大慶長垣東部扶楊油層剩余油分布研究

摘要；大慶長垣東部挾楊油層為多物源體系控制的河流一淺水湖泊三角洲沉積，沉積骨架砂體主要為由流河，分流河道，水下分流河道，平面上多為條帶狀分布。結合儲層沉積特點。根據砂體的成因將其劃分為大型河道砂體，小型河道砂體度薄層砂，大型河道砂是沉積的主體。對油層起主要控制作用，小型河道砂次之。隨著油田開發的深入，剩余油分布研究已是油田持續生產的重點工作。

關鍵詞：大慶長垣東部 扶揚油層 剩余油

中圖分類號：TE327 文獻標識碼：A 文章編號：1674.098X(2012)02(b)-0004-02

1區域沉積背景

長垣東部扶楊油層主要包括三肇凹陷和朝陽溝地區，受西南，東北和北部多物源體系控制的河流一三角洲沉積，沉積地層為下白堊統泉頭組三、四段。泉頭組三、四段發育獨具特色的淺水湖泊三角洲相，這種淺水湖泊三角洲是由河流注入廣闊的濱淺湖區形成的沉積體，在淺水湖泊三角洲的形成發育過程中，以河流作用占絕對優勢，而湖泊的影響較小。因此。三角洲水上、水下分流河道十分發育，河口壩較不發育，無深湖相，半深湖相泥出現。根據砂體的成因和發育規模將其劃分為大型河道砂體、小型河道砂體及薄層砂。

2剩余油分布控制因素

注水油田開發到了中后期階段，油藏內仍然有50％的可采儲量，這部分剩余油將是油田開發的重點和精細挖潛的主要方向。剩余油分布的綜合判斷應全面考慮地質因素和開發因素。

2.1地質因素

(1)研究區的某一油層所處的相帶位置、砂體成因類型、砂體宏觀分布；

(2)研究區砂體發育程度，井組中油水井的連通狀況、層位差異；

(3)砂體沉積構造、韻律性導致的滲透率差異、儲層非均質性；

(4)研究區區域性地應力方向，裂縫延伸方向以及油水井連通方向與裂縫延伸方向的關系。

2.2開發因素

(1)油水井射孔、壓裂狀況，砂體的注采完善程度；

(2)油水井間距離，油水井排列方式；

(3)注水井單層吸水狀況、累計吸水量；油井單層產油狀況、累計產油量；

(4)井網調整、注水方式改變對油層水淹特征的影響。3剩余油分布規律分析

剩余油分布在靜態和動態因素的共同影響下，空間分布變得十分復雜。本文分別通過沉積微相平面展布、密閉取心檢查井水淹特征和油藏數值模擬來分析剩余油，確定剩余油分布規律。

3.1砂體沉積微相平面展布分析

長垣東部扶楊油層整體為河流一三角洲沉積，沉積微相以曲流河、分流河道，水下分流河道、薄層砂為主。某一區塊某一小層(沉積單元)砂體沉積微相的平面展布，對剩余油的影響較大。砂體沉積微相決定油層的質量，油層質量控制油層的儲量。沉積微相的展布特征決定油水井的注采方式、注采完善程度等，因此井網與砂體的合理匹配才能增大水驅控制程度、形成有效的驅動體系。斷層遮擋對剩余油分布有重要影響，一般在斷層附近存在局部剩余油相對富集區。

本文以榆樹林油田東18區塊為例，分析區塊平面上各沉積單元剩余油分布情況。東18區塊油層為扶一組一楊一組，其中F132、F141、F143、F151、Y111、Y122、Y151、Y161、Y162等9個沉積單元為區塊主力油層，且剩余油主要集中分布在扶一組和楊一組(圖1)，與區塊主力油層分布一致。

根據剩余油成因類型，將東18區塊平面剩余油分為：注采不完善(有采無注、有注無采)、未射孔、單向注水、注水井吸水差(巖性差)、斷層遮擋和井網控制不住6種類型。

大型河道砂：河道規模較大，平面展布廣，是區塊的主力油層，控制整個區塊的油層質量。注采系統完善，屬產油主要貢獻層，也是剩余油富集區。以未射孔和斷層遮擋剩余油類型為主。

