三角洲前缘储层特高含水后期剩余油分布特征

严 科

(1.中石化胜利油田博士后科研工作站，山东 东营 257002;2.中石化胜利油田分公司，山东 东营 257051)

引 言

胜坨油田是渤海湾盆地最早投入开发的整装油田，目前已开发50 a，综合含水达到96.1%，采出程度37.9%，进入特高含水后期。当前，对于高含水油田剩余油分布的研究成果较多，普遍认为剩余油受沉积相、构造、储层非均质性、开发动态等多种因素影响，呈高度分散状态，在边缘相带、断层附近、构造高部位、正韵律厚层上部以及注采系统不完善的部位相对富集[1-5]。然而现阶段胜坨油田在上述传统潜力区域的剩余潜力已不明显，剩余油分布特征发生了一些变化。笔者以胜坨油田沙二段81层三角洲前缘储层为研究对象，根据2口开发后期取心井的岩心分析以及98口剩余油饱和度测井的解释成果统计，系统总结了特高含水后期剩余油的分布状态和分布类型，阐述了剩余油分布的控制因素及作用机理。

1 地质概况

胜坨油田位于济阳坳陷东营凹陷北部，北面为陈家庄凸起，东面为青坨子凸起，主要发育古近系地层。古近系沙二下亚段沉积时期，研究区沉积古地形为局部小幅隆起的洼陷湖盆，气候潮湿，雨量充沛，水系发育，来自北部陈家庄凸起、东北部青坨子凸起以及东南部东营三角洲的物源持续注入湖盆，形成了大规模分布的三角洲沉积体系[6-8]。其中，沙二段8砂组是沉积最完整、沉积序列最典型的一套三角洲沉积地层，三角洲前缘水下分流河道和河口坝是其主要砂体类型。

2 储层内部结构及原始含油性分布特征

储层建筑结构研究表明，胜坨油田三角洲前缘储层均为多期单一成因砂体叠置而成的复合砂体，具有典型的反旋回垂向层序。图1为三角洲前缘储层内部结构及原始含油性分布特征。由图1可知，沙二段81层形成于一个完整的水体由深变浅的中期基准面下降半旋回，由多个单一成因砂体纵向叠置而成。按照Miall构型理论，可将复合体内部的沉积界面和结构单元分为5级[9]。其中，五级界面为复合体的顶、底界面，是基准面转换期形成的洪泛面或沉积作用转换面，主要为分布稳定的泥岩，延伸范围广。四级界面为复合体中单一成因砂体之间的界面，具有泥质和钙质2种类型，岩性、电性特征明显，将沙二81层分隔为3期具有独立反旋回特征的单一成因砂体。三级界面为单一成因砂体内部增生体的界面，二级界面、一级界面分别为增生体内部层系组和交错层系的界面，由于一级至三级界面规模较小，本文不做讨论。

图1 三角洲前缘储层内部结构及原始含油性分布特征

利用开发初期取心井的岩心分析资料，对三角洲前缘储层原始含油性进行了系统分析。结果表明，原始含油饱和度与储层物性，特别是渗透率之间具有良好的对数相关性。随着储层渗透率的增大，原始含油饱和度也迅速增高，且超过0.2 μm2的渗透率门槛值后，含油饱和度数值差异较小。由于三角洲前缘储层特有的反旋回垂向层序和反韵律渗透率分布规律，导致三角洲前缘储层原始含油饱和度也存在以单一成因砂体为单元的反韵律分布特征。单一成因砂体的上部物性较好，原始含油饱和度较高，砂体下部以及四级沉积界面处物性相对较差，原始含油饱和度相对较低(图1)。

3 特高含水后期剩余油分布特征

3.1 剩余油分布状态

特高含水后期，三角洲前缘储层中的剩余油饱和度表现为3个数值集中分布区，分别对应着剩余油分布的3种状态。

(1)近残余油态。剩余油饱和度约为20%，对应的砂体厚度比例为50.3%，反映半数左右的三角洲前缘储层水驱程度高，剩余油饱和度低，部分层段已接近残余油。

(2)过渡态。剩余油饱和度约为30%，对应的砂体厚度比例为40.1%，反映较大比例的三角洲前缘储层处于向高水淹过渡的阶段中，仍存在一定的剩余潜力。

(3)富集态。剩余油饱和度约为50%，对应的砂体厚度比例为9.6%，反映三角洲前缘储层在特高含水后期仍存在小规模的剩余油富集区。

3.2 剩余油分布类型

三角洲前缘储层原始含油性具有反韵律分布特征，这种反韵律特征是衡量特高含水后期水驱动用状况以及剩余油分布的基准。岩心分析及剩余油饱和度监测结果表明，胜坨油田81层三角洲前缘储层在经历长期水驱开发后，剩余油由原始状态的反韵律分布逐渐演化为3种类型(图2)。

