层状砂岩油藏协同开发优势渗流通道分布规律——以非洲M盆地P油田Y油组为例

王浩南，吕文雅，冯 敏，廖新维，曾联波，吴佳琦，张 可

( 1. 中国石油大学(北京) 油气资源与探测国家重点实验室，北京 102249； 2. 中国石油大学(北京) 地球科学学院，北京 102249； 3. 大庆油田有限责任公司 成都勘探开发研究院，成都 四川 610041； 4. 中国石油勘探开发研究院，北京 100083； 5. 中国石油大学(北京) 石油工程学院，北京 102249； 6. 振华石油控股有限公司，北京 100032 )

0 引言

随砂岩油藏勘探开发程度逐渐增大，美国的东德克萨斯、普鲁德霍湾油田，俄罗斯的杜马兹油田，印度尼西亚的米纳斯、帕特尼油田，以及中国的大庆、胜利、大港、新疆等油田进入高含水开发后期[1-5]，孔隙流体、黏土颗粒被冲刷转移，原生孔隙结构遭破坏，油藏储层中形成大量优势渗流通道[6-8]。大量注入水、边底水窜入优势渗流通道，形成无效水循环，周边含油区域波及系数降低，严重影响剩余油驱替效果[8-10]。

曾流芳等[1]提出优势渗流通道概念，钟大康等[2]、陈程等[3]完善优势渗流通道油藏地质形成机理与油藏工程形成机理，认为储层非均质性、注采强度与注采井距等是影响优势渗流通道发育的主要因素。优势渗流通道识别方法在示踪剂、岩心、测井、生产动态、油藏工程等领域逐步从定性识别向定量评价改进[11-18]，提高优势渗流通道体积、厚度、渗透率及半径等参数的估算精度[19]。优势渗流通道分布规律研究需要在识别结果的基础上，结合优势渗流通道发育空间位置、地质静态、生产动态等特征进行归纳[20-21]。陈程等[3]结合优势渗流通道发育位置与曲流河沉积相分布特征，认为优势渗流通道主要发育于顺物源方向的曲流河河道。王有慧等[6]、冯烁等[7]、李阳等[10]分析沉积相分布、岩相分布、剩余油富集与储层非均质性关系，为优势渗流通道分布规律研究提供基础。

层状砂岩油藏具有油层层数较多、非均质性强、水驱效率较低、天然能量较小等特点，天然水体与人工注水协同开发时，层状砂岩油藏中发育的优势渗流通道制约油气采收率提高[15-18]。优势渗流通道发育控制层状砂岩油气藏剩余油分布及其可挖潜程度[19-21]。有关高含水时期剩余油分布规律及储层非均质性的研究较多，层状砂岩油藏优势渗流通道分布规律、分布模式研究较少[17-21]。以非洲M盆地P油田Y油组为例，利用岩性、测井、分析化验、吸水剖面、生产动态等资料，分析优势渗流通道平面、纵向分布特征，明确优势渗流通道的分布规律，建立适用于层状砂岩油藏天然水体与人工注水协同开发的优势渗流通道分布模式，为治理层状砂岩油藏优势渗流通道、提高油气采收率、实现稳油控水提供依据。

1 区域地质概况

M盆地属于典型的披覆背斜构造带，是在大陆基底受到板块挤压隆起环境下形成的，研究区P油田位于中—新生代陆内裂谷M盆地北部凹陷东斜坡带北端[22-23]。P油田区域构造类型以断背斜、断鼻为主，构造倾角为3°～8°，闭合高度为55～220 m，闭合面积为92.5 km2，根据主要注采井组分布，在平面上划分为F1、F3、F5区块(见图1)。

图1 M盆地P油田地质构造位置及构造单元划分(据文献[22]修改)Fig.1 The geographical location and geologic structure of P Oilfield in M Basin(modified by reference[22])

