚砂體水淹相對較少，水淹砂體比例為12.82%。由此可見，偏薄或過厚的砂體中油層水洗動用效果都較差，而厚度介于10～15 m的砂體吸水較好，水淹比例較高;反映出海相砂巖與陸相砂巖單砂體的水淹特點有所不同[7-8]。

3.3 不同沉積相帶儲層的水淹特征

沉積相是決定儲層性質的主要地質因素之一，與儲層的水淹特征密切相關[9-12]。A油藏DH段沉積是一次海水不斷海侵的過程，自下而上依次發育前濱砂體、上臨濱砂體、中臨濱砂體、下臨濱砂體以及過渡帶砂體5種沉積砂體類型。

統計不同沉積砂體的水淹級別，中下部物性較好的中臨濱、上臨濱以及前濱砂體的水淹層比例要明顯高于中上部物性較差的下臨濱和過渡帶砂體;同時，高水淹儲層也主要分布在中臨濱和上臨濱砂體中。過渡帶和下臨濱砂體以低水淹為主，中臨濱砂體中的高水淹和中水淹所占比例皆較大，而上臨濱和前濱砂體則以中水淹為主，表明中臨濱沉積環境中發育的含油砂體吸水能力較強，水淹較嚴重。

3.4 不同物性類型儲層的水淹特征

依據油藏開發前后的巖心分析結果，得到注水前原狀儲層和注水后水淹儲層中不同物性類型儲層的比例分布(圖2)。由圖2可知，原狀儲層主要為低孔、低滲和中孔、中滲類型;隨著物性變好，儲層水淹程度逐漸加深:高水淹主要出現在物性相對較好的中孔、低滲和中孔、中滲儲層中。水淹后儲層中低孔、特低滲、低孔、中滲和中孔、低滲類型所占比例增加，而低孔、低滲和中孔、中滲類型的比例降低，并新出現了特低孔、特低滲儲層，表明注水開發導致部分儲層物性變差，造成了儲層傷害。

圖2 注水開發前后各種類型儲層所占比例分布

3.5 夾層對儲層水淹程度的影響

A油藏DH段內發育眾多低—特低滲透、不均勻分布的夾層。上部1、2巖性段形成于水體較深、水動力較弱的沉積環境，夾層最為發育，厚度多大于2 m。下部5、6巖性段次之;中部3、4巖性段儲層多形成于水動力強的中臨濱環境，夾層發育少。依據巖心觀察，該區夾層可分為泥質夾層、灰質夾層和泥灰質夾層。通常泥質夾層形成于海水進退或砂體遷移時的砂質間斷期，平面分布較穩定，可形成區域性隔層;泥灰質夾層主要為砂壩或灘面底積層，發育在砂體底部，分布相對穩定連續;灰質夾層由局部鈣質沉淀形成，多呈條帶、斑塊狀等，厚度較薄且零散分布。

分析各油層中水淹與夾層發育情況表明(圖3)，夾層發育頻率與密度均與水淹程度成反比，水淹層中的夾層明顯少于未水淹層。其中泥質夾層由于其數量較多、厚度較大，對儲層水淹程度的影響最大，灰質夾層次之，而物性相對較好的泥灰質夾層則差異不大;可見注入水主要受到物性差的泥質與灰質夾層的阻擋作用。平面上，由于1、2巖性段層間大量發育泥質夾層，形成了區域性規模的半隔層至隔層，因此對內部油層含水上升速度起到一定的抑制作用，形成剩余油富集區。

圖3 不同水淹級別儲層中夾層分布情況

3.6 油藏平面水淹特征

根據地震反演結果，A油藏平面上物性變化較小。受構造和沉積的影響，油藏水淹儲層基本平行于構造長軸方向分布;構造低部位井的油層相對于高部位井更易水淹，且水淹層位更靠近DH段上部:低部位井大多在1巖性段就已經水淹，而高部位井基本從3巖性段才開始水淹。油藏南東、南西方向主要注水井附近區域水淹強度大、北西方向次之，而北東方向和中部構造高點地區水淹相對較弱。由下至上，各巖性段水淹儲層的分布范圍具有繼承性。目前油藏中剩余油主要富集在1巖性段的西北和東北部、2巖性段中部，以及4巖性段中部和東北部儲層中。主力層3巖性段的平面水淹狀況較好地展示了油藏平面水淹特征(圖4-7)。

4 結論和建議

(1)縱向上，油層水淹主要受儲層物性、砂體厚度以及沉積相帶和夾層展布的控制。儲層物性越好越易水淹，厚度介于10～15 m的砂體注水效果較好，中臨濱和上臨濱砂體中高水淹儲層分布比例大;而泥質夾層對注入水的阻擋作用較明顯。

圖4 未水淹儲層厚度平面等值線

(2)平面上，油層水淹主要受構造、注采位置影響，構造低部位和靠近注水井區域水淹較明顯。

(3)油藏剩余油在縱向上主要分布于1、2和4巖性段，平面上富集于油藏中部和東北部地區。

圖5 低水淹儲層厚度平面等值線

圖6 中水淹儲層厚度平面等值線

圖7 高水淹儲層厚度平面等值線

(4)針對A油藏目前水淹狀況，建議縱向上實施封堵、調層，平面上完善注采井網，優化注采系統，以達到改善開發效果的目的。

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