喇北東塊三類油層三元復(fù)合驅(qū)剩余油分布規(guī)律研究

張娜 柳成志

摘 要：首先通過(guò)單井相分析、連井相分析和平面相分析對(duì)喇嘛甸油田的沉積微相進(jìn)行分析，將研究區(qū)分為水下分流河道微相、遠(yuǎn)砂壩微相、席狀砂微相和河口砂壩微相四種沉積微相。研究喇嘛甸油田儲(chǔ)層的物性、巖性以及含油性，分析了儲(chǔ)層非均值對(duì)剩余油的影響。在此基礎(chǔ)上，研究了喇嘛甸油田剩余油的影響因素，確定剩余油的分布規(guī)律，并提出相應(yīng)的開采措施。通過(guò)以上研究可以得出：研究區(qū)的剩余油主要分布在非主體席狀砂發(fā)育的部位，其次是表外儲(chǔ)層，最后是水下分流河道和主體席狀砂等物性較好的砂體之中。

關(guān) 鍵 詞：三類油層;三元聚合驅(qū);剩余油

中圖分類號(hào)：TE 357 文獻(xiàn)標(biāo)識(shí)碼： A 文章編號(hào)： 1671-0460（2015）06-1392-03

Study of Asp Flooding Residual Oil Distribution Regularity of Class 3

Reservoir in the Northeast Block of Lamadian Oilfield

ZHANG Na，LIU Cheng-zhi

（Northeast Petroleum University， Heilongjiang Daqing 163318，China）

Abstract： The sedimentary microfacies of lamadian oilfield was analyzed by single well facies analysis， phase analysis and so on， the research area was divided into four sedimentary microfacies including underwater distributary channel microfacies， far sand dam microfacies， sheet sand microfacies and river mouth bar microfacies. Lamadian oil field reservoir physical property， lithology and oil content were studied; impact of reservoir heterogeneity on the remaining oil was analyzed. The influence factors of remaining oil were studied to determine the remaining oil distribution law， and the corresponding development measures were put forward. The above study shows that remaining oil in the study area is mainly distributed in the main part of the development of sand sheet， followed by the untabulated reservoir， the last is the underwater distributary channel sand sheet and sand body with good property.

Key words： Class 3 reservoir ternary;Polymer flooding;Remaining oil distribution

1 喇北東塊的沉積相

1.1 研究區(qū)沉積相

本文以L8-JP182井為例，由于該單井離物源較遠(yuǎn)，沉積物供給不足，主要發(fā)育三角洲前緣亞相。沉積微相[1]中水下分流河道最發(fā)育，夾有支流間灣、河口砂壩、遠(yuǎn)砂壩等沉積。巖性以粉砂巖、泥質(zhì)粉砂巖為主，其次為支流間灣的泥巖及粉砂質(zhì)泥巖，泥巖主要呈灰色、淺灰色。測(cè)井曲線主要以漏斗形為主，夾有少量鐘形。

1.2 聯(lián)井相分析

根據(jù)喇北三類油層的實(shí)際情況，本文選擇一條東西連井剖面進(jìn)行描述。

過(guò)L8-2437～L9-2437的連井剖面，沉積亞相以三角洲前緣亞相為主，發(fā)育有水下分流河道、支流間灣、河口砂壩和遠(yuǎn)砂壩等沉積微相。從剖面上可以看出砂體總體顯示從西向東方向變厚，縱向上砂體總體顯示由下向上變厚的趨勢(shì)，砂體連通性相對(duì)較好。但由于沉積環(huán)境、河道多變及多物源等客觀條件的影響，剖面上可看出有較多以透鏡體[2]形式獨(dú)立存在的薄層砂體[3]（圖1）。

