底水砂巖油藏夾層及其對剩余油分布的影響研究
——以塔河油田1區三疊系阿一段油藏為例

陽國進，梁宏剛 （中石化西北油田分公司勘探開發研究院，新疆 烏魯木齊830011）

塔河油田1區位于塔里木盆地沙雅隆起阿克庫勒凸起南部，是艾協克南-桑塔木鹽邊構造帶上的一個局部構造。開發目的層位為三疊系中統阿克庫勒組一段 （簡稱阿一段），為辮狀河三角洲平原河道微相沉積，物源方向為北東方向，隔夾層比較發育，砂體總厚度100m左右。油層埋深4600m左右，為一個底水、低幅斷背斜、中-高孔、中-高滲砂巖油藏，驅動類型以底水驅為主，其次為彈性驅。該油藏經多年開發，目前含水高達80%，采油速度1．54%，采出程度21．7%，處于遞減階段，油藏開發中暴露出了諸多問題：①油藏采液強度大，含水上升快，導致油藏水驅效果變差，產量遞減趨勢增大，油水運動特征不清，對剩余油分布的情況不清；②剩余油分布已經比較分散，原有的地質模型已經不能適應開發的需要。因此，亟需通過油藏描述研究，尤其是隔夾層的分布研究，建立更為精確的地質模型以預測地下剩余油分布情況，最終提高油藏開發效果。下面，筆者對塔河油田1區三疊系阿一段底水砂巖油藏夾層及其對剩余油分布的影響進行了研究。

1 夾層識別、對比及描述

1．1 夾層識別

由于沉積水動力變化、沉積物性質及沉積期后成巖作用等多種因素影響，河道砂體都會發育夾層。參考前人的研究結果［1-3］，通過油藏取心井的巖心觀察并結合測井資料，將研究區內的夾層劃分為泥質夾層、鈣質夾層及物性夾層3種類型。

1）泥質夾層 巖心以泥巖薄層、泥質條帶為主，測井曲線上表現為 “三高一低”，即高泥質含量、高自然伽馬、高自然電位和低孔滲。

2）鈣質夾層 巖心巖性以鈣質膠結的致密細砂巖、中砂巖為主，測井曲線上表現為 “一高三低”，即高電阻率、低自然伽馬、低自然電位和低孔滲，其顯著特征是出現高電阻率異常 （即通常說的 “鈣尖”）。

3）物性夾層 在巖心上表現為粒度變細和泥質含量高，測井曲線上表現為 “四低”，即低自然伽馬、低自然電位、低電阻率和低孔滲。

按此標準，在17口井共識別30個夾層，累計夾層厚度27．4m，單個夾層厚度0．3～1．7m （見表1）。

1．2 夾層對比

將研究區內測井、分層等數據輸入Petrel建模軟件，用軟件的相關模塊建立骨架剖面，利用自然伽馬、自然電位、泥質含量、滲透率和孔隙度曲線進行小層和夾層劃分與對比［4-6］。

表1 塔河油田1區阿一段夾層統計表

目的層段分為Ⅲ1、Ⅲ2、Ⅲ3、Ⅲ4共4個小層 （見圖1），依據夾層發育情況，將Ⅲ1小層二分，Ⅲ3小層三分，共分為7個層，其對應6套夾層，從上自下記為1號、2號、3號、4號、5號、6號夾層 （見圖1）。

1．3 夾層描述

利用區內17口單井測井和巖心資料，對小層、夾層劃分進行對比研究，繪制了各小層的平面分布圖。1號夾層包括泥質夾層、物性夾層，泥質夾層主要分布在南部，物性夾層分布在西北部，夾層形狀為長軸方向北東向的橢圓形，與物源方向一致 （見圖2）；2號夾層包括泥質夾層、物性夾層、鈣質夾層，分布范圍較1號夾層更廣，泥質夾層主要分布在中部，向南、向東為物性夾層，東部S51井附近有一層鈣質夾層分布 （見圖3）；3號夾層包括物性夾層、鈣質夾層，分布范圍較1、2號夾層更小，僅限于油藏東南部和西北部，呈北東向展布 （見圖4）；4號夾層包括泥質夾層、物性夾層和鈣質夾層，分布范圍更小，僅在東部斷層附近有條狀分布，在南部有小范圍的鈣質夾層分布 （見圖5）；5號、6號夾層均為物性夾層，分別分布于油藏的中部和東部，分布范圍很小。此外，上述夾層在縱向上分布特征如下：物性夾層和縱向上從上到下夾層數量變少，夾層厚度變小；1、2號夾層分布相對較廣，鉆遇井數較多，3、4、5、6號夾層分布范圍較小且零散。

