大庆油田北三东西块高含水期剩余油分布

董仕贵, 毕研斌, 石红萍, 李景发

( 1. 大庆职业学院 大庆油田技术培训中心，黑龙江 大庆 163255； 2. 中国石化石油勘探开发研究院 西北勘探研究中心，北京 100083； 3. 大庆职业学院 继续教育培训部，黑龙江 大庆 163255 )

0 引言

在未来的石油产量中，1/4的产量来自于新增探明储量，3/4的产量来自于现已投入开发的油田.因此，在油田高含水期开发阶段，研究剩余油分布规律，对于进一步提高油田整体开发效果具有重要的意义.剩余油是指油藏开发过程中任意时刻未被采出的地下原油，文献[1]将剩余油研究分为宏观分布研究、微观分布研究和含油饱和度研究，分别阐述相应的研究方法.文献[2]对国内外剩余油研究方法、高含水期油田剩余油分布规律和控制因素进行综述和分析.

大庆油田是一个典型的大型内陆浅水湖盆河流—三角洲沉积的非均质、多砂层油田.随着油田的长期注水开发，大庆长垣北部老区油田已进入高含水后期开采阶段，开发效益逐渐变差，保持油田持续高产面临严峻挑战.为此，一些学者开展该地区相关区块的剩余油分布研究[3-6]，对于改善油田开发效果发挥一定的促进作用[7-14].

选取大庆油田北三区东部西块(简称北三东西块)葡一组5-7砂岩组和葡二组1-3砂岩组作为研究目的层.通过岩石物理相分析，研究不同相带环境和砂体类型在高含水期后期的剩余油分布特征，对于掌握其剩余油分布规律，有针对性地实施剩余油深度挖潜，评价聚合物驱效果具有指导意义.

1 油藏概况

大庆油田北三东西块是20世纪60年代中期投产开发的老区块，经历多次加密和综合调整，总体上已进入高含水后期开发阶段.研究该区块聚合物驱注采井网的剩余油分布，共有116口油水井，由99口聚合物驱新井和17口基础井网老井构成五点法面积注采井网，其中采油井60口(包括12口老井)、注水井56口(包括5口老井).

研究目的层葡一组5-7砂岩组和葡二组1-3砂岩组属于松辽盆地北部萨东河流—三角洲体系的早白垩世沉积，前者为水上分流平原沉积，发育分流河道砂体和河间砂体，以分流河道砂体沉积为主；后者为三角洲前缘沉积，发育水下分流河道砂体和分流间薄层砂体.2个砂岩组发育的砂体类型在该地区河流—三角洲沉积体系中具有一定的代表性.根据沉积旋回特征和油层对比结果，将2个砂岩组自上而下细分为5个沉积单元，其中葡一组5-7砂岩组细分为葡Ⅰ5+6、葡Ⅰ7沉积单元；葡二组1-3砂岩组细分为葡Ⅱ1、葡Ⅱ2和葡Ⅱ3沉积单元.

结合松辽盆地河流—三角洲沉积模式和沉积微相发育特征，在岩心观察和单井测井相分析的基础上，将研究区目的层储层划分为高弯曲分流河道砂体(以葡Ⅰ7砂体为代表)、低弯曲分流河道砂体(以葡Ⅰ5+6砂体为代表)、水下分流河道砂体(以葡Ⅱ1、葡Ⅱ2和葡Ⅱ3砂体为代表)、河间砂体和分流间席状砂体等砂体沉积类型.沿北2-20-P51井至北2-20-P60井井排的砂体剖面静态模型见图1.由图1可以看出，河道砂体、非河道砂体、泥岩之间的空间叠置关系，反映在纵向上和横向上存在严重的非均质性，在很大程度上控制剩余油的分布特征.

图1 葡Ⅰ5-7和葡Ⅱ1-3沉积单元砂体静态模型

2 岩石物理相

2.1 划分方法

油田生产动态资料表明，不同岩石物理相类型的储层，在开发中表现不同的驱油特征.在储层非均质性的宏观控制下，岩石物理相在一定程度上制约油层的水淹程度，影响剩余油的空间分布.因此，开展岩石物理相研究，可为高含水期剩余油分布规律研究提供一种有效手段.

目前，划分岩石物理相以储层物性参数(孔隙度和渗透率)为主要指标.通常情况下，孔隙度与渗透率成正比关系，然而对于非均质性严重的油层，给定岩石的任一孔隙度后，其渗透率变化范围可能很大.因此，单独利用孔隙度或渗透率参数进行定量描述、划分岩石物理相存在较大的不确定性，有必要寻求一种能够反映岩石物性特征的综合性指标定量研究岩石物理相.Kozeny-Carman方程是一种有效划分岩石物理相的方法[15-17]，以Kozeny-Carman方程为基础，利用流动层带指标FZI，采用概率统计法进行岩石物理相的划分[18].