古近系始新统—古新统沉积时期，Y油组是P油田主力含油层系之一，埋深为1 200～1 400 m，厚度约为180 m，自顶至底可分为YⅠ～YⅧ 8个砂组，主力生产层位为YⅣ～YⅦ砂组[24]。Y油组沉积相由老至新逐渐从辫状河沉积过渡为曲流河沉积(见图2)。生产井射孔层段YⅡ～YⅦ砂组基本不受底水的影响，边水主要沿YⅧ砂组从边界推进，导致砂组底部水淹程度高。由于层状砂岩油藏储层具有强非均质性，流体运移受储层渗流阻力、孔隙压力的控制，油气运移需要外部水体(天然水体或人工注水)提供驱动力[25-26]，P油田目前进行天然水驱与人工注水协同开发。

图2 M盆地地层综合柱状图(据文献[23-24]修改)Fig.2 Comprehensive stratigraphic histogram of M Basin(modified by references[23-24])

2 优势渗流通道分布识别

基于测井、岩心等静态资料及产水、吸水剖面、生产监测等生产动态资料，识别研究区F1、F3、F5区块注采井间主要射孔层YⅡ～YⅥ砂组的优势渗流通道发育位置，评价发育强度。人工注水、天然水体协同开发时，由于Y油组发育致密泥岩隔夹层，边底水对YⅦ以上的砂组影响较小[27-28]，YⅦ砂组及以下砂组为非主力产层且水淹严重，发育大量高等强度优势渗流通道，不单独进行识别。

采用吸水剖面、物性分析、注采井连通性分析、油藏工程方法，识别P油田Y油组F1、F3、F5区块13个典型井组优势渗流通道发育位置。根据砂岩油藏优势渗流通道的容阻模型模拟识别方法及评价标准[16，29-30]，优势渗流通道过水因数Fwcr越大，表示从渗流优势通道流过的水占产出水的比例越多；优势渗流通道的发育强度可以根据储层渗流通道过水因数Fwcr进行分级评价，划分为初等、中等、高等和特高等4级。F1、F3、F5区块注采井间发育优势渗流通道30条(见图3)。F1区块有6口注水井、32口采油井，发育优势渗流通道17条，其中，高等强度优势渗流通道1条，中等强度优势渗流通道7条，初等强度优势渗流通道9条；F3区块有4口注水井、16口采油井，发育优势渗流通道6条，其中，中等强度优势渗流通1条，初等强度优势渗流通5条；F5区块有3口注水井、12口采油井，发育优势渗流通道7条，其中，中等强度优势渗流通3条，初等强度优势渗流通4条。

图3 P油田各区块优势渗流通道发育Fig.3 Quantitative statistics of predominant seepage channel development in P Oilfield

YⅠ砂组不在射孔层范围，YⅡ～YⅢ砂组为非主力产层，因此，缺少人工注水冲刷，且以曲流河沉积为主，砂体连通性与物性较差，未形成明显优势渗流通道。YⅥ砂组平均孔隙度、平均渗透率、注水指数和吸水量高于其他砂组的。因此，优势渗流通道主要分布于YⅥ砂组，发育强度较大；YⅤ与YⅣ砂组发育优势渗流通道相对较少，发育强度较弱。

3 优势渗流通道分布特征

层状砂岩油藏优势渗流通道的形成与分布受储层非均质性和开发制度的控制，分布位置具有一定的方向性和规律性[21,30]。

3.1 平面分布特征

3.1.1 沉积微相

YⅣ～YⅥ砂组发育优势渗流通道19条(高等强度优势渗流通道1条；初等、中等强度优势渗流通道18条)，主要分布于NE—SW或低角度与NE—SW相交方向，占优势渗流通道识别总数的63%。研究区的物源方向为NE—SW和N—S向，陆相物源方向与始新统—古新统Y油组沉积时期河道展布方向(见图4)大体一致。优势渗流通道展布方向与主河道展布方向接近，表明优势渗流通道的平面分布受井间沉积相分布的影响[31]。因河道、心滩沉积时水动力较强，颗粒结构成熟度高，充填的胶结物和杂基少，具有原始孔隙发育、渗流阻力小、渗透率高的特点，砂体连通性好[32]，因此心滩相内或顺物源、心滩相与河道相间更易在注水时形成优势渗流通道。