圖1 塔河油田1區阿一段油藏小層及夾層縱向劃分模式圖

圖2 1號夾層平面展布圖

圖3 2號夾層平面展布圖

圖4 3號夾層平面展布圖

圖5 4號夾層平面展布圖

2 夾層模型及其對剩余油分布的影響

2．1 夾層模型的建立

該研究區內部斷層少，構造較簡單，在建立斷層三維模型和7個小層頂面構造模型后，以各砂層頂面構造形態和單井夾層數據為基礎，以夾層平面厚度分布為約束，建立各砂層及夾層的空間展布模型 （見圖6），該模型包括13個地層單元，即7個砂層和6個夾層。采用平面30m×30m，垂向網格以0．5～1m為網格步長，建立油藏的網格模型。對夾層和儲層分別賦予不同的值進行表征，建立夾層-儲層巖相模型。用巖相模型作為約束建立屬性模型，即得到油藏地質模型。

圖6 油藏夾層空間展布模型

2．2 夾層對剩余油分布的影響

將油藏地質模型粗化后輸出給Eclipse軟件進行數值模擬，得到油藏剩余油分布模型，典型剖面圖如圖7和圖8所示，剩余油飽和度柵狀圖如圖9所示。分析上述圖形，可以看出如下特征：①在油水界面附近的夾層，對剩余油控制作用最為明顯 （見圖7和圖8），尤其是井間發育的夾層，在夾層之上基本保持原始的含油飽和度，油水界面基本無變化 （見圖9）；②在油水界面之下發育的夾層，不能抑制底水上升，油水界面抬升幅度較大，如4、5、6號夾層，對剩余油分布基本不起作用 （見圖8）。

圖7 過TK138-TK107H-TK102井剩余油剖面圖

圖8 過TK129井剩余油剖面圖

3 實施效果分析

根據油藏描述結果，綜合考慮夾層分布、構造部位、井距等因素，部署了一批加密調整井，新鉆井驗證了油水界面變化主要與夾層的分布有關，具體內容如下：①在油水界面附近發育夾層的井，實鉆油水界面基本未抬升。以TK129和TK130井為例，其油水界面附近的夾層均起到了抑制底水錐進的作用，油水界面均未變化，分析認為是油水界面附近的夾層抑制了底水錐進。②油水界面附近未發育夾層的井，受鄰井的高采出、高含水的影響，油水界面抬升幅度較大。以TK132井為例，其處于構造較高部位，鉆遇阿一段油層17m，實鉆油水界面為-3640．7m，較原始油水界面 （-3646m）抬升5．3m，該井油水界面抬升主要是受鄰井TK101、TK106H高采出影響，導致底水錐進、脊進，油水界面抬升。③油水界面之上發育夾層的TK138井，其油水界面抬升至夾層底部，夾層之上仍為純油層 （8m），而其鄰井TK107H已幾乎全部水淹。

圖9 1區三疊系阿一段剩余油飽和度柵狀圖

4 結 論

1）塔河油田1區三疊系油藏夾層具有如下特征：夾層類型以泥質夾層和物性夾層為主，鈣質夾層較少；縱向上從上到下夾層厚度變小，數量變少；夾層分布受水流、物源方向影響，長軸方向多為北東方向。

2）位于油藏油水界面附近，尤其是油水界面之上的夾層，對抑制底水錐進作用明顯；在油水界面之下的夾層不能抑制底水錐進，與剩余油分布無關。

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