陳 波，百宗虎，呂婧文,李鳳穎，馮國慶，張順存，史基安

(1.中國科學院 油氣資源研究重點實驗室，甘肅 蘭州 730000；2.中國科學院大學，北京 100049； 3.中石化河南油田分公司 勘探開發(fā)研究院，河南 鄭州 450018；4.中海油湛江分公司 研究院，廣東 湛江 524057； 5.西南石油大學 石油工程學院，四川 成都 610500)

沉積微相與水驅倍數及剩余油的關系研究──以雙河油田V下油組為例

陳 波1，2，百宗虎3，呂婧文1，2,李鳳穎4，馮國慶5，張順存1，史基安1

(1.中國科學院 油氣資源研究重點實驗室，甘肅 蘭州 730000；2.中國科學院大學，北京 100049； 3.中石化河南油田分公司 勘探開發(fā)研究院，河南 鄭州 450018；4.中海油湛江分公司 研究院，廣東 湛江 524057； 5.西南石油大學 石油工程學院，四川 成都 610500)

為探討沉積微相與水驅倍數及剩余油之間的關系，以雙河油田V下油組為例，利用數值模擬方法，建立水驅倍數機理模型，得到研究區(qū)水驅倍數在平面上的量化表征及剩余油的分布特征，通過分析水驅倍數與含水飽和度之間的關系，明確研究區(qū)水驅倍數的拐點值和極限值。研究結果表明：V下油組發(fā)育的扇三角洲前緣中以水下分流河道砂體物性最好，河口壩、前緣席狀砂次之，水下溢岸砂體物性最差；沉積微相控制著儲層的物性，物性差異控制著注入水在平面上的運動方式，進而影響著水驅倍數的高低。結合沉積微相、水驅倍數和剩余油分布特征，可定量說明沉積微相控制著儲層的物性，影響著油水的運動關系，控制著水驅倍數的大小，進而決定著剩余油的富集。闡明沉積微相與水驅倍數及剩余油之間的關系，對于高含水期油田找準剩余油富集區(qū)、后期開發(fā)調整、部署注采井網及高效挖潛剩余油具有重要參考。

沉積微相；水驅倍數；剩余油；水驅開發(fā)效果；雙河油田

我國東部油田90%以上采用注水開發(fā)生產，且大部分已經進入中、高甚至特高含水期，隨著開采程度加深，地下油水關系越來越復雜，非均質更嚴重，剩余油分布越來越復雜，給油田穩(wěn)產和調整挖潛帶來的難度越來越大[1-3]。為此，不少學者對高含水期油田的剩余油分布特征進行了研究[4-6]，對于注水開發(fā)油田，剩余油的富集程度與水驅程度呈負相關，水驅程度高，則剩余油飽和度低，水驅程度是影響剩余油富集程度的直接因素，水驅程度的高低通過水驅倍數反映，水驅倍數又主要受到儲層物性控制，而沉積微相則控制著儲層的物性特征。以往的研究多集中于沉積微相與剩余油之間關系的研究[7-10]，對于沉積微相與水驅倍數之間的關系以及水驅倍數如何影響剩余油分布的研究卻少見報道，因此，筆者以雙河油田V下油組為例，利用數值模擬方法得到水驅倍數的量化表征及剩余油飽和度的平面分布圖，定量地描述沉積微相與水驅倍數的關系，進而說明水驅倍數如何影響剩余油的富集特征，對沉積微相與水驅倍數及剩余油的關系進行了系統(tǒng)研究，以期對高含水開發(fā)油田后期綜合調整提供一定的借鑒。

雙河油田V下油組位于南襄盆地泌陽凹陷西南部的雙河鼻狀構造西部，層系屬于古近系漸新統(tǒng)核桃園組的核三段，自上而下分為V11—V21共11個含油小層，部分砂體較厚的主力油層又可以進一步劃分為含油單層，如V15小層細分為V151和V1522個含油單層。V下油組含油面積7.34 km2，地質儲量555.65×104t，系雙河油田的主力產油層系，整體上為一完整的由東南向西北抬起的單斜構造，油層南部為斷層所擋，向西北方向傾直至尖滅，形成層狀構造巖性油氣藏，儲層物性較好，但非均質性比較嚴重。

1 沉積微相及儲層物性特征

1.1 沉積微相特征

以巖心觀察為基礎，根據V下油組的巖石學特征，如巖性、巖石顏色、粒度特征及沉積構造特征等，結合測井曲線分析，建立相應的巖電關系，遵循點—線—面原則，建立單井、連井和平面相，確定雙河油田V下油組沉積相為扇三角洲前緣，主要發(fā)育水下分流河道、河口壩、前緣席狀砂、水下溢岸砂體4種砂體微相。V下油組不同沉積微相有不同識別特征[11-12]：