图2 剩余油分布类型

(1)差异分布型。剩余油饱和度整体较低，与原始含油饱和度分布相比，剩余油饱和度以单一成因砂体为单元呈整体下降趋势，单一成因砂体上部剩余油饱和度相对较高，下部剩余油饱和度最低，总体上呈反韵律差异分布特征。该种剩余油分布类型代表着较为均匀的水驱过程，注入水对储层的整体驱替效率较高。胜坨油田三角洲前缘储层中，差异剩余油分布类型的比例最高(49%)，是最具普遍性的剩余油分布类型。

(2)均匀分布型。剩余油饱和度整体较低，但分布相对均匀，同原始含油饱和度分布相比，单一成因砂体上部含油饱和度下降幅度最大，反映了砂体上部高孔高渗段的优势水驱过程。该种剩余油分布类型所占比例约为39.4%，仅次于差异剩余油分布类型。

(3)整体富集型。剩余油饱和度整体较高，与原始含油饱和度相比变化不大，是水驱程度低、剩余油富集的表现。该种剩余油分布类型所占比例约为11.6%，总体规模较小，其成因机理与传统潜力认识有所不同。

4 剩余油分布控制因素及作用机理

一般情况下，剩余油的形成与分布主要受静态和动态2类因素控制。其中，动态因素指井网布局以及注采关系的不均衡性主导的剩余油分布差异，静态因素指储层地质因素主导的剩余油分布差异。胜坨油田三角洲前缘油藏在近50a的水驱开发历程中，经历了多轮次的井网调整和注采关系调整，传统剩余油富集区以及动态因素主导的水驱程度差异越来越小，特高含水后期剩余油的形成与分布主要受沉积界面、重力与级差、砂体成因边界等3种静态因素控制(图3)。

图3 剩余油分布控制因素及作用机理

沉积界面主要指三角洲前缘储层中发育的四级界面，是流体运移的纵向渗流屏障，将三角洲前缘复合砂体分隔为纵向上相互独立的单一成因砂体。原始状态下，三角洲前缘储层中含油饱和度分布以沉积界面为纵向边界，呈反韵律分布特征。在经历长期水驱开发后，剩余油分布仍以沉积界面为纵向边界，以单一成因砂体为基本单元，剩余油分布的具体状态受重力、级差、砂体成因边界等因素的综合影响。

重力与级差是一对影响砂体内部水驱均衡度的静态因素，重力作用使得注入水在储层中具有向下部运移的趋势，级差作用导致注入水具有沿储层高孔高渗段优势运移的趋势。根据储层类型的不同，重力与级差的作用效应可相互叠加或消减。在河流相正韵律储层中，重力与级差产生的叠加影响导致砂体底部水淹严重，加剧了水驱过程的不均衡性;而在三角洲前缘反韵律储层中，重力与级差的作用效应相互消减，使得水驱过程总体相对均衡。

由于三角洲前缘储层的沉积复杂性，反韵律储层的级差值存在区域上的差异。当级差值相对较小，级差对水驱过程的控制作用低于重力作用时，三角洲前缘储层中水驱过程相对均衡，单一成因砂体下部的水驱程度高于上部或与上部持平，以反韵律原始含油饱和度为基准，整个砂体的含油饱和度均衡降低，从而形成具有反韵律特征的剩余油差异分布模式(图3b)。在该模式中，砂体下部剩余油接近残余油状态，所需的驱替压力更大，后续的水驱将趋向于进一步降低砂体上部剩余油饱和度，最终形成剩余油的均匀分布模式(图3c)。当级差值相对较大，级差对水驱过程的控制作用大于重力作用时，单一成因砂体上部的水驱程度高于下部，含油饱和度下降幅度大于下部，但由于砂体上部原始含油饱和度较高，从而形成剩余油的均匀分布模式(图3c)。

砂体成因边界指同时期沉积的单一成因砂体之间(如单一河道、单一河口坝)的侧向边界。砂体成因边界的钻遇率低，其空间分布位置主要通过油藏地质研究进行描述和预测[10-11]。尽管其隐蔽性和识别上的难度，砂体成因边界对于特高含水后期水驱油藏开发的影响已被越来越多的开发动态资料所验证。实际上，大片分布的三角洲前缘储层是由同期沉积的单一成因砂体拼接而成，砂体成因边界与纵向上沉积界面相耦合，可对地下流体形成侧向上的渗流遮挡，从而形成剩余油富集区(图3d)。

5 结论

(1)三角洲前缘储层具有反旋回垂向层序和反韵律物性分布特征，储层原始含油性与渗透率之间具有良好的对数相关性及反韵律分布特征。

(2)特高含水后期，三角洲前缘储层剩余油具有近残余油态、过渡态、富集态等3种分布状态，以及差异分布、均匀分布、整体富集等3种分布类型。

(3)受沉积界面、级差与重力、砂体成因边界等因素综合影响，三角洲前缘储层水驱过程相对均衡，近残余油态、过渡态剩余油以及呈差异分布、均匀分布类型的剩余油占数量优势，砂体成因边界与四级界面耦合形成的侧向遮挡处，水驱程度低，剩余油小规模富集。

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