海相深层砂岩油藏开发中后期油层水淹特征

黄 素，徐怀民，王 超，周新平，王培俊

(1.中国石油大学，北京 102249;2.中油塔里木油田分公司，新疆 库尔勒 841000)

引 言

D油田A油藏埋深为5 700～6 115 m，经过长期注水开发，油藏进入中高含水期。A油藏纵向含油层段较多，由于沉积特征不同，油藏内部存在不同程度的水淹。注入水的长期冲洗作用使油藏储层的孔隙结构以及油气水分布状态发生了较大的改变，层间矛盾更加突出，油藏开采难度越来越大。因此，清楚地认识油藏的水淹状况和水淹层的分布特征，对精细刻画油藏剩余油分布、制订合理的开发技术政策及提高油藏采收率都具有十分重要的指导意义[1-4，13-15]。

1 油藏特征

A油藏储层形成于无障壁海岸的前滨—临滨—过渡带环境，主要含油层段为石炭系CIII油组DH段的灰色及灰白色石英细砂岩夹薄层粉砂岩。DH段钻遇砂岩厚度为257 m，自上而下分为9个岩性段，其中1～6岩性段发育油层。储层孔隙度为12% ～22%，平均为15.99%;渗透率为4×10-3～128 ×10-3μm2，平均为 59.52 ×10-3μm2。油藏储层物性垂向上具有明显“阶梯特征”:2岩性段下部和3岩性段为中孔、中渗储层;向上和向下分别为中孔、低渗和低孔、低渗储层。油藏层内非均质性较强，平均渗透率变异系数为1.60。

该油藏于1993年采用井距600 m、7采5注的井网模式投入开发，1994年开始注水。目前采油速度为0.54%，综合含水率达69.38%，采出程度仅为35.05%。受储层非均质性和注采关系等因素影响，油藏水驱三大矛盾突出，储量动用不均衡。

2 水淹级别确定

A油藏近1/3的油井投产就见水，目前油井含水率均在40%以上，存在注入水、边水和底水多种水淹模式。利用岩心分析毛管压力、相渗等资料，计算出水淹层的含油饱和度、含水率及驱油效率等参数，结合生产动态资料进行综合分析，确定油层水淹级别划分标准(表 1)[5-6]。

表1 D油田A油藏油层水淹级别划分标准

据此标准对A油藏29口油井的水淹级别进行划分:水淹厚度共809.81 m，占油层总厚度的29.04%，其中29.03%为低水淹层，34.49%为中水淹层，36.48%为高水淹层;中、高水淹层中注水易沿优势通道形成无效水循环。

3 水淹特征

3.1 不同岩性段的水淹特征

统计各油井纵向油层水淹情况发现:随深度加深，水淹层厚度比例逐渐增大。1～3岩性段水淹层较少，而6岩性段油层发育较少，已全部水淹。其中，1岩性段水驱效率和采出程度偏低，低水淹所占比例最高，是主要的剩余油富集段;4岩性段物性相对较差，局部剩余油富集(图1)。

图1 各岩性段不同水淹级别储层分布

3.2 不同厚度砂体的水淹特征

A油藏DH段共识别含油砂体224个，总厚度为2 697.61 m。根据海相砂岩沉积厚度较大的特点，将砂体厚度分为4个区间:①薄砂体，砂体厚度小于5 m，数量少，仅3个，占砂体总数的1.34%;②较厚砂体，砂体厚度为5～10 m，砂体数量为47个，占总数的20.98%;③厚砂体，砂体厚度为10～15 m，砂体数量为130个，占总数的58.04%;④巨厚砂体，厚度大于15 m，砂体数量为44个，占总数的19.64%，储层以厚砂体为主。

对各类砂体水淹级别分析表明:薄砂体未见水淹;厚砂体水淹最严重，水淹比例为52.94%，水淹级别较高;较厚砂体水淹比例为42.42%;巨厚砂体水淹相对较少，水淹砂体比例为12.82%。由此可见，偏薄或过厚的砂体中油层水洗动用效果都较差，而厚度介于10～15 m的砂体吸水较好，水淹比例较高;反映出海相砂岩与陆相砂岩单砂体的水淹特点有所不同[7-8]。

3.3 不同沉积相带储层的水淹特征

沉积相是决定储层性质的主要地质因素之一，与储层的水淹特征密切相关[9-12]。A油藏DH段沉积是一次海水不断海侵的过程，自下而上依次发育前滨砂体、上临滨砂体、中临滨砂体、下临滨砂体以及过渡带砂体5种沉积砂体类型。

