A油田主力油層沉積體系及水驅狀況分析

王春慶 （中石油大慶油田有限責任公司第十采油廠地質大隊，黑龍江 大慶 166405）

A油田是一個受斷層、構造、巖性多種因素控制的復合型特低滲透砂巖油藏，主力開發油層為F油層 （包括FⅠ、FⅡ和FⅢ），儲層砂體屬于分流河道沉積，縱向油層多，平面相變快，砂體條帶狀發育，連續性差。經過多年的注水開發，目前綜合含水已達42.57%，處于含水上升、產量遞減加快階段，同時剩余油分布趨于復雜。下面，筆者對A油田沉積體系及其主力油層進行了精細研究。

1 F油層縱向細分解剖研究

1）F油層縱向細分解剖標準 根據取心井巖電對應分析，建立A油田F油層縱向細分解剖標準。A油田一類油層鉆遇率大于等于50%，二類油層鉆遇率大于等于25%，因而細分后單元鉆遇率一般應大于15%，這樣可作為調整挖潛的一個基本單元。根據油田開采工藝技術現狀，采用薄隔層平衡限流法壓裂技術和深穿透、低傷害射孔技術時，要求隔層厚度在0.4m以上，細分注水工藝技術對卡距的要求已經降低到0.8m，堵水封竄、常規壓裂技術只需隔層厚度大于1.0m就能滿足工藝的要求。根據上述情況，確定A油田F油層縱向細分解剖標準，如表1所示。

表1 A油田F油層縱向細分解剖標準表

2）F油層縱向細分封閉骨架剖面 依據F油層細分解剖標準，建立由2條橫剖面、8條縱剖面334口井組成的全油田細分封閉骨架剖面，將FⅠ22、FⅠ31、FⅠ51、FⅠ62、FⅠ72、FⅡ1分別細分為2個沉積單元，原FⅠ21、FⅠ32、FⅠ52單元分別歸為FⅠ23、FⅠ33、FⅠ53小層，原FⅠ61、FⅠ71單元不變，FⅡ1單元細分為FⅡ11與FⅡ12小層。細分的6個主力層內部均發育2個以上小旋回，發育砂體的井中有52.5%的井發育上下2個砂體，且隔層穩定，有50%的隔層厚度在0.8m以上，細分后沉積單元厚度平均為5.6m，因而能夠滿足油田主力層細分解剖標準。

2 F油層沉積體系分析

1）FⅠ油層組 FⅠ沉積期整體水進，FⅠ5～FⅠ7單元的進積作用達到鼎盛并開始退積，河道砂體發育，單層厚度大；FⅠ2～FⅠ4單元的退積作用進一步加劇，分支河道數量減少，砂體較發育，單層厚度較大；FⅠ1單元退積作用進一步加劇，末期達到鼎盛，部分地區發育分流間灣、水下分流河道微相，砂體厚度不大。

2）FⅡ油層組 FⅡ21～FⅡ53單元為順直分流河道沉積，鉆遇率8.4%，平均砂巖厚度2.0m，邊界圓滑流暢，其形態為順直－微彎的鞋帶狀或斷續的豆莢狀；FⅡ1單元為大中型低彎曲分流河道沉積，復合曲流帶河道砂體寬度1000～2000m，單一河道寬度300～500m，平均砂巖厚度達到3m。

3）FⅢ油層組 FⅢ43～FⅢ56小層為濱淺湖相沉積，砂體厚度以小于1m的薄層為主，呈土豆狀零散分布；FⅢ11～FⅢ42小層為順直分流窄小河道沉積，平均砂巖厚度2.0m，砂體呈窄條帶狀，邊界圓滑流暢，其形態為順直－微彎的鞋帶狀。