(1)水下分流河道。為水上分流河道的水下延伸部分，隨著辮狀河水流向湖盆推進，河道變緩變寬，主要由灰、深灰色礫巖，含礫和礫狀中粗砂巖組成，發(fā)育平行層理、塊狀層理、交錯層理，底部不同程度地發(fā)育沖刷充填構造，剖面上呈現多個正韻律，砂體較厚。測井相以鐘形為主，少量箱形和漏斗形。

(2)河口壩。位于水下分流河道的末端處，主要由灰綠色細砂巖、粉砂巖組成，發(fā)育有板狀交錯層理、小型浪成交錯層理、平行層理，表現為從下到上粒度變粗的反韻律特征，平面上常為橢圓形，剖面上為低平頂凸透鏡狀。測井相以漏斗形為主，少量鐘形和箱形。

(3)前緣席狀砂。主要由粉砂巖、細砂巖、含礫細砂巖組成，沉積構造有平行層理、低角度交錯層理，韻律性不明顯，單砂體厚度一般較小，常連片分布，形態(tài)不規(guī)則，具有很好的連續(xù)性。測井相以中低幅指形為主，部分為漏斗形和鐘形。

(4)前緣濁積砂體。主要由含礫砂巖、粉砂巖組成，發(fā)育平行層理、交錯層理，剖面上呈現正韻律特征。常出現在湖相泥巖中，規(guī)模較小。測井相以鐘形、箱形為主。

(5)水下溢岸砂體。發(fā)育于河道邊部，砂體一般是中心薄、兩側厚，主要由灰綠色粉砂巖、泥礫巖、含泥礫細砂巖組成，發(fā)育有塊狀層理、遞變層理、變形層理，剖面上呈現3～4 個鮑瑪序列或塊狀韻律。測井相以中低幅鐘形和梳狀為主。

雙河油田厚油層內部夾層發(fā)育，這些穩(wěn)定和較穩(wěn)定分布的夾層可以作為細分流動單元的依據[13]。目前油田已進入特高含水期的開發(fā)后期，地質認識已經較為深入，沉積微相需要精確到含油單層等流動單元，以便更好地分析預測剩余油分布。筆者以雙河油田V下油組V151小層為例(圖1)，試圖闡述沉積微相與水驅倍數及剩余油之間的關系。

圖1 V下油組V151小層沉積微相圖

1.2 物性特征

雙河油田的儲層物性主要受沉積作用控制[14]，不同的沉積環(huán)境直接影響儲層的物質組成及結構特征，決定著沉積巖的性質，因而沉積微相控制著儲層的物性，進而影響油水運動規(guī)律。對于水驅開發(fā)油田，不同的沉積微相對應不同的水動力強度，水動力強度直接影響砂巖的粒度、分選、磨圓和填隙物的含量，因而決定著儲層的物性，進而影響水驅開發(fā)效果，造成不同沉積微相的剩余油富集情況不同。V下油組不同微相之間的物性差異明顯(圖2)。

不同沉積微相之間的吸水和產液能力差異明顯(表1)，V下油組水下分流河道砂體以中孔、高滲為特征，河口壩、前緣席狀砂以中孔、中滲為特征，水下溢岸砂體以低孔、低滲特征為主?？傮w而言，沉積時在水動力較強的高能環(huán)境下形成的砂體儲層物性較好，吸水能力和產液能力均較強，水驅油時，水洗充分，剩余油飽和度低。