统计不同沉积砂体的水淹级别，中下部物性较好的中临滨、上临滨以及前滨砂体的水淹层比例要明显高于中上部物性较差的下临滨和过渡带砂体;同时，高水淹储层也主要分布在中临滨和上临滨砂体中。过渡带和下临滨砂体以低水淹为主，中临滨砂体中的高水淹和中水淹所占比例皆较大，而上临滨和前滨砂体则以中水淹为主，表明中临滨沉积环境中发育的含油砂体吸水能力较强，水淹较严重。

3.4 不同物性类型储层的水淹特征

依据油藏开发前后的岩心分析结果，得到注水前原状储层和注水后水淹储层中不同物性类型储层的比例分布(图2)。由图2可知，原状储层主要为低孔、低渗和中孔、中渗类型;随着物性变好，储层水淹程度逐渐加深:高水淹主要出现在物性相对较好的中孔、低渗和中孔、中渗储层中。水淹后储层中低孔、特低渗、低孔、中渗和中孔、低渗类型所占比例增加，而低孔、低渗和中孔、中渗类型的比例降低，并新出现了特低孔、特低渗储层，表明注水开发导致部分储层物性变差，造成了储层伤害。

图2 注水开发前后各种类型储层所占比例分布

3.5 夹层对储层水淹程度的影响

A油藏DH段内发育众多低—特低渗透、不均匀分布的夹层。上部1、2岩性段形成于水体较深、水动力较弱的沉积环境，夹层最为发育，厚度多大于2 m。下部5、6岩性段次之;中部3、4岩性段储层多形成于水动力强的中临滨环境，夹层发育少。依据岩心观察，该区夹层可分为泥质夹层、灰质夹层和泥灰质夹层。通常泥质夹层形成于海水进退或砂体迁移时的砂质间断期，平面分布较稳定，可形成区域性隔层;泥灰质夹层主要为砂坝或滩面底积层，发育在砂体底部，分布相对稳定连续;灰质夹层由局部钙质沉淀形成，多呈条带、斑块状等，厚度较薄且零散分布。

分析各油层中水淹与夹层发育情况表明(图3)，夹层发育频率与密度均与水淹程度成反比，水淹层中的夹层明显少于未水淹层。其中泥质夹层由于其数量较多、厚度较大，对储层水淹程度的影响最大，灰质夹层次之，而物性相对较好的泥灰质夹层则差异不大;可见注入水主要受到物性差的泥质与灰质夹层的阻挡作用。平面上，由于1、2岩性段层间大量发育泥质夹层，形成了区域性规模的半隔层至隔层，因此对内部油层含水上升速度起到一定的抑制作用，形成剩余油富集区。

图3 不同水淹级别储层中夹层分布情况

3.6 油藏平面水淹特征

根据地震反演结果，A油藏平面上物性变化较小。受构造和沉积的影响，油藏水淹储层基本平行于构造长轴方向分布;构造低部位井的油层相对于高部位井更易水淹，且水淹层位更靠近DH段上部:低部位井大多在1岩性段就已经水淹，而高部位井基本从3岩性段才开始水淹。油藏南东、南西方向主要注水井附近区域水淹强度大、北西方向次之，而北东方向和中部构造高点地区水淹相对较弱。由下至上，各岩性段水淹储层的分布范围具有继承性。目前油藏中剩余油主要富集在1岩性段的西北和东北部、2岩性段中部，以及4岩性段中部和东北部储层中。主力层3岩性段的平面水淹状况较好地展示了油藏平面水淹特征(图4-7)。

4 结论和建议

(1)纵向上，油层水淹主要受储层物性、砂体厚度以及沉积相带和夹层展布的控制。储层物性越好越易水淹，厚度介于10～15 m的砂体注水效果较好，中临滨和上临滨砂体中高水淹储层分布比例大;而泥质夹层对注入水的阻挡作用较明显。

图4 未水淹储层厚度平面等值线

(2)平面上，油层水淹主要受构造、注采位置影响，构造低部位和靠近注水井区域水淹较明显。

(3)油藏剩余油在纵向上主要分布于1、2和4岩性段，平面上富集于油藏中部和东北部地区。

图5 低水淹储层厚度平面等值线

图6 中水淹储层厚度平面等值线

图7 高水淹储层厚度平面等值线

(4)针对A油藏目前水淹状况，建议纵向上实施封堵、调层，平面上完善注采井网，优化注采系统，以达到改善开发效果的目的。

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