摘要：濮城油田東區(qū)沙二上2+3油藏為厚層非均質(zhì)油藏，儲層沉積微相控制著儲層物性和儲層的非均質(zhì)特征，造成水驅(qū)動(dòng)用狀況存在較大的差異。通過地層精細(xì)對比、構(gòu)造精細(xì)刻畫、沉積微相研究、三維地質(zhì)建模，精細(xì)刻畫砂體展布、儲層發(fā)育以及剩余油分布特點(diǎn)，繼而制定合理可行的開發(fā)技術(shù)政策，進(jìn)一步有效提高油藏水驅(qū)波及體積、改善油藏開發(fā)效果。

關(guān)鍵詞：沉積相;構(gòu)造;非均質(zhì)性;剩余油

1 前言

濮城油田東區(qū)2+3油藏是沙河街組沙二段上部第二、第三兩個(gè)砂層組組成的一套含油層系，屬具有邊水的構(gòu)造層狀油藏。油藏具有如下地質(zhì)特征：

（1）儲層沉積特征表現(xiàn)為淺水環(huán)境下的快速沉積巖性特征，為辮狀河三角洲沉積體系，砂體物源主要來自東北方向。油層主要在斷層高部位較發(fā)育，東部只發(fā)育沙二上2砂組的上油組，油層由西向東逐漸變薄并過渡為水層。

（2）油藏屬于常壓系統(tǒng)，地層壓力系數(shù)1.0。除個(gè)別小層油水界面稍低外，油水界面多為-2440米，油藏邊水活躍。

2 開發(fā)研究現(xiàn)狀

該油藏經(jīng)過30多年的高速注水開發(fā)，已進(jìn)入特高含水油藏開發(fā)后期，面臨的主要問題有：一是儲層物性差異較大，一類層吸水強(qiáng)度較大，二三類層動(dòng)用較差，而且隔層較薄，多數(shù)井點(diǎn)上隔層不足1m，給分層開采帶來較大的困難，無法進(jìn)行分層開采或采用細(xì)分層系的開發(fā)方式進(jìn)行調(diào)整治理，層間矛盾比較突出。二是長期的注水開發(fā)進(jìn)一步加劇了層內(nèi)矛盾，造成油藏水驅(qū)動(dòng)用差異大，水驅(qū)效率低。

目前東沙二上2+3油藏平均注采井距為280米，注采對應(yīng)連通率為82.3%，水驅(qū)控制程度為81.8%，水驅(qū)動(dòng)用程度為58.3%。主力層井網(wǎng)相對完善，差層井網(wǎng)控制程度低，儲量動(dòng)用不均衡。

3 精細(xì)開發(fā)研究

針對開發(fā)中出現(xiàn)的問題，通過地層精細(xì)對比、構(gòu)造精細(xì)刻畫、沉積微相研究、三維地質(zhì)建模和數(shù)模研究，搞清楚剩余油分布規(guī)律，做到精細(xì)調(diào)整，有的放矢。

3.1 地層精細(xì)對比

開展地層精細(xì)對比研究，將東區(qū)沙二上2+3的2套砂組細(xì)分為19個(gè)流動(dòng)單元，其中沙二上2砂組分為9個(gè)流動(dòng)單元，沙二上3砂組分為10個(gè)流動(dòng)單元，完成了分層數(shù)據(jù)資料的統(tǒng)計(jì)，建立了分層數(shù)據(jù)庫。

儲層沉積特征表現(xiàn)為淺水環(huán)境下的快速沉積巖性特征，為辮狀河三角洲沉積體系，砂體物源主要來自東北方向。順物源方向，河道砂體連通較好，垂直物源方向，河道砂體連通不好。沙二上2砂組油層在斷層高部位全區(qū)發(fā)育，平均砂巖厚度17.3米，砂巖連通率92.4%，在構(gòu)造低部位僅發(fā)育沙二上2的上油組，平均油層有效厚度2-3米，沙二上3的上油組僅發(fā)育在斷層高部位，多呈土豆?fàn)罘植?沙二上3的下油組全區(qū)發(fā)育水層。

3.2 構(gòu)造精細(xì)刻畫

濮城油田東區(qū)位于濮城背斜構(gòu)造東翼，整體構(gòu)造形態(tài)為一半背斜，為西傾斷層與東傾地層組成的反向屋脊式斷塊，構(gòu)造面積約9.8Km2。通過斷點(diǎn)與同相軸響應(yīng)結(jié)合追蹤的方法，精細(xì)解釋了整個(gè)構(gòu)造Ⅱ級、Ⅲ級、Ⅳ級斷層共80多條。為油水分布的認(rèn)識提供了有力依據(jù)。本次研究立足于三維地震進(jìn)行斷層精細(xì)解釋，主要利用地震反射特征進(jìn)行斷層識別。