1.3 平面相分析

本次研究中：

GⅡ1、GⅡ2兩層以河道沉積為主，表外沉積，主體，非主體，尖滅也有一定的分布。三角洲前緣發(fā)育較好，屬于小層沉積微相平面分布。

圖1 L8-2437～L9-2437剖面砂體連通圖

Fig.1 L8-2437～L9-2437 Profile sand body connected grap

GⅡ3、GⅡ4兩層可以看出河道沉積減少。屬于小層沉積微相平面分布。

GⅡ5層可以看出大量尖滅，河道被吞并，伴有少量的主體和非主體。屬于小層沉積微相平面分布。

GⅡ6層可以看出大量主體，非主體，伴有少量河道沉積和表外。屬于小層沉積微相平面分布。

GⅡ7、GⅡ8、GⅡ9三層可以看出大量表外，伴有少量的主體。屬于小層沉積微相平面分布。

GⅡ10、GⅡ11、GⅡ12、GⅡ13、GⅡ14五層可以看出大量表外，河道，主體相對(duì)增多。屬于小層沉積微相平面分布。

GⅡ15層可以看出以表外沉積[4]為主，河道沉積，主體沉積逐漸增多，屬于小層沉積微相平面分布。GⅡ16、GⅡ17兩層可以看出以主體沉積為主，屬于小層沉積微相平面分布。

GⅡ181、GⅡ182、GⅡ183三層可以看出以主體沉積為主，河道發(fā)育不好。屬于小層沉積微相平面分布。

2 喇北東塊儲(chǔ)層特征

2.1 儲(chǔ)層巖性、物性、含油性

從L8-JP182以及L8-J29兩口取心井統(tǒng)計(jì)GⅡ1～GⅡ183層的巖性，主要巖性為泥質(zhì)粉砂巖（43%）、粉砂巖（22%）、粉砂質(zhì)泥巖（20%）和泥巖（14%），另有少量的鈣質(zhì)粉砂巖（1%）。

從物性上看，兩口取心井在目的層的儲(chǔ)層以中孔中滲為主。含油性為油砂的樣品均為粉砂巖，含油性為含油的樣品粉砂巖占95%;油浸的樣品粉砂巖和泥質(zhì)粉砂巖各占一半;油斑和油跡的樣品則以泥質(zhì)粉砂巖（均大于80%）為主。

統(tǒng)計(jì)不同含油級(jí)別樣品和不同巖性樣品的物性，粉砂巖物性最好，滲透率可達(dá)733.35 md，泥質(zhì)粉砂巖滲透率也較高，可達(dá)207.21 md，相應(yīng)的，含油性為油砂的樣品孔滲性[5]也最好，其次是含油的樣品，油浸、油斑、油跡物性較差（表1 和表2）。

2.2 儲(chǔ)層非均質(zhì)性特征

2.2.1 層間非均質(zhì)性

研究表明，在多層合注合采過(guò)程中，小層能夠建立的最大注采壓差直接受層間滲透率級(jí)差[6]的影響。當(dāng)層間滲透率級(jí)差較小時(shí)，滲透率相對(duì)較低的小層在水驅(qū)過(guò)程中能夠建立較高的驅(qū)動(dòng)壓差，從而得到有效動(dòng)用;隨著滲透率級(jí)差的增大，相對(duì)低滲透率層受中高滲層的層間干擾加劇，驅(qū)動(dòng)壓差迅速降低，使其無(wú)法得到有效水驅(qū)動(dòng)用，從而影響最終水驅(qū)采收率。

表1 不同含油級(jí)別砂體的孔滲性

Table 1 Pore permeability of sand body with different oil content

表2 不同巖性的孔滲性

Table The pore and permeability of different lithology

2.2.2 平面非均質(zhì)性

由于研究區(qū)位于三角洲前緣，各時(shí)期均以大面積發(fā)育薄層席狀砂為主，水下分流河道多呈斷續(xù)狀，被主體席狀砂包圍。由于不同時(shí)期水進(jìn)水退的差異，各層的砂體類型和比例具有各自的特點(diǎn)。其次從研究區(qū)井位分布可知，原井網(wǎng)油水井分布不均，在不考慮砂體連通類型的情況下，原井網(wǎng)中平均每口油井受效的方向數(shù)平均為2.25，波及面積較小。

