濮城油田東區沙二上2+3厚層非均質油藏精細開發研究

摘要：濮城油田東區沙二上2+3油藏為厚層非均質油藏，儲層沉積微相控制著儲層物性和儲層的非均質特征，造成水驅動用狀況存在較大的差異。通過地層精細對比、構造精細刻畫、沉積微相研究、三維地質建模，精細刻畫砂體展布、儲層發育以及剩余油分布特點，繼而制定合理可行的開發技術政策，進一步有效提高油藏水驅波及體積、改善油藏開發效果。

關鍵詞：沉積相;構造;非均質性;剩余油

1 前言

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

（1）儲層沉積特征表現為淺水環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育，東部只發育沙二上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，地層壓力系數1.0。除個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 開發研究現狀

該油藏經過30多年的高速注水開發，已進入特高含水油藏開發后期，面臨的主要問題有：一是儲層物性差異較大，一類層吸水強度較大，二三類層動用較差，而且隔層較薄，多數井點上隔層不足1m，給分層開采帶來較大的困難，無法進行分層開采或采用細分層系的開發方式進行調整治理，層間矛盾比較突出。二是長期的注水開發進一步加劇了層內矛盾，造成油藏水驅動用差異大，水驅效率低。

目前東沙二上2+3油藏平均注采井距為280米，注采對應連通率為82.3%，水驅控制程度為81.8%，水驅動用程度為58.3%。主力層井網相對完善，差層井網控制程度低，儲量動用不均衡。

3 精細開發研究

針對開發中出現的問題，通過地層精細對比、構造精細刻畫、沉積微相研究、三維地質建模和數模研究，搞清楚剩余油分布規律，做到精細調整，有的放矢。

3.1 地層精細對比

開展地層精細對比研究，將東區沙二上2+3的2套砂組細分為19個流動單元，其中沙二上2砂組分為9個流動單元，沙二上3砂組分為10個流動單元，完成了分層數據資料的統計，建立了分層數據庫。

儲層沉積特征表現為淺水環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發育，平均砂巖厚度17.3米，砂巖連通率92.4%，在構造低部位僅發育沙二上2的上油組，平均油層有效厚度2-3米，沙二上3的上油組僅發育在斷層高部位，多呈土豆狀分布;沙二上3的下油組全區發育水層。

3.2 構造精細刻畫

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

在地震剖面上大斷層很容易識別，主要表現為：（1）反射同相軸或波組發生明顯的錯斷;（2）斷層處的反射同相軸發生波形轉變、能量減弱等特點[1];（3）剖面上高序級斷層附近會出現斷裂帶;（4）斷層延伸一般較遠，對區塊或區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，其主要特征表現為：（1）地震同相軸相位的微小錯開;（2）地震同相軸相位發生扭曲;（3）反射振幅突然變弱或變強;（4）相鄰層位的錯動;（5）同相軸形狀突變;（6）同相軸發生強相位轉換。

3.3 沉積微相研究

東區沙二上2+3油藏巖石粒度較細，主要為泥巖、泥質粉砂巖和粉砂巖，其中構成儲層的是粉砂巖。鏡下觀察表明該區砂巖雜基含量較高，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1.19-2.13，平均1.51，中好為主，多見斑狀結構和似斑狀結構。以上結果說明，本區儲層主要為粉砂巖，具有較低的成份成熟度和較高的結構成熟度。在巖心描述、粒度分析、測井相分析的基礎上分析區域沉積微相類型：水下分流河道、前緣席狀砂、遠砂壩、淺湖等。

依椐巖石及沉積特征，確定該區沉積屬較淺水的辮狀河三角洲沉積，研究區位于辮狀河三角洲前緣相帶，依據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。

根據沉積微相巖電特征，劃分了東區沙二上2+3油藏19個流動單元的沉積微相，并編制了沉積微相分布圖。以主力層沙二上2的第5個流動單元來概述本區的微相分布特征：物源以東北部及東南部為主，發育辮狀水道相、水道間相、席狀砂微相。東北部源區在濮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、土豆狀分布于水道砂體之間，延伸較短，在水道消失處發育前緣砂體，厚度2-4米。總體上看該流動單元砂巖發育。

3.4儲層非均質性研究

儲層非均質性是指儲層內部的不均一性[2]，也就是儲層砂體內部及其之間的差別、相互關系等。儲層非均質性決定了油藏內流體的流動特性，進而決定了剩余油的分布，因而評價儲層的非均質性成為儲層表征的重點和目標之一。。

（1）層間非均質性研究

其滲透率變異系數為0.49，級差是5.4，突進系數1.6，平均值是154.1，最大是241.2，最小值是44.7，東區沙二上2+3的層間非均質較弱，層間總體上為較均質儲層。

（2）層內非均質性研究

對流動單元的砂體鉆遇率統計表明，鉆遇率最小為36%，最高達到92%，平均為74%。除2砂組的6流動單元及3砂組的10流動單元砂體鉆遇率小于43%，其余的流動單元砂體鉆遇率基本超過60%，說明本區砂體鉆遇率比較高，砂體的連續性較好。依據單井物性解釋結果，勾繪了各流動單元的孔滲圖。2.4小層的滲透率變異系數為0.49，級差是682.14，突進系數5.3，平均值是179.47，最大是955，最小值是1.4，東區沙二上2.4的層內非均質較強。3.1小層的滲透率變異系數為0.49，級差是796.08，突進系數3.96，平均值是241.2，最大是955.3，最小值是1.2，東區沙二上3.1的層內非均質較強。

（3）平面非均質性研究

不同的沉積環境，由于沉積方式不同，水動力特征也各有差異，形成不同的垂向韻律特征，決定了平面非均質的不同。本區發育水道微相、前緣席狀砂微相、遠砂微相，它們的非均質性各有特點：水道相儲層非均質性嚴重，席狀砂微相非均質性中等。

4 剩余油研究

本次剩余油研究以深化油藏地質認識和油藏精細描述為基礎，以油藏動態、油井產出剖面、水井吸水剖面等動態監測資料分析為依據，綜合應用油藏工程方法和數值模擬，定性、定量研究剩余油的分布狀況。

三維立體建模平面上網格密度為20m×20m，縱向上將該油藏地層分為2個砂組，劃分為19個小層，縱向網格高度0.5～1m。選擇黑油模型[3]，對建立的三維兩相地質模型進行數值模擬計算。

從剩余油的平面分布規律、各模擬層的開發指標和剩余分布圖看，控制剩余油分布的因素主要有三個：

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

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

3、注采系統：包括注采井網、注采井位和注采強度。在注采井網不完善或因注采層位和注采強度導致的水驅控制和動用差或未動用的地方，也是剩余油富集區域。

5 結論

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

（2）不同的沉積微相有著不同的儲油特點，對應著不同的開發方式，精細刻畫沉積微相并搞清楚相應的儲層結構對于精細挖潛有重要作用。

（3）利用建模和數模手段精細刻畫剩余油，并進行分類分析，對于油田開發有直觀的指導作用。

參考文獻：

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