在地震剖面上大斷層很容易識別，主要表現(xiàn)為：（1）反射同相軸或波組發(fā)生明顯的錯(cuò)斷;（2）斷層處的反射同相軸發(fā)生波形轉(zhuǎn)變、能量減弱等特點(diǎn)[1];（3）剖面上高序級斷層附近會(huì)出現(xiàn)斷裂帶;（4）斷層延伸一般較遠(yuǎn)，對區(qū)塊或區(qū)帶起著控制作用等一些很明顯的特征。低序級斷層的斷距和延伸長度上規(guī)模都比較小，在剖面上同相軸變化很微弱，特別是一些斷距小于10m的低序級斷層。在地震剖面上，其主要特征表現(xiàn)為：（1）地震同相軸相位的微小錯(cuò)開;（2）地震同相軸相位發(fā)生扭曲;（3）反射振幅突然變?nèi)趸蜃儚?qiáng);（4）相鄰層位的錯(cuò)動(dòng);（5）同相軸形狀突變;（6）同相軸發(fā)生強(qiáng)相位轉(zhuǎn)換。

3.3 沉積微相研究

東區(qū)沙二上2+3油藏巖石粒度較細(xì)，主要為泥巖、泥質(zhì)粉砂巖和粉砂巖，其中構(gòu)成儲層的是粉砂巖。鏡下觀察表明該區(qū)砂巖雜基含量較高，52%的巖樣雜基含量大于15%，石英含量一般為45-74%，平均為62.4%，長石含量10-31.3%，平均23.6%，巖屑含量10-20%，平均14%，Q/R+F=1.66。砂巖粒徑0.01-0.7mm，以0.05-0.25mm為主。砂粒磨圓度為次棱-圓，分選系數(shù)1.19-2.13，平均1.51，中好為主，多見斑狀結(jié)構(gòu)和似斑狀結(jié)構(gòu)。以上結(jié)果說明，本區(qū)儲層主要為粉砂巖，具有較低的成份成熟度和較高的結(jié)構(gòu)成熟度。在巖心描述、粒度分析、測井相分析的基礎(chǔ)上分析區(qū)域沉積微相類型：水下分流河道、前緣席狀砂、遠(yuǎn)砂壩、淺湖等。

依椐巖石及沉積特征，確定該區(qū)沉積屬較淺水的辮狀河三角洲沉積，研究區(qū)位于辮狀河三角洲前緣相帶，依據(jù)巖石相垂向沉積序列，在巖心中識別出辮狀河道、河道間微相、席狀砂微相、遠(yuǎn)砂微相、深湖—半深湖相等沉積微相。砂體主要是辮狀河道砂體及較少量的河道間和席狀砂。

根據(jù)沉積微相巖電特征，劃分了東區(qū)沙二上2+3油藏19個(gè)流動(dòng)單元的沉積微相，并編制了沉積微相分布圖。以主力層沙二上2的第5個(gè)流動(dòng)單元來概述本區(qū)的微相分布特征：物源以東北部及東南部為主，發(fā)育辮狀水道相、水道間相、席狀砂微相。東北部源區(qū)在濮5-151井、濮5-188井處形成片狀展布的辮狀水道砂體，砂體厚度大于8米，水道呈舌狀由東北向東南延伸;水道間砂體呈帶狀分布于東北部，至本區(qū)中部消失。東部物源在濮5-7井、濮5-35井處向西南部延伸，以帶狀水道砂體分布，厚度大于6米;水道間砂體呈條狀、土豆?fàn)罘植加谒郎绑w之間，延伸較短，在水道消失處發(fā)育前緣砂體，厚度2-4米?？傮w上看該流動(dòng)單元砂巖發(fā)育。

3.4儲層非均質(zhì)性研究

儲層非均質(zhì)性是指儲層內(nèi)部的不均一性[2]，也就是儲層砂體內(nèi)部及其之間的差別、相互關(guān)系等。儲層非均質(zhì)性決定了油藏內(nèi)流體的流動(dòng)特性，進(jìn)而決定了剩余油的分布，因而評價(jià)儲層的非均質(zhì)性成為儲層表征的重點(diǎn)和目標(biāo)之一。。

（1）層間非均質(zhì)性研究

其滲透率變異系數(shù)為0.49，級差是5.4，突進(jìn)系數(shù)1.6，平均值是154.1，最大是241.2，最小值是44.7，東區(qū)沙二上2+3的層間非均質(zhì)較弱，層間總體上為較均質(zhì)儲層。

