[科普中国]-剩余油分布模式

不同成因砂体中剩余油分布模式

1. 冲积扇沉积砂体剩余油分布模式

由于辫状水道砂体在平面上呈网状交织的条带状, 并且辫状水道砂体厚度较大, 渗透率的方向性也较明显, 因此, 注入水主要沿冲积扇辫状水道主流线方向快速舌进; 而主水道砂体两侧边缘厚度较薄, 泥质夹层增多, 渗透率变差, 水淹程度低, 剩余油相对富集。纵向上, 砂体呈正韵律的特点, 下部水洗强烈, 中、上部水淹程度相对较低, 是剩余油富集部位。水道间砂体沉积厚度小, 渗透率低, 所以吸水差, 大部分储量动用程度低, 剩余油相对富集。

2. 河流沉积砂体剩余油分布模式

河流沉积砂体中, 曲流河道砂体展布呈蜿蜒的条带状, 辫状河道砂体呈网状交织, 渗透率同样具有明显的方向性, 因此, 注入水也是沿主河道厚砂体主流线方向快速突进, 水淹程度高, 而河道边缘薄层砂体渗透率相对低, 水洗程度差。因此, 平面上河道边缘砂体中剩余油相对富集。纵向上, 河道砂体粒径具有下粗上细, 渗透率下高上低的特点, 砂体上部或顶部水淹程度低, 但辫状河道砂体的水淹程度明显好于曲流河道砂体, 因此, 剩余油主要分布于辫状河道砂体的上部和曲流河道砂体的上、中部。河道边缘砂体以及决口扇沉积砂体厚度薄, 粒径细, 渗透率多呈中到低渗, 因此, 这部分砂体中的原油动用程度低或根本没有动用, 因而成为剩余油富集区。

3. 三角洲沉积砂体剩余油分布模式

三角洲前缘砂坝砂体, 岩石的成熟度较高, 垂向上砂体多呈现反韵律。平面上, 注入水首先沿砂体轴部突进, 随后逐渐向两侧扩展, 注入水波及程度较高, 层内水淹厚度大。但砂坝两侧的侧翼及道间浅滩砂体岩性变差, 泥质条带或夹层增多, 剩余油相对富集。席状砂和远砂坝砂体, 尽管砂体厚度较薄, 由于平面上砂体连片程度高, 层内渗透率非均质性相对弱, 垂向上多呈反韵律, 注采井网易于控制, 因此, 层内水淹程度高, 平面上注入水推进缓慢且相对均匀。纵向上反韵律和反复合韵律的砂体在水洗过程中, 注入水沿中上部的高渗透段突进, 随后由于油水密度差的影响, 在重力作用下, 注入水向砂体下部缓慢推进, 所以远砂坝水淹程度和水淹厚度较大, 但在底部仍有部分低渗带未能水洗或注入水波及程度低, 因而可以成为剩余油相对富集区。水下河道砂体呈正韵律, 上部水洗程度低, 水下河道边缘泥质含量增多, 渗透率相对低, 其上部和边缘微相带仍有部分原油尚未驱替, 因而成为剩余油相对富集区。三角洲平原沉积砂体的剩余油分布与曲流河沉积砂体剩余油分布形式类似, 剩余油主要富集于主河道砂体的中、上部以及河道边缘相带的砂体中。1