图4 P油田I-25井组YⅥ砂组3砂层平面沉积相分布Fig.4 Plane sedimentary facies distribution of YⅥ Sand Group bed 3rd sand layers in I-25 Well Group of P Oilfield

3.1.2 非均质性

优势渗流通道平面发育位置与注采井的非均质性有关。I-25井组的多条优势渗流通道发育方向为I-25—I-27—H-26—AL-1—I-23井。I-25井组注采井间井距，以及采油井Y油组加权渗透率、砂组间渗透率突进系数、砂组间渗透率变异系数等主要非均质性参数见图5。由图5可知，发育高等强度优势渗流通道的I-27井加权渗透率大于优势渗流通道NE—SW向展布的H-26、J-26、AL-1井的。I-25井组发育优势渗流通道的采油井砂组加权渗透率大于2 000.0×10-3μm2；各采油井砂组间渗透率突进系数分布在1.48～3.47之间，除J-24井外，砂组间渗透率突进系数不小于1.53的采油井发育优势渗流通道，砂组间渗透率突进系数与优势渗流通道发育强度呈正相关关系；根据I-25井组井距、砂组间渗透率变异系数、砂组间渗透率级差，优势渗流通道发育与井距无直接关系；砂组间渗透率变异系数与砂组间渗透率级差虽高，但与优势渗流通道发育强度无明显相关关系，说明砂组间渗透率变异系数、砂组间渗透率级差对优势渗流通道发育强度的影响相较于砂组间渗透率突进系数的小。

图5 P油田I-25井组平面非均质性分布Fig.5 Plane heterogeneity distribution of I-25 Well Group in P Oilfield

注采井间发育优势渗流通道的采油井通常具有加权渗透率特高，渗透率突进系数、渗透率变异系数、渗透率级差较高的特点。当注采井间具有大量循环注入水时，射孔层砂组加权渗透率与渗透率突进系数越高的单井，非均质性越强，高渗层与低渗层吸水能力差距大，高渗层相对吸水指数升高，因此更易形成优势渗流通道[33-34]。

3.2 砂组间分布特征

YⅣ砂组平均渗透率为1 301.0×10-3μm2，平均孔隙度为24.0%；YⅤ砂组平均渗透率为1 006.0×10-3μm2，平均孔隙度为25.0%；YⅥ砂组平均渗透率为1 395.0×10-3μm2，平均孔隙度为26.0%。注水井向YⅥ、YⅦ砂组注入冲刷水体，YⅤ、YⅥ砂组内心滩和辫状河道相分布广泛，具有砂体连续性高的特点[35]。YⅥ砂组储层平均孔隙度高、加权渗透率高、渗流阻力较小、砂体连通性好且具有冲刷水体来源，因此YⅥ砂组优势渗流通道发育数量最多。

在2007～2012年I-25井组开发中，吸水剖面显示I-25井组YⅥ砂组的吸水指数于2008年3月达到最高，为15.90 m3/(d·MPa)，YⅤ砂组的吸水指数于2011年6月达到最高，为19.53 m3/(d·MPa)。表明YⅥ砂组先于YⅤ砂组形成优势渗流通道，且YⅥ砂组吸水指数大于其他砂组的；YⅤ砂组后续吸水能力超过YⅥ砂组的，发育优势渗流通道(见图6)。统计P油田Y油组不同储层砂体孔隙度、渗透率分布，心滩砂体孔隙度、渗透率最高，其次是河道和决口扇，溢岸砂体的孔隙度、渗透率最小(见图7)。说明优势渗流通道砂组间具有优先发育在高孔、高渗河道和心滩沉积储层的分布特征。

图6 P油田I-25井组各层位吸水指数Fig.6 Water absorption index of each layer in I-25 Well Group of P Oilfield

图7 P油田Y油组不同储层砂体孔隙度、渗透率统计Fig.7 Statistical histogram of porosity and permeability of different reservoir sand bodies in Y Oil Group of P Oilfield

