層狀砂巖油藏協同開發優勢滲流通道分布規律
——以非洲M盆地P油田Y油組為例

王浩南，呂文雅，馮 敏，廖新維，曾聯波，吳佳琦，張 可

( 1. 中國石油大學(北京) 油氣資源與探測國家重點實驗室，北京 102249； 2. 中國石油大學(北京) 地球科學學院，北京 102249； 3. 大慶油田有限責任公司 成都勘探開發研究院，成都 四川 610041； 4. 中國石油勘探開發研究院，北京 100083； 5. 中國石油大學(北京) 石油工程學院，北京 102249； 6. 振華石油控股有限公司，北京 100032 )

0 引言

隨砂巖油藏勘探開發程度逐漸增大，美國的東德克薩斯、普魯德霍灣油田，俄羅斯的杜馬茲油田，印度尼西亞的米納斯、帕特尼油田，以及中國的大慶、勝利、大港、新疆等油田進入高含水開發后期[1-5]，孔隙流體、黏土顆粒被沖刷轉移，原生孔隙結構遭破壞，油藏儲層中形成大量優勢滲流通道[6-8]。大量注入水、邊底水竄入優勢滲流通道，形成無效水循環，周邊含油區域波及系數降低，嚴重影響剩余油驅替效果[8-10]。

曾流芳等[1]提出優勢滲流通道概念，鐘大康等[2]、陳程等[3]完善優勢滲流通道油藏地質形成機理與油藏工程形成機理，認為儲層非均質性、注采強度與注采井距等是影響優勢滲流通道發育的主要因素。優勢滲流通道識別方法在示蹤劑、巖心、測井、生產動態、油藏工程等領域逐步從定性識別向定量評價改進[11-18]，提高優勢滲流通道體積、厚度、滲透率及半徑等參數的估算精度[19]。優勢滲流通道分布規律研究需要在識別結果的基礎上，結合優勢滲流通道發育空間位置、地質靜態、生產動態等特征進行歸納[20-21]。陳程等[3]結合優勢滲流通道發育位置與曲流河沉積相分布特征，認為優勢滲流通道主要發育于順物源方向的曲流河河道。王有慧等[6]、馮爍等[7]、李陽等[10]分析沉積相分布、巖相分布、剩余油富集與儲層非均質性關系，為優勢滲流通道分布規律研究提供基礎。

層狀砂巖油藏具有油層層數較多、非均質性強、水驅效率較低、天然能量較小等特點，天然水體與人工注水協同開發時，層狀砂巖油藏中發育的優勢滲流通道制約油氣采收率提高[15-18]。優勢滲流通道發育控制層狀砂巖油氣藏剩余油分布及其可挖潛程度[19-21]。有關高含水時期剩余油分布規律及儲層非均質性的研究較多，層狀砂巖油藏優勢滲流通道分布規律、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、測井、分析化驗、吸水剖面、生產動態等資料，分析優勢滲流通道平面、縱向分布特征，明確優勢滲流通道的分布規律，建立適用于層狀砂巖油藏天然水體與人工注水協同開發的優勢滲流通道分布模式，為治理層狀砂巖油藏優勢滲流通道、提高油氣采收率、實現穩油控水提供依據。

1 區域地質概況

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

圖1 M盆地P油田地質構造位置及構造單元劃分(據文獻[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—古新統沉積時期，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個砂組，主力生產層位為YⅣ～YⅦ砂組[24]。Y油組沉積相由老至新逐漸從辮狀河沉積過渡為曲流河沉積(見圖2)。生產井射孔層段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，導致砂組底部水淹程度高。由于層狀砂巖油藏儲層具有強非均質性，流體運移受儲層滲流阻力、孔隙壓力的控制，油氣運移需要外部水體(天然水體或人工注水)提供驅動力[25-26]，P油田目前進行天然水驅與人工注水協同開發。

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

2 優勢滲流通道分布識別

基于測井、巖心等靜態資料及產水、吸水剖面、生產監測等生產動態資料，識別研究區F1、F3、F5區塊注采井間主要射孔層YⅡ～YⅥ砂組的優勢滲流通道發育位置，評價發育強度。人工注水、天然水體協同開發時，由于Y油組發育致密泥巖隔夾層，邊底水對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層且水淹嚴重，發育大量高等強度優勢滲流通道，不單獨進行識別。

