東濮凹陷胡12區(qū)塊儲層非均質(zhì)性特征研究

向龍 （油氣資源與勘探技術(shù)教育部重點實驗室（長江大學(xué)）長江大學(xué)地球環(huán)境與水資源學(xué)院，湖北 武漢430100）

賈然 （中石化中原油田分公司天然氣產(chǎn)銷廠，河南 濮陽457162）

胡12區(qū)塊構(gòu)造位于東濮凹陷西斜坡帶中段，為典型的河控三角洲沉積模式，其中下第三系沙河街組沙三中、下亞段砂體為主要目的層，經(jīng)過長期的注水開發(fā)，已經(jīng)進(jìn)入高含水階段，開發(fā)難度日益增大，下一步開發(fā)目標(biāo)主要為動用層內(nèi)和層間的剩余油潛力。儲層非均質(zhì)性是指儲層的巖性、物性、電性、含油性等在空間上的變化，其控制著流體的分布和運(yùn)動，直接影響著剩余油的分布［1］。為此，筆者對東濮凹陷胡12區(qū)塊儲層非均質(zhì)性進(jìn)行研究，以便為進(jìn)一步挖掘該區(qū)塊的剩余油潛力提供幫助。

1 層內(nèi)非均質(zhì)性特征

胡12區(qū)塊是典型的河控三角洲沉積模式，水下分流河道微相的砂體主要為正韻律，砂體內(nèi)部一般由幾個正韻律段疊加；三角洲前緣席狀砂微相和分支河口沙壩微相的砂體主要為反韻律或復(fù)合韻律，砂體內(nèi)部一般是單個反韻律段或由幾個正、反韻律段疊加［2］。

1.1 正韻律沉積儲層

圖1 胡12－20井巖心單個正韻律沉積砂體測井曲線圖

正韻律沉積儲層下部為礫、砂等粗粒沉積，上部為細(xì)粒沉積，并且頂層細(xì)粒沉積物多被后期沉積侵蝕，因此常呈砂巖和礫巖相互疊合在一起，儲集物性在縱向上的分布特點如下：中、下部孔隙度、滲透率值很高，向上逐漸變差，從高于500mD到低于10mD不等（見圖1）。上部的礫石層往往物性差、含油不均，電阻高，下部的粗粒砂巖物性好，注水開發(fā)后見效見水快，注入水沿底部急劇突進(jìn)，形成底部水淹［3］，是造成注采失效的主要部位。儲層下部為高滲透段層位，層內(nèi)縱向上剩余油動用程度差異較大，頂部水驅(qū)動用程度較低，是剩余油分布的主要區(qū)域［4－6］。以沙三中亞段87號砂體為例，小層地質(zhì)儲量51.6×104t，累計水驅(qū)控制程100%，累計水驅(qū)動用程度89.3%，高含水區(qū)水淹程度67.5%，采出量9.3719×104t，采出程度18.16%，剩余可采儲量3.5281×104t，因而挖潛空間較大。

1.2 反韻律沉積儲層

反韻律沉積儲層下部為泥巖及粉砂質(zhì)泥巖，向上逐漸過渡為細(xì)砂巖及含礫細(xì)砂巖，儲層物性由上到下逐漸變差（見圖2）。注入水首先沿頂部推進(jìn)，隨著注入水量的增加，在重力和毛細(xì)管壓力的作用下，層內(nèi)水驅(qū)波及厚度增加，頂、底部水線推進(jìn)較慢且相對均勻，為均勻型水淹［3］。儲層上部為高滲透段層位，在注水開發(fā)后期儲層內(nèi)的的波及體積最大［5］，剩余油分布較少。

1.3 復(fù)合韻律沉積儲層

復(fù)合韻律沉積儲層下部為泥巖及粉砂質(zhì)泥巖，向上遞變?yōu)榉凵皫r，再向上又遞變?yōu)榉凵百|(zhì)泥巖及泥巖。由多個滲透率從低到高（或相反）交錯疊合，包括2個（或以上）高滲透段層位。油層中、上部類似于正韻律油層，下部近似于反韻律油層。在注水開發(fā)后期，含水量較高，為均勻型水淹，剩余油分布較少［3］。

