扶余油田西5-8区块单砂体的精细刻画

吴海俊， 付美龙， 鲁 宁， 张修林， 雷云海， 刘玉玲

(1长江大学石油工程学院 2中国石油吉林油田公司)

一、扶余油田西5-8区块开发概况

扶余油田西5-8区块在1962年10月投入开发到2012年10月区块经历了三次大规模加密调整。经过多年的注水开发,西5-8区块已经进入高含水开采阶段。注入水改变了储集层中油水分布的初始状态,也影响储集层孔隙结构和流体性质,使其非均质性愈加严重,油水分布更复杂,将油层组、小层作为储集层研究单元已无法满足生产需要。后期研究储集层的单砂体将成为重点,单砂体的层次划分、平面识别、沉积成因分析及单砂体与剩余油关系是研究的关键。因为单砂体的三维空间展布对油田后期补钻加密调整井、分层注水及进一步开采剩余油具有十分积极的意义[1]。因此，单砂体刻画成果可为复杂的剩余油分布找到了理论根据，有效的提高注水驱油效率。

二、单砂体精细刻画的原则与方法

单砂体是指自身垂向上和平面上都连续，但与上、下砂体间有泥岩或不渗透夹层分隔的砂体。扶余油层细分后的小层实质上还是不同沉积成因的单砂体组合。

1. 单砂体划分原则

扶余油田泉四段主要为三角洲分流河道沉积，根据不同的岩性组合、外部形态、内部沉积结构、界面的性质和剖面特征，进行研究区内单砂体剖面和平面分布特征的研究，并按照以下基本原则：①储层厚度大于0.5 m；②泥质含量小于40%；③同一砂体内部，夹层厚度小于0.5 m；④单砂体在垂直流向的方向上呈现顶平底凸的透镜状[2]。

2. 单砂体划分方法

划分单砂体本质就是对分流河道和水下分流河道形成的复合河道砂体进行单一期次河道砂体识别。单砂体划分是以沉积间断面为依据进行划分单砂体。沉积间断面是指在纵向沉积层序中，一期连续稳定沉积结束到下一期连续稳定沉积开始之间形成的不同于上、下邻层的特征岩性。主要包含3种类型：泥质夹层、钙质层、物性夹层或均一叠加砂岩电测曲线突变层[3-5]。

三、单砂体剖面展布特征研究

在之前研究基础上，对西5-8区内353口井进行了单砂体划分，共划分40个单砂体，每个小层划分2个单砂体，扶余油层单砂体平均厚度2.6 m。

单砂体单元在剖面上的分布主要受沉积作用的控制，如水动力能量的强弱等。泉四段从第3小层到第13小层分支河道微相与前缘亚相水下分支河道微相十分发育，河道交织分叉明显，河道砂体全区广布，相互切割叠加形成大面积的复合河道，且平面连通性较好[6-7]。因此，在单砂体精细划分的基础上，根据岩性、测井曲线特征，充分考虑沉积构造和油气水的组合关系，开展单砂体剖面展布特征研究。综合文献和调研分析得到，砂体纵向形态顶平底凸，南北向剖面连通性相对较好，延伸范围广；东西向横向上砂体连续性相对较差。砂体连续性最好的为13.1、13.2、11.1、11.2、9.1、9.2、7.1、7.2、6.1、6.2、4.1、4.2，宽度在100～500 m，厚度1～8.6 m，平均厚度在2.5～3.8 m。3.1、3.2、8.2、10.1、10.2、12.1、12.2砂体连通性相对较好，宽度在60～450 m，厚度在0.5～7.2 m，平均厚度在2.4～2.8 m，1、2小层内单砂体连续性最差，多呈孤立状分布宽度在100 m左右，厚度为2～3 m。

单砂体剖面上，各砂体及砂体内部组合特征明显。在垂向叠加与河道平面接触关系中主要有四种模式：孤立式、对接式、切叠式、叠加式[8-9]。扶余油层的1、2小层是以孤立式为主，3～13小层是以切、叠式为主，对接式次之、孤立式较少。

四、剩余油及其控制因素研究

1. 主力砂体厚度

单砂体研究结果显示，西5-8区块主力层各单砂体厚度基本一致，平均在3 m左右。研究各单砂体的水洗厚度，以此指导各单砂体剩余油分布研究，与2003～2006年调整井对比，目前各单砂体水洗厚度增加，水淹加重。