3.3 砂组分布特征

同一砂组内，各砂岩层渗流阻力、吸水能力直接影响优势渗流通道发育位置。以辫状河沉积为主的砂岩层厚度大，内部分布大量厚度、展布面积、连续性不同的隔夹层。AL-1井埋深为1 244.00～1 258.06 m，具有A、B两类典型岩性组合(见图8)。A类岩心埋深为1 244.00～1 245.70、1 251.60～1 252.50 m，主要以厚层砂岩夹薄层泥岩为主，位于YⅤ砂组底部及部分YⅥ砂组顶部。B类岩心埋深为1 245.70～1 251.60、1 252.80～1 258.06 m，主要以厚层泥岩夹薄层中粗粒或细粉砂砂岩为主，位于YⅥ砂组上部。

图8 P油田AL-1井岩心照片Fig.8 Core photos of well AL-1 in P Oilfield

I-25井组中YⅤ砂组底部以岩屑石英砂岩为主，砂体连续性好，且薄层泥岩夹层可以阻碍注入水体纵向波及到底部砂组[36-37]，形成优势渗流通道。YⅥ砂组顶部含水率相对较低，未形成优势渗流通道，岩性组成和隔夹层的差异性影响物性，进而影响优势渗流通道发育。

G-20井组YⅥ砂组中优势渗流通道展布被限制在顶底较厚泥质隔夹层之间的砂岩层中(见图9)。层间隔层较薄时，分割流体运移的路径加剧渗流差异性，促进优势渗流通道形成。若层间隔层较厚，分布范围广，抑制层间流体向高渗层窜流，延缓优势渗流通道的发育进程[38-39]，因此，G-20井组优势渗流通道主要发育于厚层(超过8 m)致密隔夹层间的砂岩层。此外，P油田Y砂组发育优势渗流通道砂岩层加权渗透率大于相邻砂岩层的，优势渗流通道优先发育于高渗透率砂岩层(见图10(a))；层间非均质性参数与优势渗流通道发育关系表明，优势渗流通道优先发育于非均质性显著的砂岩层。特别是层间渗透率级差大于4.36(见图10(b))、层间渗透率突进系数大于1.25(见图10(c))、层间渗透率变异系数大于0.40(见图10(d))的砂组，较易发育优势渗流通道。非均质性与优势渗流通道发育呈正相关关系，说明强非均质性的高渗砂岩层吸水能力更强，更易形成优势渗流通道。

图9 P油田H-21—G-20—H-20井连井剖面Fig.9 Well sections of H-21-G-20-H-20 in P Oilfield

图10 P油田内优势渗流通道发育与非均质性关系Fig.10 Relationship between development and heterogeneity of dominant seepage channel in P Oilfield

3.4 层内分布特征

以F1区块F-30、AL-1井YⅥ砂组发育的优势渗流通道为例，研究优势渗流通道的层内分布特征。F-30、AL-1井YⅥ砂组是由多个正韵律、复合韵律砂岩层组成的，F-30、AL-1井伽马测井曲线(GR)中标记红色、黄色深度层段发育优势渗流通道，为正韵律砂体底部最高渗透率段(见图11)。河道沉积砂体韵律性与物性具有明显相关关系，正韵律砂体底部砂体中上部颗粒分选较好、成分成熟度高、孔隙度较高，且通常为高渗透率段[40-41]，注入水体在运移过程中受渗流阻力和重力双重影响而不断下移，因此砂岩层发育的优势渗流通道分布于物性较好、水体冲刷强度较大的正韵律砂体底部。

图11 P油田F-30、AL-1井部分层段自然伽马测井曲线Fig.11 Gamma logging curves of part of wells F-30 and AL-1 in P Oilfield

同一砂岩层中，层内非均质性特别是韵律性与优势渗流通道分布具有相关关系，影响层内优势渗流通道的发育位置。层内非均质性也是层内驱替效果差异性的主要原因。层内非均质性主要包括层内粒度韵律、渗透率韵律性、最高孔隙度段所处层位、最高渗透率段所处层位、垂向上渗透率差异程度、层内泥质薄夹层(不连续的)分布等因素，可以控制层内纵向水驱渗流方向及波及系数。