3 F油層水驅狀況分析

1）利用精細雙重介質模擬量化剩余油 針對A油田F油層復合曲流帶不區分單一河道、單河道不區分主體及非主體河道砂的相帶圖進行精細相控建模研究，建立多河道相控屬性模型，據此進行雙重介質精細數值模擬［1－3］。研究表明：①A油田F油層平面上剩余油呈條帶狀、陀狀分布；②平面非均質性較強的油層，其局部低滲透帶有較多的剩余油；③油井間滯留區有較多的剩余油；④平面水竄，容易在水線側向形成剩余油。⑤剖面上剩余油分布在低滲透部位；⑥受縱向非均質性影響，剩余油分布在儲層物性變差部位，或者有隔夾層遮擋的下部，其厚度一般小于2m。此外，受注水重力影響，油層下部水洗程度高，上部動用程度低，因而剩余油富集。

2）水驅受效類型 在精細量化剩余油的基礎上，根據單砂體平面上注水井水驅平衡狀況，確定5種水驅受效類型，即主河道突進受效型、主河道對稱受效型、均勻受效型、不對稱受效型和裂縫水驅受效型［4］。

3）確定各沉積單元單砂體連通關系 針對同一河道內水驅效果差異大的情況，應用細分單砂體連通關系技術，按微相、物性等差異確定各沉積單元單砂體連通關系［5］，具體內容如下：Ⅰa類 （同一河道內主體河道砂注、主體河道砂采）；Ⅰb類 （同一河道內主體河道砂注、非主體河道砂采）；Ⅰc類（同一河道內非主體河道砂注）；Ⅱa類 （不同期河道凸岸相切疊）；Ⅱb類 （不同期河道凸岸與凹岸底部相切疊）；Ⅲa類 （河道砂底部與河間砂）；Ⅲb類 （河道凸岸頂部與河間砂）；Ⅲc類 （同一河間砂之間）。其中，Ⅰa類連通水驅優勢最強，屬于強水驅；Ⅰb類連通及Ⅱa類連通水驅優勢較強，屬于較強水驅；其他連通類型水驅弱，屬于弱水驅。

4 現場應用

根據上述研究成果，指導A油田F油層精細水驅挖潛，具體措施如下：

1）針對主力砂體細分后層間干擾型剩余油增加、籠統注水井層間吸水差異大、層間矛盾突出的問題，開展籠統改分層工作，調整2類油層的吸水狀況，實施籠統改分層14口井，精細分層4口井。對比分層前后吸水剖面，發現吸水厚度比例由66.3%提高到73.6%，其中主力油層由70.1%增加到76.3%，非主力層由58.9%增加到68.2%。調整后井區日產油穩定，含水上升速度得到控制 （由51.8%下降到49.1%），日產油由措施前的20.1t上升措施后的21.4t）。

2）根據控制高水淹方向注水、加強低水淹方向剩余油動用的原則進行配注水量調整，指導注水調整33井次，周圍影響油井36口，日產油由措施前的32.5t上升到措施后的33.3t，含水由措施前的51.3%下降到措施后的48.5%。從產液結構變化上看，井間產液差異減小，結構得到調整。

3）針對位于河道非主體帶且屬于弱均勻受效或不對稱受效的井，實施轉向壓裂5口井，堵壓結合1口井，堵水3口井。采取上述措施后，日增油10.7t。

［1］撒利明，王天琦，師永民，等 .油田開發中后期巖相單元的細分研究 ［J］.沉積學報，2002，20（12）：45－48.

［2］陳元千 .現代油藏工程 ［M］.北京：石油工業出版社，2001.

［3］孫林，陳笑青，張亞中，等 .多方法識別認識巖下生物礁 ［J］.石油地球物理勘探，2009，43（1）：103－106.

［4］徐會永，常振恒 .吳橋凹陷沙河街組地震相與沉積相初探 ［J］.石油天然氣學報 （江漢石油學院學報），2007，29（5）：67－69.

［5］信荃麟，鄭清，朱筱敏，等 .惠民凹陷沙三段地震相與沉積相研究 ［J］.石油學報，1988，8（3）：87－90.