2.2 特征

选取北2-21-检P51井 586个岩心样品的孔隙度、渗透率分析数据作为划分岩石物理相类别的基础数据，将储层划分为4类岩石物理相类型.沿北2-20-P51～北2-20-P60井剖面葡Ⅰ5-7和葡Ⅱ1-3油层的FZI预测模型见图2，其中：横坐标反映连井剖面中各井的井距，纵坐标反映自PⅠ5+6顶部拉平后向下的相对深度.与图1对比得到不同类型岩石物理相特征：

(1)Ⅰ类岩石物理相：主要由中砂质细砂岩组成，平均空气渗透率为2 480×10-3μm2，孔隙度为28.4%，FZI>6.0 μm，属高孔、高渗储层.这类岩石物理相类型主要分布在大中型分流河道砂体的下部和底部高孔渗段(如图2北2-20-P53井的-7～-10 m，表示自PⅠ5+6顶向下7～10 m，下同)以及物性条件好的小型分流河道砂体(如图2北2-20-P56井的-1～-3 m).

图2 北2-20-P51～北2-20-P60井剖面葡Ⅰ5-7和葡Ⅱ1-3油层FZI预测模型

(2)Ⅱ类岩石物理相：主要岩性为含粉砂和中砂细砂岩，平均空气渗透率为998×10-3μm2，孔隙度为28.6%，FZI在3.0～6.0 μm之间.这类岩石物理相类型主要分布在各类河道砂体主体的中下部(如图2北2-20-P53井的-5～-7 m).

(3)Ⅲ类岩石物理相：主要岩性为粉砂岩，平均空气渗透率为121×10-3μm2，孔隙度为25.4%，FZI在0.5～3.0 μm之间.这类岩石物理相主要分布在各类河道砂体的中上部、河道间物性相对较好的薄层砂中.

(4)Ⅳ类岩石物理相：主要岩性为泥质粉砂岩及含泥粉砂岩，平均空气渗透率为2.6×10-3μm2，孔隙度为22.3%，FZI<0.5 μm.这类砂体主要为河间泛滥沉积或三角洲前缘相中物性较差的薄层砂，大部分属于表外储层砂体类型.

3 剩余油分布

图3 北2-21-检P51井不同岩石物理相原始油饱和度和剩余油饱和度对比直方图

在对密闭取心井北2-21-检P51井岩心样品归属岩石物理相类型后，统计密闭取心井4类岩石物理相类型的折算原始含油饱和度和剩余油饱和度，并进行相应对比(见图3).由图3可以看出，岩石物理相类型越好，原始含油饱和度(Soi)越高.Ⅰ类岩石物理相类型的原始含油饱和度最高，平均为85%，由Ⅰ类到Ⅱ、Ⅲ、Ⅳ类岩石物理相，原始含油饱和度依次降低，分别为79.4%、58.5%和28.9%；并且水驱后仍然保持这种分布趋势.尽管Ⅰ、Ⅱ类岩石物理相储层中的水驱油效率比较高，含油饱和度降低幅度大，但剩余油饱和度(Sor)高于Ⅲ、Ⅳ类岩石物理相储层中的剩余油饱和度(如Ⅰ类岩石物理相类型剩余油饱和度平均为50.6%，远高于Ⅳ类岩石物理相的26.5%)，与原始含油饱和度相比，不同岩石物理相的剩余油饱和度的差值相对变小.尽管Ⅰ、Ⅱ类岩石物理相储层已遭到强、中水淹，但存在大量的剩余油，是高含水期剩余油挖潜的主力对象.

3.1 分布特征

利用测井多井解释软件处理研究区块内99口聚合物驱井网油水井的测井资料，得到各井逐个测点剩余油饱和度.北2-20-P51～北2-20-P60井剖面PⅠ5-7～PⅡ1-3沉积单元剩余油饱和度(Sor)预测模型见图4.由图4和图1可以看出，不同砂体类型的剩余油饱和度纵向分布特征：

图4 北2-20-P51～北2-20-P60井剖面PⅠ5-7～PⅡ1-3沉积单元剩余油饱和度预测模型

(1)高弯曲分流河道砂体中的剩余油主要分布在油层的中上部位(如图4北2-20-P53井的-6 m附近)，剩余油饱和度可达50%以上.中下部的剩余油饱和度较低(如图4北2-20-P53井的-7～-10 m).顶部一般处于未水淹状态，剩余油饱和度接近原始含油饱和度.在北2-20-P53井的-4～-5 m附近，还可以识别“细条状”的夹层型剩余油形式.

(2)低弯曲分流河道和水下分流河道砂体，由于其层内非均质性相对于高弯曲分流河道砂体为弱，剩余油饱和度在纵向上分布也相对均匀一些(如图4北2-20-P53井的-12～-16 m).受注采关系不完善因素的影响，在低弯曲分流河道和水下分流河道砂体中仍然存在较高的含油饱和度(如北2-20-P56井的-1～-3 m、北2-20-P57井的-4～-6 m、北2-20-P59井的-5～-10 m)，剩余油饱和度达到50%以上.

(3)河间砂和水下分流间席状砂，由于砂体厚度比较小，层内非均质性较弱，剩余油饱和度在纵向上分布比较均匀.这类砂体由于本身物性条件的限制，原始含油饱和度较低，尽管多处于低水淹状态，但剩余油饱和度较低，一般小于40%.

