萨尔图油田示范区不同储层结构水淹特征分析

李宣玥，尹太举，代盈营 （长江大学地球科学学院，湖北 荆州434023）

邵艳茹 （中石化中原油田分公司内蒙采油事业部，河南 濮阳457176）

雷上霄 （中石化中原油田分公司采油四厂地质研究所，河南 濮阳457176）

大庆油田自1966年注水至今，已步入高含水阶段。油田在进入注水开发阶段之后，油层会受到不同程度的水洗，剩余油分布预测变得困难。因此，开发新的储层和理清剩余油分布状况变得尤为重要。其中，对剩余油分布的认识，除了要正确认识储层的非均质性以外，也要研究油层的水淹状况。文章在详细研究该区储层沉积类型及储层砂体分布特征的基础上，总结了4种类型相结构储层，结合研究区水淹层测井解释成果、井网布置情况、注采对应关系、射孔和生产动态监测资料，分析了每种储层结构的水淹特征，初步提出相应的开发调整措施，对剩余油分布研究和调整挖潜方案设计提供可靠的理论依据。

1 沉积相类型及储层结构特征

1．1 研究区沉积相类型

萨尔图油田北三西区西部示范区属河流－三角洲沉积体系［1，2］，沉积相类型丰富，主要发育三角洲平原、三角洲内、外前缘3个亚相以及相应6种主要微相，三角洲平原亚相中见分流河道、河间砂、岸后沼泽微相组合，内前缘亚相中见水下分流河道、河间砂、主体席状砂、非主体席状砂、湖相泥微相组合，外前缘亚相中见主体席状砂、非主体席状砂、湖相泥微相组合。通过对沉积微相的研究，总结出4种主要的成因砂体类型：（水下）分流河道砂体、主体席状砂体、非主体席状砂体以及河间砂体 （表1）。

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1．2 储层结构特征

萨尔图油田北三西区西部示范区构造稳定，沉积环境是控制砂体展布的主要因素。砂体分布图反映砂体空间分布的几何形态、展布特征、物源方向等，并以砂岩分布图为基础结合相标志，总结出研究区的储层结构类型。

1．2．1 砂体分布特征

研究区砂体组合类型多种多样［3］，主要发育以下4类砂体，依据砂体几何特征与物性好坏依次定为Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ、Ⅳ类砂体，形态特征依次如下：

Ⅰ类砂体沉积厚度大，分布广泛，占据了工区绝大多数面积。少数以土豆状分布，厚度大的砂体边缘发育泥岩 （图1（a））。

Ⅱ类砂体沉积厚度整体较Ⅰ类薄，规模小，厚度较大的砂体呈现明显的河道状形态，厚度稍薄的砂体则以连片形式在研究区展布开来，此外，还有发育一定规模的干层 （图1（b））。

Ⅲ类砂体厚度较前两类更薄，厚度较大的砂体分布比较分散，主要呈带状或土豆状，而厚度较小的砂体连片性增强 （图1 （c））。

Ⅳ类砂体主要呈土豆状零散的分布，干层和泥岩大面积占据工区 （图1（d））。

图1 4类储层砂体形态及水淹特征

1．2．2 储层结构特征

通过对研究区微相和砂体组合的研究分析，依据砂体类型总结出该区发育相应的4种主要类型相结构储层 （图2）：

1）Ⅰ类相结构由分流河道砂和非主体席状砂2种砂体组成，其中分流河道砂占绝大多数，约为90%，其次为非主体席状砂及分流间湾泥岩。该类相结构主要发育于三角洲平原 （图2（a））。

2）Ⅱ类相结构由分流河道砂、主体席状砂及非主体席状砂组成，仍以分流河道砂为主，2种席状砂伴生于河道边部，砂体连片但规模不大，其余为分流间湾，该类相结构主要发育于三角洲内前缘 （图2 （b））。

3）Ⅲ类相结构主要由主体席状砂及非主体席状砂组成，以三角洲外前缘和三角洲内前缘沉积为主，砂体分布较广但厚度较薄 （图2（c））。

4）Ⅳ类相结构主要由非主体席状砂组成，且存在大片的砂岩尖灭区，发育于三角洲外前缘和湖湾地区 （图2 （d））。

图2 4种类型的储层相结构

2 储层水淹特征分析

2．1 资料基础及分析思路

研究区依据水淹层测井解释成果，利用定性和定量结合的方式［4］，总结研究区水淹类型，对吸水产液剖面按开发时间分析，结合历史注采井网部署、分层现状、单层油水井注采对应关系以及生产措施等资料，通过绘制直观的注采曲线，匹配射孔数据和分层数据，将注水和采液情况落实到具体井，在油井有见效特征的时候开始分析其来水方向，从而分析小层的水淹规律，确定水淹级别，绘制平面水淹图。