封闭性断层遮挡的剩余油分布模式断块内开启性断层往往使油水沿断层流动至浅层储层中, 但封闭性断层却起到了遮挡油水向上继续流动而滞留于局部相对高部位形成剩余油富集区。尤其是在断层附近缺少注水井的情况下, 油井仅单一方向受效, 此现象更为突出。此外, 对于油藏饱和油的情况下, 在北部边界断层附近由于缺少注水井而使其断层附近的采油井单一方向受效, 因此在北界断层附近即使构造相对低也可造成剩余油富集。图A总结了胜坨油田坨 30 断块由于封闭性断层遮挡造成的剩余油分布模式。图表明在 1, 2 号边界断层附近的采油井仅受来自东南一个方向注水井的影响, 单一方向受效, 因此在边界断层夹持的地区剩余油相对富集, 如 小层经油藏数模分析其剩余油饱和度大于 54%。图B 和 D 表明断块内部两条断层夹持的地区, 表面上采油井受多个方向注水井的影响, 但是由于封闭性断层的影响, 实际上采油井仍处于单一方向受效, 因此在断层夹持的构造相对高部位剩余油相对富集, 如 11小层。图C 表明在北部边界断层的构造相对低部位, 由于注采井网的不匹配, 加之西北方向边水的影响对图中的采油井的作用较小, 因此处于断层附近的来自采油井受西南方向注水井的影响, 而东南方向砂体尖灭, 采油井仍为单一方向受效, 故而断层附近采油井剩余油相对富集, 如 82小层。此外, 正向微型构造往往有利于剩余油富集。在封闭性断层与正向微型构造相匹配的微断鼻发育部位仍然是剩余油的相对富集区。

注采井网不完善造成的剩余油分布模式对注水开发油层而言, 每个油层都必须处于有效的水驱条件下开发, 任何一个油砂体若注采系统不完善, 都不能很好地动用起来。经主力油层数模和测井解释及其砂体展布和沉积微相综合分析, 研究区由于注采井网不完善造成的剩余油分布模式见图。油砂体上既没有注水井, 也没有采油井, 这种匹配方式必然造成该油层的油采不出来, 而成为保持原始状况的未动用油层。如胜坨油田坨 30 断块的 2 1 小层 1 4 728 井与 4 41 井之间的河道砂体上既无采油井也无注水井, 这种匹配方式造成油层处于憋高压状态, 平均压力高于该小层平均压力的 30%左右, 油砂体剩余油饱和度大于 60% (图A); 油砂体分布范围内只有注水井, 而无采油井, 随着注入水进入油层, 往往使地层压力不断增大成为憋高压的未动用油层; 油砂体分布范围内只有采油井而无注水井, 该油层往往成为低压的动用程度低或基本未动用油层, 如 23小层在 4 728 井、3 65 井和 4 75 井等井区的油砂体中,仅 4 75 井为采油井而油层内无注水井, 4 75 井附近压力偏低, 而油砂体的其他部位剩余油饱和度一般大于 66% , 油层处于基本未动用状态 (图B)。此外, 对于已动用的油层, 由于平面和层间矛盾的存在, 加之断块内封闭性断层影响以及注采井网不够完善, 往往造成一部分油层动用充分或比较充分, 而另一部分油层却动用不好或基本未动用, 因而造成这部分油层成为剩余油的滞留区, 如 83小层在 2 89, 3 839, 3 701 等井区, 油砂体厚度 12～20 m 左右, 砂体连片程度高, 但是由于断块内 6 号断层和 5 号断层中部的封闭作用以及在此井区内多数井处于没有射开本层位, 因此造成该井区剩余油饱和度偏高, 由于油层厚度相对大所以剩余油富集 (图C)。特别值得提出的是, 注水井处油砂体不十分发育, 注水效果差, 而采油井处却发育又分布较广的油层, 这些井区的油层多数动用不好, 是比较高品位的滞留区, 即剩余油富集区, 如 21小层在 2 3 井区, 2 3 井 (注水井)处于河道边缘, 而 2 33 井处于主河道部位, 由于 2 3 井和 3 51 井注水效果较差, 因此在主河道部位剩余油相对富集, 经油藏数模分析, 剩余油饱和度大于 60% (图D)。1

剩余油分布的控制因素剩余油分布受沉积条件、储层非均质性、构造特征、注采开发动态和增产措施等因素的控制。

(一) 沉积条件的控制作用

沉积条件不仅决定了碎屑岩的沉积韵律特征、沉积层理类型, 同时也控制了砂岩的空间分布和沉积微相展布以及储层的非均质性。而不同的韵律特征, 层理类型, 不同的沉积微相又影响了开发后期剩余油的分布。