小型河道砂：河道規模較小，呈窄條帶狀分布，寬度一般小于2個井距，很難形成有效驅動體系，甚至河道過于窄小，導致井網控制不住，從而形成局部剩余油富集區。以注采不完善、井網控制不住和單向注水類型剩余油為主。

薄層砂：大面積連片或者局部片狀分布，但油層整體質量較差，很難有效驅動，局部有剩余油。以注水井吸水差類型剩余油為主。

3.2密閉取心檢查井水淹特征分析

油田注水開發后期選取有代表性的部位，在目的層段進行密閉取心，這是取得油層剩余油最直接的方法。密閉取心分析得到的數據，能夠真實地反映油層剩余油飽和度資料，可以判斷剩余油的分布狀況。

3.2.1長垣東部扶楊油層檢查井概況

長垣外圍扶、楊油層檢查井資料較少，2000年以后外圍油田扶楊油層共完鉆3口密閉取心井，主要分布在朝陽溝油田朝氣3區塊、朝45區塊及榆樹林油田東16區塊。三口井取信層位均為扶余油層，取心井均位于基礎井網主流線。

3.2.2剩余油分布分析

按照砂體成因類型，通過檢查井資料對大型河道砂、小型河道砂和薄層砂水淹特征進行分析。初步分析認為，扶楊油層整體動用情況較差，僅厚度大于2m油層動用，且見水層數少，水洗厚度小。三口井共鉆遇13個厚度大干2m的厚油層，其中見水層6個，比例46.2％，累計水洗厚度7.2m，厚度比例為16.9％，以中水洗為主，中水洗厚度占總水洗厚度77.8％；厚度小于2m油層共鉆遇16個，均未見水淹(表1)。

大型河道砂：油層整體厚度較大，是區塊主力油層。砂體大多呈正韻律或復合韻律，導致河道砂體底部滲透率較高，油層頂底滲透率級差大，底部水線推進較快，水洗特征明顯，從而在河道中上部形成剩余油富集區。另外大分流河道砂多發于有夾層，夾層對縱向油水運動起分隔作用，對注水和驅油效果有明顯影響。

小型河道砂：油層厚度一般較小，砂體多呈正韻律，油層頂底滲透率級差相對較小，一般是底部水淹或者整段未水淹，從而在河道上部形成剩余油。小分流河道砂體夾層發于較少，對注水和驅油效果影響較小。

薄層砂：油層薄，砂體沒有明顯韻律性，油層滲透率小，驅油效果較差，一般未水淹，在局部油層發育區形成剩余油。

3.3油藏數值模擬分析

油藏數值模擬是定量研究剩余油分布的重要方法，該方法是以地質模型為基礎，在精確建立油藏模型的前提下，通過歷史擬合研究流體演化規律，進一步模擬油藏開發指標，求得剩余油飽和度、剩余儲量、剩余可動油飽和度等參數。

本次以頭臺油田茂503區塊為例，運用數值模擬方法計算各單元剩余地質儲量。不同層位、不同類型成因砂體，剩余地質儲量分布規律不同。其中F16、FIll、FIl3、FIll4是去看的主力油層，以大型河道砂沉積為主。

大型河道砂：油層整體動用較好，產量較高，是區塊主力油層。由于其本身油層厚、物性好，剩余地質儲量相對也較多，平面上呈片狀分布(圖2)。

小型河道砂：油層動用相對較差，局部注采系統較完善地區動用較好。剩余地質儲量平面上呈帶狀或者局部片狀分布(圖3)。

薄層砂：油層整體質量較差，在局部高滲區，剩余地質儲量呈透鏡狀分布。

4結論

(1)剩余油控制因素包括地質因素和開發因素，分析剩余油分布規律必須結合靜態資料和動態數據。

(2)大型河道砂是剩余油分布的主要沉積砂體，是油田持續穩產精細挖潛的對象。

(3)大慶長垣東部扶楊油層剩余油分布總體上呈現“高度分散、相對集中”的特點。

參考文獻

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