采用吸水剖面、物性分析、注采井連通性分析、油藏工程方法，識別P油田Y油組F1、F3、F5區塊13個典型井組優勢滲流通道發育位置。根據砂巖油藏優勢滲流通道的容阻模型模擬識別方法及評價標準[16，29-30]，優勢滲流通道過水因數Fwcr越大，表示從滲流優勢通道流過的水占產出水的比例越多；優勢滲流通道的發育強度可以根據儲層滲流通道過水因數Fwcr進行分級評價，劃分為初等、中等、高等和特高等4級。F1、F3、F5區塊注采井間發育優勢滲流通道30條(見圖3)。F1區塊有6口注水井、32口采油井，發育優勢滲流通道17條，其中，高等強度優勢滲流通道1條，中等強度優勢滲流通道7條，初等強度優勢滲流通道9條；F3區塊有4口注水井、16口采油井，發育優勢滲流通道6條，其中，中等強度優勢滲流通1條，初等強度優勢滲流通5條；F5區塊有3口注水井、12口采油井，發育優勢滲流通道7條，其中，中等強度優勢滲流通3條，初等強度優勢滲流通4條。

圖3 P油田各區塊優勢滲流通道發育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，未形成明顯優勢滲流通道。YⅥ砂組平均孔隙度、平均滲透率、注水指數和吸水量高于其他砂組的。因此，優勢滲流通道主要分布于YⅥ砂組，發育強度較大；YⅤ與YⅣ砂組發育優勢滲流通道相對較少，發育強度較弱。

3 優勢滲流通道分布特征

層狀砂巖油藏優勢滲流通道的形成與分布受儲層非均質性和開發制度的控制，分布位置具有一定的方向性和規律性[21,30]。

3.1 平面分布特征

3.1.1 沉積微相

YⅣ～YⅥ砂組發育優勢滲流通道19條(高等強度優勢滲流通道1條；初等、中等強度優勢滲流通道18條)，主要分布于NE—SW或低角度與NE—SW相交方向，占優勢滲流通道識別總數的63%。研究區的物源方向為NE—SW和N—S向，陸相物源方向與始新統—古新統Y油組沉積時期河道展布方向(見圖4)大體一致。優勢滲流通道展布方向與主河道展布方向接近，表明優勢滲流通道的平面分布受井間沉積相分布的影響[31]。因河道、心灘沉積時水動力較強，顆粒結構成熟度高，充填的膠結物和雜基少，具有原始孔隙發育、滲流阻力小、滲透率高的特點，砂體連通性好[32]，因此心灘相內或順物源、心灘相與河道相間更易在注水時形成優勢滲流通道。

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 非均質性

優勢滲流通道平面發育位置與注采井的非均質性有關。I-25井組的多條優勢滲流通道發育方向為I-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油組加權滲透率、砂組間滲透率突進系數、砂組間滲透率變異系數等主要非均質性參數見圖5。由圖5可知，發育高等強度優勢滲流通道的I-27井加權滲透率大于優勢滲流通道NE—SW向展布的H-26、J-26、AL-1井的。I-25井組發育優勢滲流通道的采油井砂組加權滲透率大于2 000.0×10-3μm2；各采油井砂組間滲透率突進系數分布在1.48～3.47之間，除J-24井外，砂組間滲透率突進系數不小于1.53的采油井發育優勢滲流通道，砂組間滲透率突進系數與優勢滲流通道發育強度呈正相關關系；根據I-25井組井距、砂組間滲透率變異系數、砂組間滲透率級差，優勢滲流通道發育與井距無直接關系；砂組間滲透率變異系數與砂組間滲透率級差雖高，但與優勢滲流通道發育強度無明顯相關關系，說明砂組間滲透率變異系數、砂組間滲透率級差對優勢滲流通道發育強度的影響相較于砂組間滲透率突進系數的小。

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

注采井間發育優勢滲流通道的采油井通常具有加權滲透率特高，滲透率突進系數、滲透率變異系數、滲透率級差較高的特點。當注采井間具有大量循環注入水時，射孔層砂組加權滲透率與滲透率突進系數越高的單井，非均質性越強，高滲層與低滲層吸水能力差距大，高滲層相對吸水指數升高，因此更易形成優勢滲流通道[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砂組內心灘和辮狀河道相分布廣泛，具有砂體連續性高的特點[35]。YⅥ砂組儲層平均孔隙度高、加權滲透率高、滲流阻力較小、砂體連通性好且具有沖刷水體來源，因此YⅥ砂組優勢滲流通道發育數量最多。