3 剩余油影響因素及分布

3.1 剩余油影響因素

3.1.1 沉積相帶變化影響剩余油分布

從平面上目前含油飽和度分布情況來(lái)看，目前含油飽和度與沉積微相砂體具有較好的一致性，即水下分流河道、主體席狀砂等砂體發(fā)育部位，目前含油飽和度相對(duì)較低;非主體席狀砂、表外儲(chǔ)層發(fā)育部位目前含油飽和度相對(duì)較高。

3.1.2 儲(chǔ)層物性影響剩余油分布

統(tǒng)計(jì)了三元井區(qū)各小層的滲透率與目前含油飽和度的關(guān)系，由統(tǒng)計(jì)結(jié)果可知，對(duì)于水下分流河道砂體來(lái)說(shuō)，剩余油飽和度隨滲透率增加而有所降低，相應(yīng)的采出程度增高。

3.1.3 非均質(zhì)影響剩余油分布

（1）滲透率非均質(zhì)性

對(duì)GⅡ1-GⅡ183小層的滲透率級(jí)差與采出程度統(tǒng)計(jì)結(jié)果可知，級(jí)差越大，采出程度越低;級(jí)差小于10時(shí)，采出程度與級(jí)差的關(guān)系不明顯。

（2）隔夾層影響

從統(tǒng)計(jì)結(jié)果上看，隔層對(duì)水驅(qū)采出程度沒(méi)有直接影響，但在未鉆遇隔層位置，上下砂體連通，尤其在正韻律或均質(zhì)韻律[7]砂體中，注水在重力作用下更易注入下層砂體內(nèi)，導(dǎo)致注水波及厚度減少，剩余油增多。

3.2 研究區(qū)剩余油分布規(guī)律

研究區(qū)剩余油平面分布總體上，多分布在儲(chǔ)層的滲透率較低位置，包括在物性好的砂體邊部、表外儲(chǔ)層、非主體席狀砂中以及零星分布的儲(chǔ)層之中。

（1）物性好的砂體邊部的剩余油

其中GⅡ1、GⅡ3、GⅡ6、GⅡ11四層砂體發(fā)育，中部和邊部物性差異較大，剩余油主要分布在物性好的砂體邊部。

（2）表外儲(chǔ)層和非主體席狀砂中的剩余油

GⅡ2、GⅡ4、GⅡ7、GⅡ14、GⅡ182五層剩余油主要存在于表外儲(chǔ)層和非主體席狀砂中;GⅡ5、GⅡ8、GⅡ9 、GⅡ15 、GⅡ183五層剩余油主要分布在表外儲(chǔ)層中;GⅡ10、GⅡ12兩層剩余油分布零散;GⅡ13、GⅡ181兩層剩余油分布在非主體席狀砂[8]內(nèi);GⅡ16、GⅡ17兩層剩余油在主體席狀砂、非主體席狀砂和表外儲(chǔ)層三者之中均有分布。

4 結(jié) 論

（1）研究區(qū)目的層剩余油分布的影響因素眾多，就沉積相而言，主流相與側(cè)緣相物性差異越大[9]，側(cè)緣相的剩余油飽和度越高，剩余油富集區(qū)越大;就物性而言，水下分流河道砂體剩余油飽和度隨滲透率增加而降低。

（2）研究區(qū)目的層剩余油分布規(guī)律，從砂體的角度而言，水下分流河道砂體物性較好，滲透率較高，相應(yīng)的采出程度較高，剩余油飽和度較低[10];從剩余油平面分布而言，剩余油包含有沉積微相差異形成的剩余油、平面非均質(zhì)性形成的剩余油、大面積薄層差儲(chǔ)層型剩余油和注采不完善形成的剩余油。

（3）研究區(qū)剩余油在平面上的分布主要可分為在物性好的砂體邊部的剩余油以及在表外儲(chǔ)層和非主體席狀砂中的剩余油。

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