高含水阶段油藏储层构型和油滴尺度下的剩余油研究——以沧东凹陷扇中辫状河沉积为例

季 岭，蔡明俊，王庆魁，张家良，贾国龙，章晓庆

(中国石油大港油田公司，天津 滨海 300280)

随着油田开发的深入，国内各大油田均进入高含水开发阶段，剩余油研究和挖潜难度越来越大。如何认识剩余油分布规律是摆在地质研究人员面前的难题。国内外学者研究了现代沉积和野外露头，类比油藏储层发现储层内部隔夹层是控制剩余油分布的重要因素[1-7]。沧东凹陷孔店组为大型冲积扇中辫状河沉积[8-10]，其中发育多个已开发油田，均为高含水开发阶段。本文以此区域为例，以3口密闭取心井资料为基础开展研究，总结了基于密闭取心的剩余油研究方法，开展了储层构型构尺度下剩余油研究，总结了剩余油分布规律。针对不同储层构型岩心样品，开展了油滴尺度下的剩余油研究，提高了剩余油研究精度，为高含水阶段剩余油挖潜提供了科学依据(图1)。

1 研究方法

收集整理区域地质情况和相关资料，明确区域地质情况，对取心地层进行分析，提高工作效率和认识准确性。储层构型研究从岩心描述开始，观察岩心颜色、岩性、沉积构造，确定沉积环境和沉积微相类型。根据以上观察描述成果结合粒度分析、岩石薄片分析、水淹情况观察等进行储层构型尺度下的剩余油研究，并绘制储层构型尺度下的岩心精细描述综合成果图，满足高含水阶段剩余油挖潜的需求[11]。依据储层构型尺度下的剩余油研究成果，选取实验样品，进行驱替实验，制作数字化成果，开展油滴尺度下的剩余油研究(图1)。

图1 研究流程图

2 储层构型尺度下的剩余油研究

在建立精细等时地层格架的基础上，进行储层构型研究，将冲积扇辫状河划分为12级储层构型。1～9级储层构型界面可以根据较为丰富的测井资料进行识别，10～12级别储层构型只能通过岩心描述进行识别。根据油田开发需求，从4级储层构型界面开始研究，研究到12级的纹层界面[11-17]。研究认为，小于8级的储层构型界面，对油藏剩余油没有明显的控制作用。高含水开发阶段8～12级储层构型界面对剩余油分布规律起主要控制作用。

8级储层构型中冲积扇扇中辫状河心滩储集体中水淹较弱，剩余油较多，而辫状河道沉积体水淹严重。9级储层构型中砂体厚度较薄的辫状河道侧翼多为干层；厚度较薄的心滩垂积体中受落於层影响，水淹程度低，剩余油丰富，厚度大的心滩垂积体水淹程度高；辫状河道河道主体砂体的水淹规律受重力因素影响较大，其中强水淹位于底部，中弱水淹位于中部，油层位于顶部。从图2中可以看出，10级储层构型中平行层理组水淹严重，含油饱和度35.78%，板状交错层理组水淹较弱。11级储层构型界面是相同交错层理之间的边界面，交错层理根据角度大小，剩余油呈现一定规律，低角度板状层理水淹严重，含油饱和度42.97%～45.19%，高角度板状层组水淹较弱，含油饱和度55.05%。12级储层构型为毫米级纹层，因岩性和物性的不同，水淹状态差别较大，粒度较粗、分选好、磨圆好的砂质纹层水淹严重，甚至成为水流优势通道。

图210级、11级和12级储层构型界面特征

3 油滴尺度下的剩余油研究

3.1 实验设计

为了使实验结果具有代表性，先将岩心进行饱和油处理，随后进行驱替实验，设置不同的驱替方式，对油滴尺度下的剩余油进行可视化建模，对剩余油赋存特征进行研究。实验岩心所在区块原始含油饱和度65%左右，截止目前注水倍数为1 PV，数值模拟和物理模拟结果显示含水达到98%，需要注入20 PV。分别选取高角度板状层理和平行层理部位各两块岩心进行实验，并进行CT扫描。应用专业CT分析软件CTan、CTvox以及CTvol识别油滴，并建立模型。分别得到岩心含油饱和度、切片含油率(切片含油面积/切片面积)、油滴大小以及形态特点。

