砂体叠置关系与剩余油分布规律

杜殿发，郭乔乔，郑 洋，张根凯，张 雪

(中国石油大学(华东)，山东 青岛 266580)

0 引 言

中国大多数油田已进入高含水开发阶段，剩余油日趋分散，开发难度不断增大。砂体间的叠置关系直接控制注水开发油田的水淹特征，常规的储层研究已无法满足油田生产的需要，需对砂体间的接触关系展开精细研究[1]。胡光义等[2]对海上油田河流相复合砂体的叠置样式展开研究，封从军等[3]对三角洲前缘复合水下分流河道的单砂体进行识别，以上研究只局限于砂体叠置类型的描述与划分，对不同砂体叠置关系下的剩余油分布研究仅停留在定性层面上，未曾利用数值模拟手段对不同砂体叠置构型下的流线与剩余油分布展开集中研究。以孤东油田七区西区块的地质条件为基础建立概念模型，利用流线数值模拟方法[4-5]，观察流线分布，分析不同砂体叠置类型下剩余油的分布规律，为油田开发后期剩余油分布预测与开发方案的调整提供借鉴。

1 砂体叠置关系

1.1 油藏概况

孤东油田位于渤海湾盆地济阳坳陷沾化凹陷东北部，是一个以上第三系馆陶组疏松砂岩为主要储集层的大型披覆背斜构造整装油藏。孤东油田划分为八大区块，其中，七区面积最大。孤东油田七区西整体地层倾角平缓，其北、西、南均被断层切割，视为封闭边界，向东与七区中自然相连，馆陶组上段为主力油层，属河流相沉积，油层埋深一般为1 180～1 450 m，含油面积为11.7 km2，石油地质储量为7 055×104t，有效厚度为10 m，平均孔隙度为34%，油藏平面渗透率为2 400×10-3μm2，垂向渗透率为240×10-3μm2，具有高孔高渗、强非均质、储层结构疏松、易出砂的特征[6-7]。1986年以来，经历30多年的开发，目前区块已全面进入高含水开发后期阶段，砂体叠置关系复杂，注入水流线驱替效率低下，剩余油分布趋于“整体零散、局部富集”的特点。

1.2 砂体叠置类型

由叠置样式的控制因素可知，砂体叠置样式是可容纳空间A与沉积物补给通量S比值的函数。以A/S=1为界线，砂体叠置样式与接触关系随A/S改变产生规律性变化[8-11]。当A/S>1时，可容纳空间大，沉积物补给相对不足，单砂体孤立存在并伴随泥岩夹层，逐渐发育成单砂体泥岩夹层孤立型叠置关系；其中，曲流河砂体构型下的点坝砂内多发育此类型叠置，表现为倾斜的泥质侧积层[12]。当A/S<1时，沉积物补给过快，河流发生侵蚀下切，平面上发生侧叠型砂体叠置，垂向上发生堆叠复合型叠置，其中，辫状河砂体冲刷作用强，横向上不同类型或不同期次的砂体直接接触，多发育侧叠型和堆叠复合型叠置类型[13]。

2 剩余油分布

2.1 概念模型的建立

基于孤东油田七区西区块的地质条件建立概念模型，运用Eclipse数值模拟软件，观察不同砂体叠置样式下的流线分布[14-16]，剖析剩余油分布规律及其原因。概念模型为均质油藏，网格大小为20.0 m×20.0 m×0.5 m，模型x和y方向划分为30×30个网格，纵向上分20个模拟层。为便于对不同砂体叠置类型展开研究，在叠置砂体区域一侧设置1口注水井，另一侧设置1口生产井，观察注入水从开始注入地层，到波及砂体叠置区域，并最终流向生产井的整个驱替过程。模拟区块流体及岩石物性参数见表1。

表1 模拟区块的流体及岩石物性参数

2.2 剩余油分布规律研究

油藏中砂体叠置现象普遍且叠置样式繁多，深受水动力大小、方向及岸质条件的影响[9]。利用Eclipse数值模拟软件，设定不同的渗透率等地层物性参数以表征不同的砂体类型，以此来模拟不同空间叠置样式下的油水渗流状况，对比叠置面前后流线分布的变化，分析剩余油的分布规律，进一步确定剩余油富集部位，为下一步挖潜提供科学依据。

2.2.1 单砂体泥岩夹层孤立型

图1为单砂体泥岩夹层孤立型。由图1b可知，驱替水从注入井I1、I2流向生产井P1、P2，随着流线的延伸，流线分布经历集中—发散—集中的变化趋势。随着水流的推进，由于遇到不渗透泥岩的阻挡，水流方向发生了改变，泥岩内没有流线穿过，在泥岩夹层之间的可渗流区域存在水流波及。由于倾斜泥岩带的存在，注入水沿着泥岩带倾斜方向向上推移。泥岩上部地层在重力作用优势下获得了较强的水流驱替作用，其平均剩余油饱和度约为32%；泥岩下部的平均剩余油饱和度约为47%，表明在泥岩区及泥岩下部区域形成了剩余油富集区。

图1 单砂体泥岩夹层孤立型

2.2.2 侧叠型

河道砂体遭遇到不同程度的河流冲刷与侵蚀作用，会形成以侧叠型为主的横向砂体叠置关系，分为冲刷侧叠型和下切侧叠型。在多期河流发育的地区，由于受到晚期较平缓的河流冲刷作用，早期河流沉积单元被部分或完全冲蚀，形成较平缓的冲蚀面，并在冲蚀面一侧沉积发育新的河道砂体，形成侧向上相互叠加的厚层冲刷型侧向叠置。在某些河道特殊部分(如曲流河凹岸侧)处由于遭受河流的强烈冲蚀作用，河道沉积物直接覆盖在早期河道砂体上，形成典型的下切型侧向叠置类型。