2．2 水淹层测井解释

该区共布置钻井5批，即基础井网井 （1965～1971年钻井）、一次加密井网井 （1965年钻井）、二次加密井网井 （1993年钻井）、一类聚驱井网井 （2003年钻井）、二类聚驱井网井 （2007年钻井）。其中后3批井距现今时间短，测井解释资料新，能够相对准确反映现今的储层生产状况。

以沉积类型为单元，结合后3批井水淹层测井解释资料［5，6］，对研究区进行垂向上水淹特征分析［7］。分流河道砂体沉积厚度大，物性好，孔渗高，但受重力作用，河道砂体底部是注入水推进的主要方向，且部分河道砂已达到高含水级别，是油层早期水淹的部位，而河道砂上部和边部则由于孔渗较低且不易被注入水波及，形成了低水淹部位；主体砂席状化特征明显，物性较均一，因而也是注入水易于波及的区域，但由于沉积厚度较小且分布不连续，水淹面积较河道砂要小，注入水波及部位水淹程度多属中－高含水级别。非主体砂由于厚度小和物性差，水淹程度较前两者更差，多数为低－中低含水，水淹面积小。表外砂沉积厚度最薄，物性最差，仅在河道边部可能受临近注水井注入水波及呈低含水级别。

2．3 各类相结构储层水淹特征分析

依据研究区水淹层测井解释资料、生产动态监测资料、射孔以及油水井注采对应关系，结合沉积相以及储层砂体分布特征的研究并以之作为主要分析因素［8，9］，动静结合，注入水的推进趋势受沉积相组合和砂体发育形态的控制，注入水进入小层，优先波及优势相带，且随着时间的推移，亦会向着周围分布在稍差相带的近距离油井推进。

通过对单层水淹状况分析，各类相结构储层砂体的水淹特征不同，受沉积相控制和储层砂体展布特征影响，4类相结构储层水淹特征如下：

1）Ⅰ类相结构储层内的砂体注入水主要沿着河道推进，另外，在河道边部，距离水井较近的一些河间砂体一定程度上也受到注入水影响。总体上，该类储层注入水在河道发育区域大面积连片波及，水淹程度高，河道顶部和边部未水淹或水淹较差 （见图1（a））。

2）Ⅱ类相结构储层内的注入水波及区域仍然在分流河道且呈条带状向前推进，但主体砂和非主体砂水淹面积较小，相对较低，为中－高水淹程度。砂体厚度较薄和发育不连续区域未水淹或水淹程度较低 （见图1 （b））。

3）Ⅲ类相结构储层主要是主体席状砂和非主体席状砂，注入水普遍沿厚度较大的主体席状砂推进，非砂体厚度较小部位及边部未被水淹，总的来说水淹程度较低 （见图1（c））。

4）Ⅳ类相结构储层主要发育表外砂和泥岩，泥岩较发育，砂体不连续且物性差，未水淹或水淹程度很低 （见图1 （d））。

3 不同类型相结构储层开发调整建议

针对4种类型相结构储层水淹特征，笔者初步分析总结出不同类型相结构储层下步调整挖潜建议［10，11］。Ⅰ类相结构储层水淹程度高，但仍存在小层内井段未射孔或未钻遇情况，且水淹层测井解释结果显示储层的上部和边部未被水淹，可采用下部封堵上部压裂注水、对未开采井进行补孔等方法驱替剩余油或打水平井［12］的方法开采剩余油。Ⅱ、Ⅲ、Ⅳ类相结构储层开采井网未控制到的砂体多，且受储层非均质性、岩性等控制注入水沿着物性较好的区域流动，其他地方则未波及，另外，某些小层注采系统不太完善，造成层内压力增高，注入井注入的水无法波及到较远的距离，形成剩余油富集区，可以采取完善井网、调整生产井点、补孔，利用注采对应系统驱替。此外，受Ⅲ、Ⅳ类相结构储层等薄差层砂岩的分布特点的影响，层间干扰严重，注入水推进困难，可利用多种手段相结合，将注水、采油、补孔、堵孔、压裂等方法有机结合，协调注采对应关系来开采剩余油。

4 结 论

1）该区主要发育4种类型相结构储层，受沉积环境影响，4种储层砂体分布各有特征。

2）将储层沉积类型、砂体分布特征研究成果与油田生产实际资料相联系，动静结合，对4种相结构的储层进行水淹特征分析，总结出相应水淹状况和水淹级别。

3）结合油田实际生产措施，提出后期相应可行的开发调整建议，以期为剩余油开采提供理论依据。

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