3.2 分布规律

由图4、图2和图1可以看出，总体上高原始含油饱和度部位和岩石物理相类型，以及河道砂体类型存在某种程度上的相关性，岩石物理相类型越好，剩余油分布越多.三者之间不是一个简单的对应关系，油层的水淹状况除受到原始含油饱和度、岩石物理相优劣的影响外，还受到储层非均质性、砂体沉积韵律类型、注采关系和注入程度等因素的影响，即剩余油分布是多种地质因素和开发因素共同影响的综合结果.

依据沉积单元平均含油饱和度的平面分布特征分析剩余油的分布规律，4个沉积单元的剩余油饱和度平面分布见图5～8，其中：“☆”号井为基础井网注水井，“●”号井为基础井网采油井，“Ο”号井为聚合物驱井网油水井.不同相带环境和砂体类型的剩余油分布基本规律：

(1)以高弯曲分流河道砂体沉积为主体的水上分流平原(如葡Ⅰ7沉积单元)，河道砂体十分发育，厚度大，面积广，砂体间连通程度高，沉积类型正韵律，砂体下部和底部高孔渗段基本已遭到强水洗，平面上基本已中-强水淹，总体水驱油程度高.受基础井网(东西向井排)二线受效位置或局部废弃河道遮挡而造成的水驱油不完善的影响，剩余油主要存在于河道砂体边部局部物性变差部位、砂体中上部的中-低水淹段和顶部的低-未水淹段中.由图5可以看出，受东西向基础井网的影响，相对高含油饱和度(平均含油饱和度大于40%)部位呈现大致沿东西向展布的条带状.

(2)以低弯曲分流河道砂体沉积为主要特征的水上分流平原(如葡Ⅰ5+6沉积单元)，以发育中小型分流河道砂体和河间砂体为特征.这种相带环境的剩余油分布较第(1)种更为复杂，除了存在受基础井网二线受效位置影响形成的剩余油类型外，剩余油分布还与河道砂体内注采关系的完善程度密切相关，如果相邻注采井处于同一分流河道内，砂体连通条件好，此时采油井部位水驱油比较充分，驱油效率比较高，分流河道砂体下部和底部高孔渗段可遭受中-强水淹；当河道砂体内注采关系不完善时(有采无注或有注无采)，由于注采井间的砂体连通条件变差，在分流河道砂体内富集一定的剩余油，在平面上表现为复杂的“港湾状”展布的相对高含油饱和度条带(见图6).纵向上，低弯曲分流河道砂体层内非均质性较高弯曲分流河道砂体为弱，因此层内剩余油的分布也相对均匀一些，但遭受水驱后具有下部水淹程度高于上部的总体特点.

图5 PⅠ7沉积单元剩余油平面分布

图6 PⅠ5+6沉积单元剩余油平面分布

(3)三角洲前缘环境沉积以发育水下分流河道砂体和分流间席状砂为特征(如葡Ⅱ2沉积单元)，剩余油分布特征与第(2)种情形类似，不同之处是水下分流河道砂体的规模较水上分流河道砂体小，以发育小型分流河道砂体为特征，在注水开发过程中，受注采关系的影响更大，平面上剩余油主要分布于一些不连续的“坨状”相对高含油饱和度部位(见图7).纵向上，水下分流河道砂体沉积韵律变化不明显，砂体内部的剩余油分布比较均匀.

(4)河间砂和席状砂存在于水上分流平原和三角洲前缘相环境中(如葡Ⅱ3沉积单元)，这2类砂体中存在一定数量的剩余油，主要是由原井网密度低和水驱油效率低而形成的剩余油，受长期注水开发的影响，剩余油在平面上表现近南北向的“岛状”或断续的“串珠状”相对高含油饱和度条带(见图8).由于这类储层物性条件相对较差，原始含油饱和度较低，尽管水驱油效率不高，但剩余油丰度相对较低.由于这类砂体厚度比较小，沉积韵律均匀，纵向上水淹程度差异较小.

图7 PⅡ2沉积单元剩余油平面分布

图8 PⅡ3沉积单元剩余油平面分布

4 结论

(1)剩余油分布与岩石物理相存在一定程度的相关性，但并不是简单的对应关系.剩余油分布受原始含油饱和度、储层非均质性、砂体沉积韵律类型、注采关系和注入程度等多种地质因素和开发因素的影响，剩余油类型和分布复杂.

(2)不同相带环境和砂体类型的沉积单元剩余油分布规律有所不同.以高弯曲分流河道砂体沉积为主的水上分流平原相，平面上已大片水淹，二线受效、废弃河道和低渗透层遮挡所造成的厚油层中上部低、未水淹型剩余油是三次采油剩余油挖潜的主要对象.以低弯曲分流河道砂体和水下分流河道砂体发育为特征的沉积单元中，剩余油主要分布在二线受效和注采关系不完善形成的河道砂体中上部低、未水淹层段，是三次加密调整剩余油挖潜的主要对象.

(3)河间砂和席状砂体油层水驱油效率较低，存在零散分布的剩余油，通过井网加密、综合调整和开发技术的提高，在一定程度上可进一步提高这类油层的动用程度和开发效果.