(1) 冲刷侧叠型(图2)。由图2可知，砂体1右侧区域在河流的冲刷与侵蚀作用下被后期发育的砂体2所叠置，由于两砂体物性、空间位置及砂体展布的差异，注入水的推移方向在经过砂体叠置面时发生改变，整体存在向右上侧突进的趋势。另外由流线的分布可知，位于砂体1右上部的砂体2突兀部分(图2b中虚线处)，流线的分布较稀疏，其特殊位置导致注入水难以波及，形成了剩余油富集区域，剩余油饱和度超过附近同类型砂体5～15个百分点。叠置砂体剩余油分布规律呈现上部区域高于下部区域，边缘区域高于中心区域。

图2 冲刷侧叠型

(2) 下切侧叠型(图3)。由砂体沉积原理可知，砂体1最先沉积，依次为砂体2、砂体3和泥岩。在强烈的河流侵蚀作用下，砂体3对砂体1和砂体2发生严重的下切型侧向侵蚀，后期泥岩对砂体3发生下切侵蚀，沉积过程又伴随着砂体1、砂体2、泥岩间的冲刷型侧向侵蚀，整体表现为如图3a所示的下切型侧向叠置类型。由图3b中所示的流线分布可知，在重力的影响下，一部分驱替水从注入井I1、I2注入地层后便急速下行并迅速蔓延到下部的砂体3。砂体3渗透性好，驱替程度高，剩余油饱和度低，平均仅为21%。另一部分注入水在沿水平方向推进的同时伴随微弱的下行趋势，砂体2中的油主要依靠该部分流体进行驱替，剩余油饱和度约为36%。在泥岩及其附近区域，流线分布锐减，剩余油饱和度突增。在砂体1、砂体2、砂体3接触的地层区域，流线分布少，相对驱替程度低，造成该区域剩余油饱和度高于其上部和下部临近区域，最大剩余油饱和度差值可达10个百分点。此砂体的叠置不利于注入水的有效推进，砂体叠置越复杂，水驱油程度越差，采收率越低。

图3 下切侧叠型

(3) 堆叠复合型(图4)。由图4a可知，砂体1、砂体3之间和砂体2、砂体4之间均发生垂向切叠，砂体3、砂体4之间发生垂向叠加，并且整个地层夹杂着侧积泥岩隔层。这种垂向上的切叠、叠加及侧积泥岩隔层的不规则分布组合形成了堆叠复合型砂体叠置类型。由图4b可知，砂体叠置交界处的大部分流线会沿平行于砂体叠置交界面方向前移，倾向于不穿透叠置层并在原砂体内流动的趋势(见图中标线处)。砂体3内分布的流线数量明显多于其他砂体，水驱程度高，剩余油饱和度低，平均为23%。从整体砂体分布角度而言，砂体3是渗流优势通道[17-18]，水淹快。地层中的侧积泥岩迫使流线改变前进方向，使得侧积泥岩及其下部区域剩余油偏高，泥岩上部区域由于遭受水的驱替，剩余油饱和度明显低于泥岩下部区域，其平均剩余油饱和度分别为26%、56%。在重力影响下，注入水具有向前下方推移的趋势，致使砂体4下部地层驱替程度高、剩余油饱和度低，约为24%。

图4 堆叠复合型

3 实例应用

孤东油田七区西Ng52+3通过岩心标定测井进行单井岩心的识别，明确河道砂体内部多出现以泥岩、泥质粉砂岩为主的物性、岩性夹层，单砂体泥岩孤立型砂体叠置关系较为发育，河道边缘内部的泥质充填为渗流屏障[19-20]。点砂坝是主力产油区且其内部多发育倾斜的泥质侧积层，多见冲刷侧叠型与下切侧叠型砂体叠置类型，部分区域发育堆叠复合型砂体叠置类型。经过多年的注水开发，孤东油田剩余油分布表现“整体分散，局部富集”的特点。矿场针对不同砂体叠置类型下剩余油分布特征，采取不同的技术调整对策：如针对泥岩夹层发育区域不断优化射孔位置、优化矢量注采等，不断降低夹层对剩余油的遮挡作用；针对砂体侧叠区域开展精细油水分布描述，对剩余油富集区域实施加密新井等井网优化措施，不断提高驱替水的波及效率；针对堆叠复合型砂体叠置区域开展精细开发层系划分，封堵优势渗流通道，不断提高注入水驱替效率。孤东油田七区西Ng52+3共钻新井9口，平均新建产能为1.1×104t。实施措施后10口老井恢复生产，调整11口开发层系井，调整开发井网，从前期的排状注水转为300 m×300 m、300 m×150 m的反九点井网，全井组实施交替脉冲式注水开发，总体采收率提高约2个百分点。

4 结 论

(1) 砂体叠置类型复杂多样，主要分为单砂体泥岩孤立型、以侧叠型为主的横向砂体叠置和以堆叠复合型为主的垂向砂体叠置。其中侧叠型又可细分为冲刷侧叠型和下切侧叠型。

(2) 砂体叠置对流线分布、剩余油的驱替有重要影响。泥岩的存在迫使流线发生改变，致使泥岩及泥岩附近容易形成剩余油富集区。剩余油分布呈现叠置区域上部高于下部、边缘区域高于主体区域规律。

(3) 堆叠复合型砂体叠置高渗透层流线分布密集，水驱程度高，水流突进快，容易形成优势通道；低渗透层流线分布稀疏，水驱程度低，剩余油饱和度高。叠置面处的大部分流体沿平行于叠置面的方向进行驱替，具有倾向于保持在原砂体内渗流的流动趋势。