2. 主力单砂体水洗厚度研究

与2003年对比，西5-8区块经过三次大规模调整的注水开发，各单砂体水洗厚度普遍增大，平均水洗厚度增加0.4 m，油层剩余油呈下降趋势(图1)。

图1 西5-8区块主力油层水洗厚度对比图

3. 井点剩余油控制因素研究

综合单砂体研究结果及剩余油的平面展布关系，研究近井距2口井之间的井间砂体变化与剩余油分布关系，能够看出井点上的剩余油变化主要受单砂体的发育及变化影响。

3.1 受区域内单砂体平面发育状况控制

新水井XS+11-12.1与新水井XS+11-11.2相距30 m，XS+11-11.2与X11-11.2相距30 m，XS+11-11.2与老水井X11-11.21相距100 m。区域内新井XS+11-12.1井4.2单砂体发育，剩余油比较好。右侧相邻30 m新水井XS+11-11.2井4.2单砂体不发育，以及右侧三口井均不发育，XS+11-12.1井4.2剩余油富集，主要受平面单砂体平面发育控制，结果见图2。

图2 西XS+11-12.1 XS+11-11.2 X11-11.2 X11-11.21井4.2砂体变化图

3.2 受区域内单砂体平面岩性变化控制

两口井相距30 m，11.2单砂体平面展布差异不大，属于同一相带；厚度上差异不明显，XS+13-7.2井单砂体厚度为3.2 m，XS+13-8.2井11.2单砂体厚度为3.1 m，见图3。

纵向上，西侧水井XS+13-7.2井11.2处于岩性好的部位，X+13-8.2井11.2单砂体处于岩性变差部位，老水井X+13-8.2水井虽然注水多年，但11.2单砂体岩性从X+13-8.2区域向XS+13-7.2区域是越来越差的，该方向受注水作用相对较弱，正是XS+13-7.2井11.2层目前水洗相对较弱、剩余油仍较富集的主要原因。

3.3 受区域砂体纵向韵律变化控制

老注水井X+15-7.2与2014年其东侧新加密的一口注水井XS+15-6.1，两井相距100 m；10小层含两个单砂体，11.1、11.2，10小层在区域内纵向表现明显的正韵律，即11.1单砂体岩性普遍较11.2差；X+15-7.2老水井自2003年1月投注以来一直注水，注水层段为8～10，含水10小层，从新水井上部与下部剩余油差异明显反应出，11.1岩性差吸水相对较弱，11.2岩性好吸水较强，是新水井XS+15-6.1剩余油明显好于11.2的主要原因，见图4。

图3 XS+13-7.2 X+13-8.2井11.2单砂体纵向剖面连通图

图4 X+15-7.2 XS+15-6.1等部分井区单砂体纵向岩性变化图

4. 平面剩余油控制因素研究

根据井点剩余油研究成果，形成各单砂体平面剩余油分布形态，可以得到主力砂体9.2、11.1、13.1、20.1、20.2剩余油较富集，平面分布无明显的规律性，主要受井网不完善及构造控制的影响。

5. 纵向剩余油控制因素研究

根据各单砂体量化剩余油研究，历史上主力砂体剩余油富集，目前主力砂体剩余油仍较富集，如4.1、4.2、7.1、7.2、9.1、9.2、11.1、11.2、13.1、13.2等单砂体原始含油饱和度与2003～2006年含油饱和度对比，平均下降5%下降幅度不大。

五、结论

(1)扶余油田单砂体剖面展布特征表明砂体纵向形态顶平底凸，南北向剖面连通性相对较好，延伸范围广，东西向横向上砂体的连续性相对较差。

(2)扶余油田各单砂体的水洗厚度与2003～2006年调整井对比，目前各单砂体水洗厚度增加，水淹加重。

(3)从近井距的井间砂体变化与剩余油分布关系，能够看出井点上的剩余油变化主要受单砂体的发育及变化影响较强。

(4)主力砂体9.2、11.1、13.1、20.1、20.2剩余油较富集，其平面分布无明显的规律性，主要受井网不完善及构造影响明显。

(5)各单砂体量化剩余油研究表明主力砂体剩余油仍较富集，与2003～2006年对比，平均下降5%。

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