复杂河流相储层微观剩余油分布实验研究

罗宪波 刘 超 李金宜

(中海石油(中国)有限公司天津分公司 渤海石油研究院， 天津 300459)

在油田开发过程中，储层特征的变化会影响剩余油的分布规律。从微观层面研究剩余油的主控因素，可以指导油田合理确定挖潜方向和挖潜措施。

关于不同油藏剩余油的赋存状态、分布规律、驱替运移机理等，已经有一些研究成果。于春磊等人通过微观玻璃刻蚀模型实验和计算机图像识别处理技术，分析了微观剩余油流动形态及其变化规律。他们将水驱油藏特高含水期剩余油流动形态分为簇状流、多孔流、柱状流、膜状流和滴状流5类，发现簇状流分布比例最大，簇状流会随着含水饱和度的上升而逐渐转化为多孔流、柱状流、膜状流和滴状流[1]。沈黎阳等人利用微观可视化室内实验、油藏相控数值模拟等技术，对中原油田中渗高含水油藏剩余油的赋存状态、分布规律进行了定量描述[2]。殷代印等人针对大庆油田低渗透油藏，将水驱后形成的微观剩余油划分为簇状、柱状、盲端状、油滴状和膜状5种类型，利用人造平板岩心和光刻玻璃模型进行水驱油实验，研究了改变驱替方向后各类剩余油的动用比例和驱替运移机理[3]。李俊健等人以塔中4古油藏岩心为研究对象，借助CT扫描技术和D-T2二维谱技术进行定量表征，将剩余油分为连片状、网络状、孤岛状和油膜状4种类型，分析了低矿化度水驱对这4种剩余油类型的动用情况，认为低矿化度水可促使原油从岩石表面解吸，对油膜状剩余油进行有效动用，从而提高采收率[4]。刘斌等人通过制作微观仿真可视化模型，进行微观模型驱油实验，描述了剩余油在不同渗透率储层中的分布规律[5]。

渤海海域X油田是大型复杂河流相油田，沉积类型多样，储层非均质性强，水驱开发后剩余油分布规律复杂。我们结合X油田的储层地质特征，通过微观驱油实验，模拟不同沉积微相，观察分析了其微观剩余油分布规律。

1 研究区储层微观孔喉特征

研究区的沉积类型以辫状河沉积为主，心滩、辫状河道发育，平面上沉积微相变化较快，反映水动力在不同部位大小不一。微相快速变化导致储层平面非均质性较强，剩余油分布缺乏规律性。结合微观储层分类标准，对储层微观特征进行评价，得到不同沉积微相储层发育特征，然后针对不同沉积微相来研究剩余油分布规律。

根据微观孔隙结构特征参数，结合《油气储层评价方法》(SY/T 6285 — 2011)中的沉积岩储层平均喉道类型划分标准，对微观驱替实验采用的样品，按照平均孔喉比、平均喉道半径、平均孔洞直径与驱油效率的关系，划分沉积微相储层类型(见表1)。

表1 微观储层分类评价标准

Ⅰ类储层样品以心滩沉积和边滩沉积为主，物性较好，平均孔喉比较小，平均喉道半径较大，驱油效率在60%以上。Ⅱ类储层样品为河道沉积，驱油效率在50%～60%。Ⅲ类储层样品为溢岸沉积，平均孔喉比较大，喉道较细，驱替效果较差，驱油效率小于50%。

2 储层微观驱油实验结果

储层剩余油微观模拟实验就是利用可视化微观薄片模型，通过显微镜把模型的孔喉放大，对驱替过程进行录像，分析采集的图像，精密计量产出液，定量表征油水两相微观渗流过程，研究油水两相微观渗流特征和水驱替孔喉中的油之后剩余油的赋存状态及分布规律。不同的沉积微相受孔隙结构的影响后其微观特征不同，导致剩余油的类型含量及形态变化也有所不同。现选取心滩、边滩、河道和溢岸沉积4种沉积微相的典型样品，进行不同驱替倍数下的剩余油形态特征描述。

2.1 心滩沉积微观驱替特征

心滩沉积的样品，平均孔喉比为4.55，平均喉道半径为24.70 μm，平均孔洞直径为219.75 μm，微观储层分类为Ⅰ类储层。如图1所示，在驱替至5 PV时，采出程度达41.1%；注入水沿大孔道驱替，水驱后的孔隙喉道中赋存少量油滴、油膜状剩余油。在驱替倍数为5～15 PV阶段，采出程度增加缓慢，不同剩余油类型的含量基本保持不变，优势通道形成后油水关系处于平衡状态。驱替倍数为15～30 PV阶段，随着注水冲刷、剥蚀作用的持续，注水波及体积增大，连片状剩余油减少，油滴状剩余油增加(见图1)。在驱替结束时，剩余油赋存形态以连片状和油滴状为主，连片状含量为38.68%，油滴状含量为36.80%，油膜状含量为24.52%。