1. 沉积韵律性决定了油层的水淹类型和水洗程度正韵律油层下部或底部物性和粒度较上部高, 纵向渗透率级差大, 下部常有高渗透或特高渗透段, 油层下部水推进速度快, 水洗充分, 剩余油集中于油层的中、上部。随着注水开发时间的延续, 水洗厚度逐渐增加, 油层中部受到水洗, 剩余油集中于油层上部。某些正韵律油层上部泥质夹层增多, 阻止了水的向上运动, 使这种剩余油难以产出。通过胜坨油田沙二段检查井资料分析, 冲积扇砂体由于成分成熟度和结构成熟度较低, 加之层内夹层发育, 因此其水淹情况相对复杂。水通常沿油层底部颗粒较均质段流动, 油层内夹层上部水淹程度高; 在油层内渗透率相对较均匀的部位以及层内夹层的上部水淹程度较高, 而在渗透率变化频繁的油层上部或夹层以下砂体的上部剩余油呈条带状富集。图为 3 6 33 井中冲积扇砂体岩性、物性、含油性及水洗程度综合图。

对于河流相砂体而言, 注入水首先沿油层下部砾状和粗、中砂组成的单元突进, 在多个单元组成的砂体中,下部单元的水淹程度比上部单元高。当油层处于中含水期时, 水洗段不明显,即使有水洗段, 水洗厚度也较小,仅占全层厚度的 4.4%～17.8% , 而在高含水期密闭取心井岩心观察,单元底部岩心大部发白, 驱油效率一般为 50% ～80% , 这是由于在重力作用影响下,注入水沿单元底部窜流的结果。当油层内有相对稳定, 且厚度大于 1m 的夹层时,则夹层上下油层水淹程度差异明显。夹层上部单元的底部水淹程度高, 夹层下部单元的顶部水淹程度低。经胜坨油田沙二段中、高含水期钻遇河流相这类相带的密闭取心检查井的 220 m 岩心统计, 在中含水期达到“水洗”级别的扫油厚度系数在 24 + 5和 33 + 4层分别为19.7%和 25.5% , 而高含 水期同层 达到“水洗”+“强水 洗”级 别的 扫油厚 度系 数分别 为35.8%和 32.6% ,到高含水期不仅“水洗”级的扫油厚度系数增加, 而且强度也增大。但也只占油层厚度的 1/ 3。说明这类油层水洗厚度薄, 水沿单元下部突进, 剖面上部水淹程度差,还有较多的剩余油。据 300 块样品统计, 河流相砂体剩余油主要分布在中上部, 剩余油饱和度为 45%～55% , 而下部仅为 10%～30% (图1)。三角洲平原分流河道亚相砂体纵向水淹特点及剩余油分布与河流相砂体类似,其下部水淹程度高(图 2)。

反韵律油层上部物性和粒度高于下部, 即高渗透段位于油层上部, 注入水的水线推进速度是上部高于下部, 但由于重力 (对于亲水油层还有毛细管力) 作用使水下沉, 减缓了油层上部的水线推进速度, 扩大了下部的水洗厚度。在注入水驱动力和重力的共同作用下, 水沿油层上部、中部和下部全面推进, 油层水淹厚度大, 全层水洗较均匀 (图 3) ,中心微相带因渗透率高, 仍是首先水淹, 但剩余油仍在油层上部富集。图4为2 2 J1502井代表三角洲前缘砂坝沉积砂体岩性、水淹特征和驱油效率综合图。图中表明全层水淹相对均匀, 驱油效率基本接近, 在 25% ～40%。在渗透率级差较小的油层内, 水淹厚度系数大, 但仍表现为底部先见水。但当油层内有夹层存在时, 油水运动在垂向上置换受到限制, 在夹层以上单元的底部出现水洗程度较高段。经密闭取心井含油饱和度资料统计, 这类油层上部剩余油含量较下部高, 一般下、中部含油饱和度较上部高 5%～10% , 故剩余油多富集在油层的中上部。

