濮城油田东区沙二上2+3厚层非均质油藏精细开发研究

摘要：濮城油田东区沙二上2+3油藏为厚层非均质油藏，储层沉积微相控制着储层物性和储层的非均质特征，造成水驱动用状况存在较大的差异。通过地层精细对比、构造精细刻画、沉积微相研究、三维地质建模，精细刻画砂体展布、储层发育以及剩余油分布特点，继而制定合理可行的开发技术政策，进一步有效提高油藏水驱波及体积、改善油藏开发效果。

关键词：沉积相;构造;非均质性;剩余油

1 前言

濮城油田东区2+3油藏是沙河街组沙二段上部第二、第三两个砂层组组成的一套含油层系，属具有边水的构造层状油藏。油藏具有如下地质特征：

（1）储层沉积特征表现为浅水环境下的快速沉积岩性特征，为辫状河三角洲沉积体系，砂体物源主要来自东北方向。油层主要在断层高部位较发育，东部只发育沙二上2砂组的上油组，油层由西向东逐渐变薄并过渡为水层。

（2）油藏属于常压系统，地层压力系数1.0。除个别小层油水界面稍低外，油水界面多为-2440米，油藏边水活跃。

2 开发研究现状

该油藏经过30多年的高速注水开发，已进入特高含水油藏开发后期，面临的主要问题有：一是储层物性差异较大，一类层吸水强度较大，二三类层动用较差，而且隔层较薄，多数井点上隔层不足1m，给分层开采带来较大的困难，无法进行分层开采或采用细分层系的开发方式进行调整治理，层间矛盾比较突出。二是长期的注水开发进一步加剧了层内矛盾，造成油藏水驱动用差异大，水驱效率低。

目前东沙二上2+3油藏平均注采井距为280米，注采对应连通率为82.3%，水驱控制程度为81.8%，水驱动用程度为58.3%。主力层井网相对完善，差层井网控制程度低，储量动用不均衡。

3 精细开发研究

针对开发中出现的问题，通过地层精细对比、构造精细刻画、沉积微相研究、三维地质建模和数模研究，搞清楚剩余油分布规律，做到精细调整，有的放矢。

3.1 地层精细对比

开展地层精细对比研究，将东区沙二上2+3的2套砂组细分为19个流动单元，其中沙二上2砂组分为9个流动单元，沙二上3砂组分为10个流动单元，完成了分层数据资料的统计，建立了分层数据库。

储层沉积特征表现为浅水环境下的快速沉积岩性特征，为辫状河三角洲沉积体系，砂体物源主要来自东北方向。顺物源方向，河道砂体连通较好，垂直物源方向，河道砂体连通不好。沙二上2砂组油层在断层高部位全区发育，平均砂岩厚度17.3米，砂岩连通率92.4%，在构造低部位仅发育沙二上2的上油组，平均油层有效厚度2-3米，沙二上3的上油组仅发育在断层高部位，多呈土豆状分布;沙二上3的下油组全区发育水层。

3.2 构造精细刻画

濮城油田东区位于濮城背斜构造东翼，整体构造形态为一半背斜，为西倾断层与东倾地层组成的反向屋脊式断块，构造面积约9.8Km2。通过断点与同相轴响应结合追踪的方法，精细解释了整个构造Ⅱ级、Ⅲ级、Ⅳ级断层共80多条。为油水分布的认识提供了有力依据。本次研究立足于三维地震进行断层精细解释，主要利用地震反射特征进行断层识别。

在地震剖面上大断层很容易识别，主要表现为：（1）反射同相轴或波组发生明显的错断;（2）断层处的反射同相轴发生波形转变、能量减弱等特点[1];（3）剖面上高序级断层附近会出现断裂带;（4）断层延伸一般较远，对区块或区带起着控制作用等一些很明显的特征。低序级断层的断距和延伸长度上规模都比较小，在剖面上同相轴变化很微弱，特别是一些断距小于10m的低序级断层。在地震剖面上，其主要特征表现为：（1）地震同相轴相位的微小错开;（2）地震同相軸相位发生扭曲;（3）反射振幅突然变弱或变强;（4）相邻层位的错动;（5）同相轴形状突变;（6）同相轴发生强相位转换。

3.3 沉积微相研究

东区沙二上2+3油藏岩石粒度较细，主要为泥岩、泥质粉砂岩和粉砂岩，其中构成储层的是粉砂岩。镜下观察表明该区砂岩杂基含量较高，52%的岩样杂基含量大于15%，石英含量一般为45-74%，平均为62.4%，长石含量10-31.3%，平均23.6%，岩屑含量10-20%，平均14%，Q/R+F=1.66。砂岩粒径0.01-0.7mm，以0.05-0.25mm为主。砂粒磨圆度为次棱-圆，分选系数1.19-2.13，平均1.51，中好为主，多见斑状结构和似斑状结构。以上结果说明，本区储层主要为粉砂岩，具有较低的成份成熟度和较高的结构成熟度。在岩心描述、粒度分析、测井相分析的基础上分析区域沉积微相类型：水下分流河道、前缘席状砂、远砂坝、浅湖等。