在2007～2012年I-25井組開發中，吸水剖面顯示I-25井組YⅥ砂組的吸水指數于2008年3月達到最高，為15.90 m3/(d·MPa)，YⅤ砂組的吸水指數于2011年6月達到最高，為19.53 m3/(d·MPa)。表明YⅥ砂組先于YⅤ砂組形成優勢滲流通道，且YⅥ砂組吸水指數大于其他砂組的；YⅤ砂組后續吸水能力超過YⅥ砂組的，發育優勢滲流通道(見圖6)。統計P油田Y油組不同儲層砂體孔隙度、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(見圖7)。說明優勢滲流通道砂組間具有優先發育在高孔、高滲河道和心灘沉積儲層的分布特征。

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

圖7 P油田Y油組不同儲層砂體孔隙度、滲透率統計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，各砂巖層滲流阻力、吸水能力直接影響優勢滲流通道發育位置。以辮狀河沉積為主的砂巖層厚度大，內部分布大量厚度、展布面積、連續性不同的隔夾層。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粒或細粉砂砂巖為主，位于YⅥ砂組上部。

圖8 P油田AL-1井巖心照片Fig.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]，形成優勢滲流通道。YⅥ砂組頂部含水率相對較低，未形成優勢滲流通道，巖性組成和隔夾層的差異性影響物性，進而影響優勢滲流通道發育。

G-20井組YⅥ砂組中優勢滲流通道展布被限制在頂底較厚泥質隔夾層之間的砂巖層中(見圖9)。層間隔層較薄時，分割流體運移的路徑加劇滲流差異性，促進優勢滲流通道形成。若層間隔層較厚，分布范圍廣，抑制層間流體向高滲層竄流，延緩優勢滲流通道的發育進程[38-39]，因此，G-20井組優勢滲流通道主要發育于厚層(超過8 m)致密隔夾層間的砂巖層。此外，P油田Y砂組發育優勢滲流通道砂巖層加權滲透率大于相鄰砂巖層的，優勢滲流通道優先發育于高滲透率砂巖層(見圖10(a))；層間非均質性參數與優勢滲流通道發育關系表明，優勢滲流通道優先發育于非均質性顯著的砂巖層。特別是層間滲透率級差大于4.36(見圖10(b))、層間滲透率突進系數大于1.25(見圖10(c))、層間滲透率變異系數大于0.40(見圖10(d))的砂組，較易發育優勢滲流通道。非均質性與優勢滲流通道發育呈正相關關系，說明強非均質性的高滲砂巖層吸水能力更強，更易形成優勢滲流通道。

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油田內優勢滲流通道發育與非均質性關系Fig.10 Relationship between development and heterogeneity of dominant seepage channel in P Oilfield

3.4 層內分布特征

以F1區塊F-30、AL-1井YⅥ砂組發育的優勢滲流通道為例，研究優勢滲流通道的層內分布特征。F-30、AL-1井YⅥ砂組是由多個正韻律、復合韻律砂巖層組成的，F-30、AL-1井伽馬測井曲線(GR)中標記紅色、黃色深度層段發育優勢滲流通道，為正韻律砂體底部最高滲透率段(見圖11)。河道沉積砂體韻律性與物性具有明顯相關關系，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]，注入水體在運移過程中受滲流阻力和重力雙重影響而不斷下移，因此砂巖層發育的優勢滲流通道分布于物性較好、水體沖刷強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，層內非均質性特別是韻律性與優勢滲流通道分布具有相關關系，影響層內優勢滲流通道的發育位置。層內非均質性也是層內驅替效果差異性的主要原因。層內非均質性主要包括層內粒度韻律、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、層內泥質薄夾層(不連續的)分布等因素，可以控制層內縱向水驅滲流方向及波及系數。

以M-27井為例，分析優勢滲流通道分布特征。在YⅤ砂組中取3個不同深度樣品a、樣品b和樣品c(見圖12)，測試發現樣品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石英質量分數較高，分選性好，黏土礦物質量分數低且孔喉發育。將YⅤ砂組吸水剖面進行劈分，樣品b所在砂巖層吸水指數、含水飽和度較高，發育優勢滲流通道。說明砂體石英質量分數高、顆粒分選好、黏土填隙物少使孔隙度、滲透率較高，屬于發育優勢滲流通道的有利條件。注入水優先沿連通性好、滲流阻力小的孔隙、吼道開始運移，不斷通過物理沖刷、化學溶蝕破壞儲層原有顆粒結構，逐漸形成穩定的滲流通道。