复合韵律油层内水淹特征相对复杂, 其水淹强度和水洗程度介于上述韵律型油层之间。研究区上油组主力油层砂岩以正韵律为主, 油层中、上部的水洗程度低, 多数为弱水淹或未水淹; 而下油组主力油层砂岩以反韵律和均质韵律为主, 油层顶部和部分油层底部水洗程度差, 以弱水淹为特征。

2. 沉积构造影响水驱油效果和剩余油分布

沉积作用往往造成砂岩呈现多种多样的层理类型, 这些微细层理内部纹层渗透率差异是很大的。大量水驱油实验证实, 在注水过程中注入水往往会沿沉积层理中的高渗透纹层水洗干净, 而沿低渗透纹层水驱油效果较差。此外, 不同层理类型对水驱油的影响也是有差异的。水平 (平行) 层理、微波状层理由于基本平行于层面, 分布稳定, 延伸距离远,按正常的射孔和注水采油, 必然使注入水易沿相对高的渗透纹层驱油, 水驱油不彻底, 造成水驱油效果差。尤其是当注水压力过高, 造成层理面开启, 可能形成水窜, 致使水驱油不彻底, 因而剩余油相对富集。研究区边缘微相带砂体多发育微波状层理和水平层理, 因而在此微相带中, 剩余油相对富集。交错层理和槽状交错层理在注水过程中, 水推进的速度相对缓慢, 水驱油效果好, 板状斜层理的水驱油效果介于两者之间。研究区中心微相带中的砂体 (尤其是心滩、边滩和砂坝及席状砂等) 中交错层理和板状层理相对发育, 因此在中心微相带中的油层水驱油效果相对好。

3. 沉积微相控制水驱油过程中油水运动规律

在注水开发过程中, 除了沉积韵律和层理构造对剩余油分布有不同程度的影响外, 沉积微相的平面展布也同样对油水运动规律有明显的控制作用。注入水在平面上总是沿高渗带快速突进。研究区平面渗透率往往具有一定的方向性, 顺砂体展布方向储集参数变化较小, 而垂直砂体展布方向储集参数突变较快, 尤其是上油组 (右图)。对于河流相沉积的河道砂而言, 平面上注入水优先沿河床凹槽的主流线方向快速突进, 并且, 由于河道砂体内部渗透率具有一定的方向性, 因此注入水向下游方向的流动速度明显快于向上游方向。对于具下粗上细的正韵律砂体而言, 油水密度差带来的重力作用和底部高渗透段的存在都促使注入水沿砂体底部高渗透段快速突进。河道砂侧积形成的上部发育的泥质纹层增加了水向上窜流的阻力, 减缓了水淹厚度的扩大, 层内水淹厚度小。因此, 处于河道砂体部位的油井注水受效快, 但含水上升也快, 到达同样的采出程度时其较三角洲砂坝沉积砂体的含水高, 耗水量大。注入水沿高渗带窜流, 绕过低渗区, 从而使低渗区或低渗带注入水波及不到, 原油滞留而形成剩余油滞留区。下油组顺古水流方向储层储集参数呈相对平稳的渐变式, 而垂直古水流方向储集参数变化较大 (右图) , 因此注入水也是首先沿渗透率变化小的方向推进, 然后向两侧逐渐扩展。在三角洲前缘砂坝侧翼或道间浅滩等薄砂层发育区易形成剩余油富集。因此, 对于三角洲相沉积的砂坝砂而言, 平面上注入水仍然有沿砂体轴部 (相当于主流线) 突进的现象, 但注入水逐渐向两侧扩展, 较之河道砂体注入水推进的要均匀。由于砂坝砂体储油物性较好, 以反韵律和均质韵律砂体为主, 加之油水密度差的重力作用往往使层内水淹厚度较大, 驱油效率较好。处于砂坝主体部位的油井仍然可以形成高产井, 而且含水上升较慢, 一般可成为高产稳产井。在砂坝主体部位油井含水较高时, 及时转为注水井, 可以使周围较多的油井较均匀的受效, 取得很好的平面接替稳产作用。