圖2 V下油組不同微相砂體物性特征

表1 不同沉積微相砂體產吸強度

2 沉積微相與水驅倍數的關系

2.1 水驅倍數

儲層的含水飽和度能夠反映儲層的含油性，通過對含油性的分析，可研究產層的水淹情況[15]，水淹情況則反映著剩余油的分布情況。因此，對于水驅開發(fā)油田評價儲層的水驅開發(fā)效果及研究剩余油分布情況，需要研究水驅倍數。水驅倍數是指儲層中驅動原油的水體體積與孔隙體積的比值[16]，實驗室中常稱為注入PV數。為了研究雙河油田V下油組的水驅倍數平面展布特征采用數值模擬的方法建立數值模型，為保證精度，模型精細到網格，即數值模型中水驅倍數等于網格累計流入水量與該網格孔隙體積之比，采用Eclipse 數值模擬計算器中的BFLOWI、BFLOWJ、BFLOWK關鍵字描述每個網格塊每個時間步長在I、J、K方向的流量，網格流經水量中其負方向(I-、J-、K-)為流入，正方向(I+、J+、K+)為流出(圖3)，即BFLOWI<0，表明水量流入網格，流入的方向為I-方向。BFLOWI0，則表明水量從網格I+方向流出。J、K方向類同，統(tǒng)計流經網格水量時用流入量或者流出量都可。基于此可得到油藏任意位置處(任意網格)的水驅倍數，確定出通過任意網格的累計水流量，計算出該網格的累計水流量與該網格孔隙體積的比值，即為該網格的水驅倍數值。確定了每個時間步長網格的流量后，要得到累計流入或流出量，需要對所有時間步長下的流量按時間進行累加求和，最終可得到每個網格的累計流入或流出的水量。

圖3 網格流動方向示意圖

為此，建立了水驅倍數機理模型：共5口井，其中4口生產井，生產井中間為1口注水井INJ-1(圖4)，注水井以200 m3/d的注水量從投產開始注水，4口生產井PROD-1、PROD-2、PROD-3、PROD-4以80 m3/d的液量生產，生產了500 d，利用上述方法統(tǒng)計出注入井和生產井網格的累計水流量。

圖4 水驅倍數機理模型示意圖

統(tǒng)計出流經各個網格的累積流入或者流出水量，利用該值除以網格的孔隙體積即可得到水驅體積倍數。為驗證該統(tǒng)計方法的正確性，利用井點所在網格水的流量與實際井點注入或產出的水量作比較(表2)，結果中可以看出，利用數值模擬方法計算的流量與實際井的產水量(注水量)極為接近，相對誤差在1%之內[17]?？梢姡脭抵的M方法可以準確計算出流經每個網格的實際流入或流出水量，從而得到水驅倍數在平面上的量化表征(圖5)。機理模型中注入水從注水井沿著到油井的主流線推進，水驅倍數在注水井周圍最高，從主流線往兩側逐漸變低。

表2 井點的計算流量與實際流量對比

圖5 機理模型水驅倍數分布

利用上述方法可以得到V下油組的水驅倍數，分析了V下油組水驅倍數和含水飽和度之間的關系，當水驅倍數達到一定數值后隨著水驅倍數的增加含水飽和度增加幅度放緩，即出現了拐點，說明水驅倍數已經達到極限，若進一步注水對原油的開采只能做“無用功”。分析認為V下油組水驅倍數拐點值為10～15，極限水驅倍數在80～100(圖6)。V下油組受長期注水的影響，注水井井底附近的水驅倍數最高，遠離注水井的區(qū)域水驅倍數往往較低(圖7)。

圖6 V下油組水驅倍數與含水飽和度關系

圖7 V下油組V151小層水驅倍數分布

2.2 沉積微相與水驅倍數的關系

結合有利沉積微相砂體展布特征(圖1)和水驅倍數分布特征(圖7)，不難看出沉積微相和水驅倍數分布特征有著很好的對應關系，原因是沉積微相決定著儲層的物性特征，而儲層物性特征又決定著砂體的吸水能力和產液能力，進而直接影響著水驅倍數。具體表現在V下油組的注水開發(fā)過程中，注入水優(yōu)先沿著水下分流河道、河口壩等儲集物性較好的砂體推進，水洗較為充分，水驅倍數較高。

V下油組中物性較好吸水產液能力強的水下分流河道和河口壩砂體水驅倍數均較高，如J8-165—W7-165—H7-135井組，井組之間一口注水井WJ7-165井對應著6口油井，但是井組的水驅倍數卻在70～100的高值附近，反映注水受效好，水驅效果充分；對于吸水產液能力較低的水下溢岸砂和前緣席狀砂而言，水驅效果一般不理想，如W7-17—J6-167—J6-175井組，除了位于水下分流河道的W7-17井附近的水驅倍數較高，達到75，位于水下溢岸砂的J6-167—J6-175井區(qū)附近的水驅倍數只有30～45，注水開發(fā)效果差，對于J6-145—W5-131—G11—5-15井區(qū)，這些井都位于水下溢岸砂體上，水驅效果極差，水驅倍數在5～10；對于V151小層的前緣席狀砂體而言，附近發(fā)育河口壩前緣席狀砂體水驅效果一般較好，如J8-165—8-156—J8-145井區(qū)，水驅倍數在60～80，而周圍不發(fā)育河口壩的前緣席狀砂體，僅僅是在注水井井底水驅倍數高，周圍砂體的水驅倍數低，反映注入水在前緣席狀砂體平面流動性差，如WF4-9—W4-9—J3-907井組。