圖2 胡檢1井巖芯單個反韻律沉積砂體測井曲線圖

2 層間非均質(zhì)性特征

胡12區(qū)塊上下相臨小層之間河道發(fā)育無繼承性，常常左右擺動，導(dǎo)致同一井點各小層之間巖性、厚度、含油性及滲透率變化極大。物性解釋成果統(tǒng)計表明，該區(qū)塊單井滲透率分布范圍10～2000mD，單井層間級差主要分布范圍5～150，級差在5～50的占總數(shù)的23.7%，級差在5～150的占總數(shù)的64%（見圖3）；單井層間突進(jìn)系數(shù)主要分布范圍2～6，突進(jìn)系數(shù)在2～4的占總數(shù)的51.5%，突進(jìn)系數(shù)在4～6的占總數(shù)的30.9%（見圖4）；單井層間變異系數(shù)主要分布范圍0.8～1.2，占總數(shù)的72.2%（見圖5）。這說明儲層滲透率層間差異很大，高滲層段所占比重較小，因而層間非均質(zhì)性較強(qiáng)。

圖3 胡12區(qū)塊滲透率層間級差直方圖

圖4 胡12區(qū)塊滲透率層間突進(jìn)系數(shù)直方圖

圖5 胡12區(qū)塊滲透率層間變異系數(shù)直方圖

影響剩余油層間分布的主要因素是層間矛盾。在注水開發(fā)后期，層內(nèi)高滲砂體水驅(qū)通用程度高，含水量可達(dá)97%以上，是注入水循環(huán)的主要通道。層內(nèi)低滲收到層間干擾的影響，水驅(qū)動用程度和含水量均低于平均值，是剩余油分布的主要區(qū)域。以沙三中亞段6～8開發(fā)層系為例，其沙三中亞段71～85砂體地質(zhì)儲量243.9×104t，占層系的52.1%，水驅(qū)控制程度97.1%，由于受同層系高滲層沙三中亞段6層及沙三中亞段86～8小層干擾，動用程度只有42.2%，遠(yuǎn)低于平均動用程度60.8%，剩余可采儲量23.744 7×104t，占層系總儲量的72.1%。

3 平面非均質(zhì)性特征

儲層平面非均質(zhì)特征是指砂體的幾何形態(tài)、連通性、連通程度、砂體孔隙度和滲透率的平面變化及滲透率的方向性等。平面非均質(zhì)直接關(guān)系到開發(fā)過程中開發(fā)井網(wǎng)的布置、注水的平面波及效率及剩余油的平面分布［3］。

胡12區(qū)塊儲層平面滲透率值變化劇烈，最高值近2000mD，而物性變差部位的滲透率只有十幾個毫達(dá)西。物性解釋成果統(tǒng)計表明，滲透率級差主要分布范圍在100以上，占總數(shù)的73.6%（見圖6）；滲透率突進(jìn)系數(shù)主要分布范圍4～8，其中突進(jìn)系數(shù)4～6占總數(shù)的28.9%，突進(jìn)系數(shù)6～8的占總數(shù)的30.2%（見圖7）；滲透率變異系數(shù)小于0.5的占26.3%，其中0.5～0.7占25.2%，大于0.7的占48.5%（見圖8）。上述數(shù)據(jù)說明儲層滲透率平面差異較大，因而平面非均質(zhì)性中等。

由于沉積特征、構(gòu)造等客觀因素的影響，開發(fā)井網(wǎng)對油層平面的適應(yīng)程度不同，造成平面上不同區(qū)域的動用程度差異較大。剩余油主要分布在動用程度較低的區(qū)域，如構(gòu)造高部位和靠近斷層的區(qū)塊邊緣地帶［4］。以沙三中亞段71號砂體為例，地質(zhì)儲量14.7×104t，水淹程度93.3%，動用程度只有32.6%，部分含水區(qū)水淹程度僅13.4%，剩余可采儲量平面上主要分布于構(gòu)造高部位以及小層南部區(qū)域。

圖6 胡12區(qū)塊滲透率平面級差直方圖

圖7 胡12區(qū)塊滲透率平面突進(jìn)系數(shù)直方圖

圖8 胡12區(qū)塊滲透率平面變異系數(shù)直方圖

4 結(jié)論

1）東濮凹陷胡12區(qū)塊儲層層內(nèi)和層間非均質(zhì)性較強(qiáng)，平面非均質(zhì)性中等，整體上屬于非均質(zhì)性較強(qiáng)的儲層。

3）高滲層內(nèi)的正韻律沉積砂體和與滲透率較差的薄油層是剩余油挖潛的主要區(qū)域。

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