以M-27井为例，分析优势渗流通道分布特征。在YⅤ砂组中取3个不同深度样品a、样品b和样品c(见图12)，测试发现样品b的孔隙度(34.8%)、渗透率(>1 000.0×10-3μm2)高于样品a(孔隙度为24.7%，渗透率为730.0×10-3μm2)、样品c(孔隙度为12.9%，渗透率为1.7×10-3μm2)的。单偏光镜观察样品b石英质量分数较高，分选性好，黏土矿物质量分数低且孔喉发育。将YⅤ砂组吸水剖面进行劈分，样品b所在砂岩层吸水指数、含水饱和度较高，发育优势渗流通道。说明砂体石英质量分数高、颗粒分选好、黏土填隙物少使孔隙度、渗透率较高，属于发育优势渗流通道的有利条件。注入水优先沿连通性好、渗流阻力小的孔隙、吼道开始运移，不断通过物理冲刷、化学溶蚀破坏储层原有颗粒结构，逐渐形成稳定的渗流通道。

图12 P油田M-27井YⅤ砂组样品单偏光镜下照片Fig.12 Photographs of YⅤSand Group samples in well M-27 of P Oilfield under single polarizer

4 优势渗流通道分布模式

根据P油田地质背景、油藏类型、开发制度、控制因素，以及Y油组优势渗流通道分布特征，建立3个层次优势渗流通道纵向分布模式，即砂组间水体控制、砂组隔层控制和层内韵律性控制分布模式。

4.1 砂组间水体控制分布模式

由于射孔层的含水率普遍低于边、底水充注层的，其优势渗流通道的成因不同，主要体现在油藏工程因素中的冲刷水体来源差别大。未受边底水影响而形成的优势渗流通道层段，与受边底水影响而形成的在形态和特征方面具有差异。将层状砂岩油藏砂组间优势渗流通道分布模式分为人工注水与边底水控制型(见图13)。YⅤ、YⅥ、YⅦ砂组渗流通道分布模式代表人工注水控制型，YⅧ砂组的代表边底水控制型。

人工注水控制型是YⅤ～YⅦ砂组中人工注水通过射孔层位对储层冲刷改造，以注水井为中心运移至采油井的过程中注入水受重力牵引，以弧形水线入侵砂岩层(见图13)。注入水沿河道或心滩砂体连续展布的方向运移至采油井，优先通过高渗透率砂岩层中正韵律砂体底部渗流，最终形成优势渗流通道。优势渗流通道大多分布于河道和心滩微相发育、加权渗透率高、砂体厚度大且连通性好的砂组。优势渗流通道的大量无效水循环及水体能量的衰减，导致优势渗流通道以外区域未被水体波及，存在大量剩余油[41]。因此，发育优势渗流通道的砂组中，剩余油分布于远离注水井且未被水体波及的中上部砂岩层。

图13 层状砂岩油藏砂组间优势渗流通道纵向分布模式Fig.13 Vertical distribution pattern of dominant seepage channels between sand groups in layered sandstone reservoir

当YⅧ砂组仅有边底水水体冲刷或边底水水体能量远远大于人工注水能量时，层状砂岩油藏非射孔层可能受边底水的注入冲刷。边底水入侵储层导致大量无效水循环，由边底水冲刷而成的优势渗流通道发育程度高，通常分布于层状砂岩油藏底部水淹层所在砂组。边底水入侵砂组含水率未达到水淹级别，优势渗流通道可能发育于底部高渗透率砂岩层。人工注水控制型分布模式中，剩余油残留在边底水波及系数相对较低的未水淹砂组上部砂岩层中(见图13)。

4.2 砂组隔层控制分布模式

除冲刷水体类型不同、砂体物性差异外，致密泥岩隔层的不均匀分布影响砂组内优势渗流通道发育位置。根据隔层、砂岩层、冲刷水体之间的位置关系，将砂组内优势渗流通道分布模式分为4种类型，即无边底水影响、底水推进无绕流、底水推进绕流、无底水推进或绕流砂组型。