水驅倍數較高時，水驅前緣范圍大，波及程度高。V下油組水下分流河道和河口壩微相砂體物性好，注入水推進迅速，注水效果最好，水驅倍數最高，前緣席狀砂次之，水下溢岸砂體水驅效果最差。

3 沉積微相與剩余油飽和度的關系

影響剩余油飽和度分布的主要因素有地質因素和開發(fā)因素，其中地質因素是根本原因。對于雙河油田而言，儲層物性主要受沉積微相控制，不同的沉積微相油水運動規(guī)律不同。注入水總是沿著物性好的沉積微相推進，造成不同沉積微相之間的水驅倍數不同，水驅倍數反映水洗程度，即水驅倍數高，剩余油飽和度低。

結合V下油組V151小層的水驅倍數分布圖(圖7)和剩余油飽和度分布圖(圖8)分析，儲層物性較好的沉積微相如水下分流河道的水驅倍數高而剩余油飽和度較低，如J8-165—W7-165—H7-135井組，井組對應只有1口注水井，反映注入水在水下分流河道砂體中較易推進，油井的注水受效好。而位于水下溢岸砂體的J6-145—W5-131—G11—5-15井組，除在注水井W5-131井底附近的水驅倍數高、剩余油飽和度低外，其他部位的水驅倍數都較低而剩余油飽和度較高，說明注水驅在水下溢岸砂體開發(fā)效果不理想，油井的注水受效差。總體而言，V下油組剩余油主要集中于水驅倍數較低的水下溢岸砂體及位于井網難以控制的邊部前緣席狀砂體，水下分流河道和河口壩砂體注水效果較好，剩余油零散分布在井網控制不佳區(qū)域或采油井間的死油區(qū)。

圖8 V下油組V151小層剩余油飽和度分布

對于已經進入高含水期的水驅開發(fā)油田后期調整，需要根據具體情況來調整產液結構，如對處于物性較差的沉積微相砂體中的低能、低液、低含水井采取壓裂、防砂、酸化解堵或者注水吞吐等措施增產；對處于有利微相砂體中的大厚油層采取化學堵水、封堵高水淹段、復擴射孔滲低水淹段；對多層生產井，采取卡丟封、封堵等措施簡化開采層位，減少高水淹層對低水淹層的干擾[18-19]。簡言之，結合沉積微相與水驅倍數及剩余油飽和度分布情況，對剩余油飽和度較高而水驅倍數未達到極限的區(qū)域可以繼續(xù)加大注水開發(fā)，對已經達到水驅倍數極限而仍有一定剩余油富集的區(qū)域，顯然繼續(xù)注水開發(fā)已不適用，可以考慮調整區(qū)域井網或考慮聚合物驅方式改變液流方向，提高水洗程度較低區(qū)域的水驅倍數。

4 結 論

(1)雙河油田V下油組沉積相主要為扇三角洲前緣，主要發(fā)育水下分流河道、河口壩、前緣席狀砂和水下溢岸砂體4種砂體微相。沉積微相控制著儲層的物性，水下分流河道和河口壩的孔隙度和滲透率最高，前緣席狀砂次之，水下溢岸砂體物性最差。

(2)不同的沉積微相有著不同的物性特征，從而影響著油水的運動規(guī)律，儲層物性好的砂體水驅倍數高。V下油組水驅倍數拐點值在20左右，極限水驅倍數在80～100。

(3)水驅倍數和剩余油飽和度存在良好的負相關，水驅倍數高說明水洗充分則剩余油飽和度低。沉積微相控制著儲層物性，從而影響水驅開發(fā)效果，決定著剩余油飽和度的分布情況。結合沉積微相與水驅倍數及剩余油研究結果，對查明剩余油分布、調整和部署注采井網及挖掘剩余油有重要指導意義。

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責任編輯：賀元旦

2014-12-05

國家重點基礎研究發(fā)展規(guī)劃“973”項目“中國西部疊合盆地深部有效碎屑巖儲層成因機制與發(fā)育模式”(編號：2011CB201104);甘肅省重點實驗室專項(編號：1309RTSA041)資助

陳波(1985-)，男，博士研究生，主要從事油氣儲層地質學及油氣藏開發(fā)研究。E-mail:cbo-11@163.com

1673-064X(2015)03-0053-06

TE122.2+2;TE357.6

A