图1 心滩沉积样品的剩余油形态

2.2 边滩沉积微观驱替特征

边滩沉积的样品，平均孔喉比为4.60，平均孔洞直径为165.47 μm，平均喉道半径为18.04 μm，微观储层分类为Ⅰ类储层。在驱替倍数为0.2～5 PV 阶段，随着采出程度的增加，连片状剩余油逐渐减少，剩余油以油滴状、油膜状赋存。在驱替倍数为5～30 PV阶段，随着注水波及体积增大，剩余油赋存形态以未波及区的连片状和已波及区的油滴、油膜状为主(见图2)。在驱替结束时，剩余油赋存形态以连片状为主，连片状含量为66.77%，油滴状含量为27.49%，油膜状含量为5.74%。

图2 边滩沉积样品的剩余油形态

2.3 河道沉积微观驱替特征

河道沉积的样品，平均孔喉比为5.80，平均孔洞直径为130.15 μm，平均喉道半径为11.47 μm，微观储层分类为Ⅱ类储层。在驱替倍数为5 PV时，随着驱替的进行，逐渐形成优势通道。水驱绕流后的孔道及未波及区滞留大量剩余油，水驱过的孔道中以油滴状、油膜状剩余油为主。在驱替倍数为5～30 PV阶段，优势通道不变，主流线上剩余油被不断驱出，但由于连通性变差，注水波及体积增加缓慢，剩余油以片状为主，有少量油滴、油膜状剩余油(见图3)。在驱替结束时，剩余油赋存形态以连片状为主，连片状含量为58.23%，油滴状含量为27.17%，油膜状含量为14.60%。

图3 河道沉积样品的剩余油形态

2.4 溢岸沉积微观驱替特征

溢岸沉积的样品，平均孔喉比为10.70，平均孔洞直径为83.48 μm，平均喉道半径为3.93 μm，其中66.67%为细喉，微观储层分类为Ⅲ类储层。在驱替倍数至5 PV时，开始出现注入水突进现象。至15 PV时，水窜严重，驱油效率较低，仅为22.61%。剩余油多以油膜状附着在孔隙表面。驱替结束时，剩余油赋存形态以连片状为主，连片状含量达82.37%，油滴状含量为12.99%，油膜状含量为4.64%(见图4)。

图4 溢岸沉积样品的剩余油形态

3 储层的微观剩余油分布特征

根据驱替过程中的实时监测及最终驱替结果，获得研究区3类储层4种沉积微相的微观剩余油分布特征(见表2)。

表2 不同储层分类微观驱替参数

Ⅰ类储层包括心滩沉积和边滩沉积。心滩沉积的波及系数和驱油效率较高，在驱替倍数至30 PV时，采收率为66.57%，剩余油类型以连片状和油滴状为主，分别占38.68%和36.80%。边滩沉积的波及系数和驱油效率也可达到较高水平，驱替倍数至30 PV，采收率为61.20%，剩余油类型主要为连片状，其占比达66.77%；油膜状较少，仅占5.74%。虽然都为I类储层，但心滩和边滩沉积的剩余油分布还是存在一定差异。

Ⅱ类储层中的河道沉积，驱替倍数至30 PV时，采收率可达55.21%，但低于心滩沉积和边滩沉积。其剩余油类型以连片状为主，占58.23%。

Ⅲ类储层发育溢岸沉积，采收率在3类储层中相对最低，只有36.02%；剩余油类型主要为连片状，占比达82.37%。在溢岸沉积，水驱波及系数和驱油效率都较小，分别只有45.96%和64.54%。

针对辫状河储层结构解剖，基于辫状河露头与现代河流沉积，应用密井网钻井资料、井-震耦合，对X油田辫状河储层进行沉积微相识别和划分。重点识别心滩、边滩、河道和河漫滩微相，并进行相应的相控地质建模和精细油藏数值模拟。根据微观驱油实验结果，不同沉积微相储层具有不同的驱油效率。利用油藏数值模拟软件的相渗端点标定技术，为不同微相赋予不同的驱油效率，呈现宏观剩余油饱和度场，建立微观剩余油分布特点与油藏宏观剩余油分布特征之间的关系。在Ⅱ类和Ⅲ类储层优势区部署方案基础上，结合剩余油分布情况进一步优化井位，结合水淹状况优化设计和实施调整井23口。优化后效果明显提升，平均单井初期产能从33 m3/d提高到45 m3/d，单井累计产油从6×104m3提高到8.6×104m3。同时，根据对老区Ⅰ类储层剩余油的认识，推进水平井挖潜主力层剩余油，“双高”老区部分水平井产能达到了100 m3/d。

4 结 语

基于各类沉积微相的微观孔喉特征评价，建立微观刻蚀模型与宏观沉积微相之间的联系，模拟剩余油在非均质性沉积体的分布规律。微观驱油实验结果显示，X油田Ⅰ类储层中，心滩沉积采收率最高，剩余油类型以连片状和油滴状为主；边滩沉积的采收率略低一些，剩余油类型以连片状为主，波及系数略低于心滩沉积。Ⅱ类储层中发育河道沉积，其采收率又低于边滩沉积，剩余油类型以连片状为主。Ⅲ类储层中发育溢岸沉积，其采收率最低，这里的剩余油类型主要为连片状，所占比例超过80%；水驱波及范围小，剩余油富集，应成为挖潜的主要方向。