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

4 優勢滲流通道分布模式

根據P油田地質背景、油藏類型、開發制度、控制因素，以及Y油組優勢滲流通道分布特征，建立3個層次優勢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，其優勢滲流通道的成因不同，主要體現在油藏工程因素中的沖刷水體來源差別大。未受邊底水影響而形成的優勢滲流通道層段，與受邊底水影響而形成的在形態和特征方面具有差異。將層狀砂巖油藏砂組間優勢滲流通道分布模式分為人工注水與邊底水控制型(見圖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射孔層位對儲層沖刷改造，以注水井為中心運移至采油井的過程中注入水受重力牽引，以弧形水線入侵砂巖層(見圖13)。注入水沿河道或心灘砂體連續展布的方向運移至采油井，優先通過高滲透率砂巖層中正韻律砂體底部滲流，最終形成優勢滲流通道。優勢滲流通道大多分布于河道和心灘微相發育、加權滲透率高、砂體厚度大且連通性好的砂組。優勢滲流通道的大量無效水循環及水體能量的衰減，導致優勢滲流通道以外區域未被水體波及，存在大量剩余油[41]。因此，發育優勢滲流通道的砂組中，剩余油分布于遠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勢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YⅧ砂組僅有邊底水水體沖刷或邊底水水體能量遠遠大于人工注水能量時，層狀砂巖油藏非射孔層可能受邊底水的注入沖刷。邊底水入侵儲層導致大量無效水循環，由邊底水沖刷而成的優勢滲流通道發育程度高，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到水淹級別，優勢滲流通道可能發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相對較低的未水淹砂組上部砂巖層中(見圖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優勢滲流通道發育位置。根據隔層、砂巖層、沖刷水體之間的位置關系，將砂組內優勢滲流通道分布模式分為4種類型，即無邊底水影響、底水推進無繞流、底水推進繞流、無底水推進或繞流砂組型。

無邊底水影響砂組中優勢滲流通道發育于大面積隔層砂巖層，砂巖層砂體分布連續、滲透率高、厚度大并持續接受注入水沖刷(見圖14(a))；底水推進無繞流砂組中優勢滲流通道發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、底水推進共同沖刷的砂巖層底部(見圖14(b))；底水推進繞流砂組中優勢滲流通道發育于底水繞流與邊水(或注入水)形成匯流沖刷的砂巖層，優勢滲流通道可能縱跨多個砂巖層(見圖14(c))；無底水推進或繞流砂組中優勢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，主要發育于隔層間的薄層砂巖層，優勢滲流通道數量較少且發育強度低(見圖14(d))。

圖14 層狀砂巖油藏砂組內隔層控制優勢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 層內韻律性控制分布模式

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

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規律性減小，對應的砂體粒度呈單一正韻律。無夾層時，正韻律層內優勢滲流通道分布模式見圖15(a-b)。由圖15(a-b)可知，邊水或注入水沿底部突進較快，沖刷水體表現為弧形水線推進，在正韻律砂巖層底部易發育優勢滲流通道，儲層含水率上升快、水淹較嚴重。發育夾層時，正韻律層內優勢滲流通道分布模式見圖15(c-d)。夾層位于正韻律砂巖層頂部(見圖15(c))，對砂巖層優勢滲流通道發育位置影響不大，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致剩余油相對富集；夾層位于正韻律砂巖層底部(見圖15(d))，限制沖刷水體的波及范圍，增強底部砂體沖刷強度，促進優勢滲流通道的發育。

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

5 結論

(1)M盆地P油田Y油組層狀砂巖油藏協同開發時，優勢滲流通道平面上優先向加權滲透率高、滲透率突進系數較高的采油井方向發育，且優先平行于或低角度相交于順物源NE—SW和N—S向發育，心灘相內或順物源、心灘相與河道相間更易在注水時形成優勢滲流通道。

(2)M盆地P油田優勢滲流通道主要發育于辮狀河沉積的YⅥ砂組。優勢滲流通道優先發育于層間滲透率突進系數大于1.25、層間滲透率變異系數大于0.40、層間滲透率級差大于4.36的砂組高滲透率砂巖層；層內優勢滲流通道從正韻律砂體底部開始發育，砂體石英質量分數高、顆粒分選好、黏土質填隙物少，物性更好。

(3)研究區建立3個層次優勢滲流通道分布模式，即砂組間水體控制、砂組隔層控制、層內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邊底水影響、底水推進無繞流、底水推進繞流與無底水推進或繞流砂組型。這些分布模式可以用于指導層狀砂巖油藏協同開發時優勢滲流通道識別和分布規律研究，為提高剩余油采收率提供地質依據，在研究區或相似條件下的高含水層狀砂巖油藏具有較好的推廣性。