依椐岩石及沉积特征，确定该区沉积属较浅水的辫状河三角洲沉积，研究区位于辫状河三角洲前缘相带，依据岩石相垂向沉积序列，在岩心中识别出辫状河道、河道间微相、席状砂微相、远砂微相、深湖—半深湖相等沉积微相。砂体主要是辫状河道砂体及较少量的河道间和席状砂。

根据沉积微相岩电特征，划分了东区沙二上2+3油藏19个流动单元的沉积微相，并编制了沉积微相分布图。以主力层沙二上2的第5个流动单元来概述本区的微相分布特征：物源以东北部及东南部为主，发育辫状水道相、水道间相、席状砂微相。东北部源区在濮5-151井、濮5-188井处形成片状展布的辫状水道砂体，砂体厚度大于8米，水道呈舌状由东北向东南延伸;水道间砂体呈带状分布于东北部，至本区中部消失。东部物源在濮5-7井、濮5-35井处向西南部延伸，以带状水道砂体分布，厚度大于6米;水道间砂体呈条状、土豆状分布于水道砂体之间，延伸较短，在水道消失处发育前缘砂体，厚度2-4米。总体上看该流动单元砂岩发育。

3.4储层非均质性研究

储层非均质性是指储层内部的不均一性[2]，也就是储层砂体内部及其之间的差别、相互关系等。储层非均质性决定了油藏内流体的流动特性，进而决定了剩余油的分布，因而评价储层的非均质性成为储层表征的重点和目标之一。。

（1）层间非均质性研究

其渗透率变异系数为0.49，级差是5.4，突进系数1.6，平均值是154.1，最大是241.2，最小值是44.7，东区沙二上2+3的层间非均质较弱，层间总体上为较均质储层。

（2）层内非均质性研究

对流动单元的砂体钻遇率统计表明，钻遇率最小为36%，最高达到92%，平均为74%。除2砂组的6流动单元及3砂组的10流动单元砂体钻遇率小于43%，其余的流动单元砂体钻遇率基本超过60%，说明本区砂体钻遇率比较高，砂体的连续性较好。依据单井物性解释结果，勾绘了各流动单元的孔渗图。2.4小层的渗透率变异系数为0.49，级差是682.14，突进系数5.3，平均值是179.47，最大是955，最小值是1.4，东区沙二上2.4的层内非均质较强。3.1小层的渗透率变异系数为0.49，级差是796.08，突进系数3.96，平均值是241.2，最大是955.3，最小值是1.2，东区沙二上3.1的层内非均质较强。

（3）平面非均质性研究

不同的沉积环境，由于沉积方式不同，水动力特征也各有差异，形成不同的垂向韵律特征，决定了平面非均质的不同。本区发育水道微相、前缘席状砂微相、远砂微相，它们的非均质性各有特点：水道相储层非均质性严重，席状砂微相非均质性中等。

4 剩余油研究

本次剩余油研究以深化油藏地质认识和油藏精细描述为基础，以油藏动态、油井产出剖面、水井吸水剖面等動态监测资料分析为依据，综合应用油藏工程方法和数值模拟，定性、定量研究剩余油的分布状况。

三维立体建模平面上网格密度为20m×20m，纵向上将该油藏地层分为2个砂组，划分为19个小层，纵向网格高度0.5～1m。选择黑油模型[3]，对建立的三维两相地质模型进行数值模拟计算。

从剩余油的平面分布规律、各模拟层的开发指标和剩余分布图看，控制剩余油分布的因素主要有三个：

1、构造因素：由于断层的遮挡，断层附近剩油较集中，靠近断层附近的区域，剩余油饱和度一般较高，大于0.4。在井网控制不住的微构造高点也是剩、余油富集的地区。

2、岩性和储层非均质性：由于岩性的变化，砂岩变薄、渗透性变差的地区，剩余油饱和度较高。由于储层的非均质性影响，纵向上导致层间差异，平面上导致水驱不均匀，在物性变差的低渗层和低渗区域，水驱动用程度差或未动用，剩余油饱和度高，剩余油富集。

3、注采系统：包括注采井网、注采井位和注采强度。在注采井网不完善或因注采层位和注采强度导致的水驱控制和动用差或未动用的地方，也是剩余油富集区域。

5 结论

（1）通过构造精细解释，刻画低序级断层，判断断层在储层分布的控制作用，对于油藏的精细开发具有重要的指导作用。

（2）不同的沉积微相有着不同的储油特点，对应着不同的开发方式，精细刻画沉积微相并搞清楚相应的储层结构对于精细挖潜有重要作用。

（3）利用建模和数模手段精细刻画剩余油，并进行分类分析，对于油田开发有直观的指导作用。

参考文献：

[1] 李帅，李金奇.少数井控制的大区域二维地震解释方法[J].内蒙古石油化工，2011，37（205）：23～27