无边底水影响砂组中优势渗流通道发育于大面积隔层砂岩层，砂岩层砂体分布连续、渗透率高、厚度大并持续接受注入水冲刷(见图14(a))；底水推进无绕流砂组中优势渗流通道发育于受边水与人工注水共同冲刷的隔层间高渗透率砂岩层，或受边水推进、底水推进共同冲刷的砂岩层底部(见图14(b))；底水推进绕流砂组中优势渗流通道发育于底水绕流与边水(或注入水)形成汇流冲刷的砂岩层，优势渗流通道可能纵跨多个砂岩层(见图14(c))；无底水推进或绕流砂组中优势渗流通道是在人工注水量较少、水体能量不足下冲刷而成的，主要发育于隔层间的薄层砂岩层，优势渗流通道数量较少且发育强度低(见图14(d))。

图14 层状砂岩油藏砂组内隔层控制优势渗流通道纵向分布模式Fig.14 Vertical distribution pattern diagram of dominant seepage channels with separation control in sand group of layered sandstone reservoir

4.3 层内韵律性控制分布模式

造成层状砂岩储层渗透率变化的主要沉积因素是岩石颗粒粒度变化、泥质含量与分布，受层内砂岩粒度和泥质含量变化的综合迭加效应影响，形成形式多样的层内渗透率分布特征。沉积作用决定砂体的韵律性，层内砂体粒度韵律性影响层内渗透率分布，进而影响优势渗流通道分布。因此，以河流相正韵律砂岩层为研究单元，建立层内优势渗流通道分布模式。

正韵律砂岩层最高渗透率层段位于砂岩层底部，从底部到顶部渗透率单调规律性减小，对应的砂体粒度呈单一正韵律。无夹层时，正韵律层内优势渗流通道分布模式见图15(a-b)。由图15(a-b)可知，边水或注入水沿底部突进较快，冲刷水体表现为弧形水线推进，在正韵律砂岩层底部易发育优势渗流通道，储层含水率上升快、水淹较严重。发育夹层时，正韵律层内优势渗流通道分布模式见图15(c-d)。夹层位于正韵律砂岩层顶部(见图15(c))，对砂岩层优势渗流通道发育位置影响不大，阻碍相邻砂岩层的流体垂向渗流，正韵律砂岩层顶部邻近夹层部位因受冲刷程度较低而导致剩余油相对富集；夹层位于正韵律砂岩层底部(见图15(d))，限制冲刷水体的波及范围，增强底部砂体冲刷强度，促进优势渗流通道的发育。

图15 层状砂岩油藏层内韵律性优势渗流通道分布模式Fig.15 Distribution mode of dominant seepage channel in positive rhythm layer when interlayer is developed in layered sandstone reservoir

5 结论

(1)M盆地P油田Y油组层状砂岩油藏协同开发时，优势渗流通道平面上优先向加权渗透率高、渗透率突进系数较高的采油井方向发育，且优先平行于或低角度相交于顺物源NE—SW和N—S向发育，心滩相内或顺物源、心滩相与河道相间更易在注水时形成优势渗流通道。

(2)M盆地P油田优势渗流通道主要发育于辫状河沉积的YⅥ砂组。优势渗流通道优先发育于层间渗透率突进系数大于1.25、层间渗透率变异系数大于0.40、层间渗透率级差大于4.36的砂组高渗透率砂岩层；层内优势渗流通道从正韵律砂体底部开始发育，砂体石英质量分数高、颗粒分选好、黏土质填隙物少，物性更好。

(3)研究区建立3个层次优势渗流通道分布模式，即砂组间水体控制、砂组隔层控制、层内韵律性控制分布模式。砂组间水体控制模式分为人工注水控制与边底水控制型；砂组隔层控制模式分为无边底水影响、底水推进无绕流、底水推进绕流与无底水推进或绕流砂组型。这些分布模式可以用于指导层状砂岩油藏协同开发时优势渗流通道识别和分布规律研究，为提高剩余油采收率提供地质依据，在研究区或相似条件下的高含水层状砂岩油藏具有较好的推广性。