（2）層內(nèi)非均質(zhì)性研究

對流動(dòng)單元的砂體鉆遇率統(tǒng)計(jì)表明，鉆遇率最小為36%，最高達(dá)到92%，平均為74%。除2砂組的6流動(dòng)單元及3砂組的10流動(dòng)單元砂體鉆遇率小于43%，其余的流動(dòng)單元砂體鉆遇率基本超過60%，說明本區(qū)砂體鉆遇率比較高，砂體的連續(xù)性較好。依據(jù)單井物性解釋結(jié)果，勾繪了各流動(dòng)單元的孔滲圖。2.4小層的滲透率變異系數(shù)為0.49，級差是682.14，突進(jìn)系數(shù)5.3，平均值是179.47，最大是955，最小值是1.4，東區(qū)沙二上2.4的層內(nèi)非均質(zhì)較強(qiáng)。3.1小層的滲透率變異系數(shù)為0.49，級差是796.08，突進(jìn)系數(shù)3.96，平均值是241.2，最大是955.3，最小值是1.2，東區(qū)沙二上3.1的層內(nèi)非均質(zhì)較強(qiáng)。

（3）平面非均質(zhì)性研究

不同的沉積環(huán)境，由于沉積方式不同，水動(dòng)力特征也各有差異，形成不同的垂向韻律特征，決定了平面非均質(zhì)的不同。本區(qū)發(fā)育水道微相、前緣席狀砂微相、遠(yuǎn)砂微相，它們的非均質(zhì)性各有特點(diǎn)：水道相儲層非均質(zhì)性嚴(yán)重，席狀砂微相非均質(zhì)性中等。

4 剩余油研究

本次剩余油研究以深化油藏地質(zhì)認(rèn)識和油藏精細(xì)描述為基礎(chǔ)，以油藏動(dòng)態(tài)、油井產(chǎn)出剖面、水井吸水剖面等動(dòng)態(tài)監(jiān)測資料分析為依據(jù)，綜合應(yīng)用油藏工程方法和數(shù)值模擬，定性、定量研究剩余油的分布狀況。

三維立體建模平面上網(wǎng)格密度為20m×20m，縱向上將該油藏地層分為2個(gè)砂組，劃分為19個(gè)小層，縱向網(wǎng)格高度0.5～1m。選擇黑油模型[3]，對建立的三維兩相地質(zhì)模型進(jìn)行數(shù)值模擬計(jì)算。

從剩余油的平面分布規(guī)律、各模擬層的開發(fā)指標(biāo)和剩余分布圖看，控制剩余油分布的因素主要有三個(gè)：

1、構(gòu)造因素：由于斷層的遮擋，斷層附近剩油較集中，靠近斷層附近的區(qū)域，剩余油飽和度一般較高，大于0.4。在井網(wǎng)控制不住的微構(gòu)造高點(diǎn)也是剩、余油富集的地區(qū)。

2、巖性和儲層非均質(zhì)性：由于巖性的變化，砂巖變薄、滲透性變差的地區(qū)，剩余油飽和度較高。由于儲層的非均質(zhì)性影響，縱向上導(dǎo)致層間差異，平面上導(dǎo)致水驅(qū)不均勻，在物性變差的低滲層和低滲區(qū)域，水驅(qū)動(dòng)用程度差或未動(dòng)用，剩余油飽和度高，剩余油富集。

3、注采系統(tǒng)：包括注采井網(wǎng)、注采井位和注采強(qiáng)度。在注采井網(wǎng)不完善或因注采層位和注采強(qiáng)度導(dǎo)致的水驅(qū)控制和動(dòng)用差或未動(dòng)用的地方，也是剩余油富集區(qū)域。

5 結(jié)論

（1）通過構(gòu)造精細(xì)解釋，刻畫低序級斷層，判斷斷層在儲層分布的控制作用，對于油藏的精細(xì)開發(fā)具有重要的指導(dǎo)作用。

（2）不同的沉積微相有著不同的儲油特點(diǎn)，對應(yīng)著不同的開發(fā)方式，精細(xì)刻畫沉積微相并搞清楚相應(yīng)的儲層結(jié)構(gòu)對于精細(xì)挖潛有重要作用。

（3）利用建模和數(shù)模手段精細(xì)刻畫剩余油，并進(jìn)行分類分析，對于油田開發(fā)有直觀的指導(dǎo)作用。

參考文獻(xiàn)：

[1] 李帥，李金奇.少數(shù)井控制的大區(qū)域二維地震解釋方法[J].內(nèi)蒙古石油化工，2011，37（205）：23～27