(二) 储层非均质性的控制作用

储层非均质性是剩余油分布的主要控制因素。不管是沉积的还是储层的因素, 归根到底还是储层的微观和宏观非均质程度。

1. 储层孔隙结构和润湿性直接影响驱油效率从剩余油 (残余油) 形成机理分析中可知, 绕流产生的根本原因是储层孔隙结构的非均质性。真实砂岩模型的水驱油实验表明, 各油层剩余油 (残余油) 主要是绕流形成的,因此, 孔隙结构特征, 尤其是孔隙结构的非均质程度是影响油层驱油效率不容忽视的因素。

2. 油水粘度比对驱油效率的影响

储层孔隙结构的非均质性致使孔喉配置关系复杂, 这时油滴通过喉道时需要更大的压差, 如果地下原油粘度大, 油水粘度比高, 原油的流动粘滞力大, 使孔隙中的油滴难以通过喉道, 发生“液阻”现象, 因而降低驱油效率, 高含水开发期特别长。

3. 粘土矿物和碳酸盐等胶结物的影响

碎屑岩颗粒之间常见粘土矿物和碳酸盐等胶结物充填孔隙。不同的粘土矿物在颗粒之间孔隙中的存在形式不同。高岭石常以微细片状集合体分布于孔隙中, 蒙脱石和伊/ 蒙混层常以薄膜式附着于颗粒表面, 丝状伊利石常以搭桥式充填于孔隙喉道间。

4. 层内夹层对水驱油效果的影响

厚油层内常常具有岩性和物性夹层。层内夹层在注采井组范围内的分布状况对油水运动和开发效果起着很大的影响。

5. 储层的非均质程度对剩余油分布的影响

综合分析研究区主力油层的储集参数和剩余油饱和度的分布发现, 平面上储层非均质程度越高的区域, 剩余油饱和度相对高, 反之, 则剩余油饱和度相对低。

(三) 构造特征的控制作用

油田经过长期的注水开发, 剩余油分布在不同开发时期受构造因素控制的程度是不同的。在中低含水开发时期, 剩余油分布主要受断块构造的控制, 如坨 30 断块的背斜构造的高部位剩余油富集。到特高含水开发期, 背斜构造虽然也已起到一定的控制, 但局部具有一定幅度的微型构造, 尤其是微断鼻构造对剩余油分布起到了主要的控制作用。由于长期注水开发, 原来为一个统一圈闭内的油水界面因微型构造的变化而分割成不同的微型圈闭, 其形态对剩余油分布起重要的控制作用。在油藏内部, 当注水井周围方向上层内压力梯度、物性条件基本相同时, 注入水在重力的作用下, 首先向处于构造低部位 (负向微型构造) 的采油井突进, 在构造低部位首先形成水淹区, 并且首先达到较高的水淹程度, 这时剩余油主要分布于构造高部位 (正向微型构造)。对研究区而言, 处于微断鼻和微背斜上油井, 各个方向均为向上驱油, 剩余油相对富集, 对油井生产有利。然而, 微背斜多形成于构造平缓的油层, 即 sinα d 值相对小, 向上驱油的作用减弱, 油水重力分异作用也弱; 微断鼻构造虽然只有三个方向上驱, 但因这种构造倾角相对较大, 幅度也较大, 对向上驱油和油水重力分异有利。又因为研究区断层发育, 断块内发育微断鼻构造, 因此微断鼻构造的重要性远超过微背斜构造, 在微断鼻构造部位往往有利于剩余油富集。

此外, 断层的封闭与开启与否对剩余油富集也起到控制作用。一般地, 由于封闭性断层的存在往往造成注采系统的不完善, 断层附近油井一般为单方向受效, 靠近断层区域水驱油效果差, 易形成较为有利的剩余油富集区。但是, 开启性断层的存在却使注入水易沿断层面方向水窜或使注入水从断层的一侧窜到另一侧。当注入水沿断层面窜流时, 在其附近的油层 (孔隙) 中的油则驱不出来, 留下一些很难预料的“滞流区”, 因而成为剩余油的富集区。1