3.2 驱替前后油滴数量变化情况

用含油饱和度数据表征每块样品驱替前后油滴数量变化情况。发育高角度板状层理的岩心样品水驱1 PV后，含油饱和度平均下降11.4个百分点，水驱20 PV后，含油饱和度平均下降35.4个百分点。发育平行层理的岩心样品水驱1 PV后，含油饱和度平均下降33.1个百分点，水驱20 PV后，含油饱和度平均下降48.6个百分点(表1)。

表1 不同样品各驱替时刻含油饱和度数据表

建立驱替前后数字岩心模型，将油滴尺度下的剩余油分布可视化，直观展示油滴数量的变化情况。用含油率数据表征驱替前后切片油滴数量变化，随着驱替的进行，岩心切片上油滴数量降低，高角度板状1号岩心平均面含油率由最初的20.51%降低到6.48%(图3)；平行层理1号岩心(图4)平均面含油率由最初的18.34%降低到5.45%。所有样品通过水驱，油滴数量减少明显。

图3 高角度板状1岩心驱替前后油滴变化表征(黑色为油滴)

图4 平行层理1岩心驱替前后油滴变化表征(黑色为油滴)

3.3 油滴赋存状态

受孔隙结构及注入水驱替开发的影响，油滴在孔隙空间中的赋存状态发生变化。主要表现在油滴大小和形态发生变化。

随着驱替的进行，油滴直径减小，小油滴增多，大油滴减少。饱和油状态和水驱20 PV后油滴直径均集中分布在8～56 μm(图5)，水驱20 PV后平均油滴直径由41.04 μm减小至31.12 μm。

图5 岩心驱替前后油滴大小变化直方图

引入形状因子对油滴形态进行分类，定量划分油滴形态类型。计算油滴的形状因子，对油滴形态特征进行分类。

定量计算形状因子公式[18]：

式中：G为形状因子，无因次；S为每块油滴的表面积；V每块油滴的体积。

形状因子表示了物体形状的规则程度。油滴的形状因子越小，表明其在孔隙空间中的分布越复杂、形状越不规则。根据形状因子对油滴赋存形态进行划分。油滴形态划分为3类(图6)：①网络状，油滴分布于多个孔喉中，每个孔隙的孔喉配位数大于2；②条带状，油滴贯穿于较少的孔隙和喉道中，每个孔隙的孔喉配位数1～2；③孤粒状，油滴通常分布于单个孤立的空隙中，没有喉道相连。

图6 微观剩余油定量表征分类图

通过软件CTan-3D分析功能，对油滴进行三维建模。从图7中油滴形态来看，饱和油情况下油滴形态以网络状为主，自由态占据主要部分，水驱1 PV后油滴形态以网络状和条带状为主，呈自由态和半束缚态，水驱20 PV后油滴形态以孤立状为主，束缚态占据主要部分。

图7 平行层理1岩心驱替前后微观剩余油对比模型图

4 研究成果应用

4.1 储层构型尺度下剩余油挖潜

应用8～9级储层构型研究成果，在心滩砂体发育的无井控制区实施新井，其中GUAN7-10-1井，按照储层构型控制剩余油的规律优化射孔，投产后日产液39.2 m3，日产油23.4 t，含水40.3%。

应用10～12级储层构型研究成果，在老区进行井网重建，注水井排逆时针转向45°改变液流方向，如图8，实现板状层理控制的剩余油水驱开发。应用数值模拟预测采收率提高值，液流转向的井网方式比保持开发初期原始井网的方式高3.02个百分点。

4.2 油滴尺度下剩余油挖潜

应用油滴尺度下剩余油研究成果，目前，研究区油藏水驱1 PV左右，剩余油含油饱和度平均44%，油滴直径仍然较大，形态以网络状和条带状为主，呈自由态和半束缚态，可以利用水驱进行剩余油挖潜，实施新井9口，重构注采井网，5口油井增加生产能力60 t。

5 结论

(1)油田高含水开发阶段，9级储层构型厚度较薄的心滩垂积体剩余油富集，辫状河道主体砂体中上部剩余油较为富集，10级储层构型板状交错层理组剩余油富集，11级储层构型高角度板状层理剩余油富集，12级储层构型物性相对差的沉积条带剩余油富集。

(2)研究区域的油藏在水驱1 PV后，剩余油仍然富集。不同类型的储层构型岩心样品驱替后油滴数量差别较大。经过水驱后，小油滴增多，大油滴减少，网络状油滴减少，条带状和孤立状油滴增多。

(3)研究区域的油藏可以通过重建井网、重组层系、优化射孔等措施继续注水开发，实现剩余油挖潜的目的。