剩餘油分布模式

基本介紹

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不同成因砂體中剩餘油分布模式

封閉性斷層遮擋的剩餘油分布模式

注采井網不完善造成的剩餘油分布模式

對注水開發油層而言, 每個油層都必須處於有效的水驅條件下開發, 任何一個油砂體若注采系統不完善, 都不能很好地動用起來。經主力油層數模和測井解釋及其砂體展布和沉積微相綜合分析, 研究區由於注采井網不完善造成的剩餘油分布模式見圖。油砂體上既沒有注水井, 也沒有採油井, 這種匹配方式必然造成該油層的油采不出來, 而成為保持原始狀況的未動用油層。如勝坨油田坨 30 斷塊的 2 1 小層 1 4 728 井與 4 41 井之間的河道砂體上既無採油井也無注水井, 這種匹配方式造成油層處於憋高壓狀態, 平均壓力高於該小層平均壓力的 30%左右, 油砂體剩餘油飽和度大於 60% (圖A); 油砂體分布範圍內只有注水井, 而無採油井, 隨著注入水進入油層, 往往使地層壓力不斷增大成為憋高壓的未動用油層; 油砂體分布範圍內只有採油井而無注水井, 該油層往往成為低壓的動用程度低或基本未動用油層, 如 23小層在 4 728 井、3 65 井和 4 75 井等井區的油砂體中,僅 4 75 井為採油井而油層內無注水井, 4 75 井附近壓力偏低, 而油砂體的其他部位剩餘油飽和度一般大於 66% , 油層處於基本未動用狀態 (圖B)。此外, 對於已動用的油層, 由於平面和層間矛盾的存在, 加之斷塊內封閉性斷層影響以及注采井網不夠完善, 往往造成一部分油層動用充分或比較充分, 而另一部分油層卻動用不好或基本未動用, 因而造成這部分油層成為剩餘油的滯留區, 如 83小層在 2 89, 3 839, 3 701 等井區, 油砂體厚度 12～20 m 左右, 砂體連片程度高, 但是由於斷塊內 6 號斷層和 5 號斷層中部的封閉作用以及在此井區內多數井處於沒有射開本層位, 因此造成該井區剩餘油飽和度偏高, 由於油層厚度相對大所以剩餘油富集 (圖C)。特別值得提出的是, 注水井處油砂體不十分發育, 注水效果差, 而採油井處卻發育又分布較廣的油層, 這些井區的油層多數動用不好, 是比較高品位的滯留區, 即剩餘油富集區, 如 21小層在 2 3 井區, 2 3 井 (注水井)處於河道邊緣, 而 2 33 井處於主河道部位, 由於 2 3 井和 3 51 井注水效果較差, 因此在主河道部位剩餘油相對富集, 經油藏數模分析, 剩餘油飽和度大於 60% (圖D)。

剩餘油分布的控制因素

剩餘油分布受沉積條件、儲層非均質性、構造特徵、注采開發動態和增產措施等因素的控制。

(一) 沉積條件的控制作用

沉積條件不僅決定了碎屑岩的沉積韻律特徵、沉積層理類型, 同時也控制了砂岩的空間分布和沉積微相展布以及儲層的非均質性。而不同的韻律特徵, 層理類型, 不同的沉積微相又影響了開發後期剩餘油的分布。

1. 沉積韻律性決定了油層的水淹類型和水洗程度正韻律油層下部或底部物性和粒度較上部高, 縱向滲透率級差大, 下部常有高滲透或特高滲透段, 油層下部水推進速度快, 水洗充分, 剩餘油集中於油層的中、上部。隨著注水開發時間的延續, 水洗厚度逐漸增加, 油層中部受到水洗, 剩餘油集中於油層上部。某些正韻律油層上部泥質夾層增多, 阻止了水的向上運動, 使這種剩餘油難以產出。通過勝坨油田沙二段檢查井資料分析, 沖積扇砂體由於成分成熟度和結構成熟度較低, 加之層內夾層發育, 因此其水淹情況相對複雜。水通常沿油層底部顆粒較均質段流動, 油層內夾層上部水淹程度高; 在油層內滲透率相對較均勻的部位以及層內夾層的上部水淹程度較高, 而在滲透率變化頻繁的油層上部或夾層以下砂體的上部剩餘油呈條帶狀富集。圖為 3 6 33 井中沖積扇砂體岩性、物性、含油性及水洗程度綜合圖。

對於河流相砂體而言, 注入水首先沿油層下部礫狀和粗、中砂組成的單元突進, 在多個單元組成的砂體中,下部單元的水淹程度比上部單元高。當油層處於中含水期時, 水洗段不明顯,即使有水洗段, 水洗厚度也較小,僅占全層厚度的 4.4%～17.8% , 而在高含水期密閉取心井岩心觀察,單元底部岩心大部發白, 驅油效率一般為 50% ～80% , 這是由於在重力作用影響下,注入水沿單元底部竄流的結果。當油層內有相對穩定, 且厚度大於 1m 的夾層時,則夾層上下油層水淹程度差異明顯。夾層上部單元的底部水淹程度高, 夾層下部單元的頂部水淹程度低。經勝坨油田沙二段中、高含水期鑽遇河流相這類相帶的密閉取心檢查井的 220 m 岩心統計, 在中含水期達到“水洗”級別的掃油厚度係數在 24 + 5和 33 + 4層分別為19.7%和 25.5% , 而高含 水期同層 達到“水洗”+“強水 洗”級 別的 掃油厚 度系 數分別 為35.8%和 32.6% ,到高含水期不僅“水洗”級的掃油厚度係數增加, 而且強度也增大。但也只占油層厚度的 1/ 3。說明這類油層水洗厚度薄, 水沿單元下部突進, 剖面上部水淹程度差,還有較多的剩餘油。據 300 塊樣品統計, 河流相砂體剩餘油主要分布在中上部, 剩餘油飽和度為 45%～55% , 而下部僅為 10%～30% (圖1)。三角洲平原分流河道亞相砂體縱向水淹特點及剩餘油分布與河流相砂體類似,其下部水淹程度高(圖 2)。

反韻律油層上部物性和粒度高於下部, 即高滲透段位於油層上部, 注入水的水線推進速度是上部高於下部, 但由於重力 (對於親水油層還有毛細管力) 作用使水下沉, 減緩了油層上部的水線推進速度, 擴大了下部的水洗厚度。在注入水驅動力和重力的共同作用下, 水沿油層上部、中部和下部全面推進, 油層水淹厚度大, 全層水洗較均勻 (圖 3) ,中心微相帶因滲透率高, 仍是首先水淹, 但剩餘油仍在油層上部富集。圖4為2 2 J1502井代表三角洲前緣砂壩沉積砂體岩性、水淹特徵和驅油效率綜合圖。圖中表明全層水淹相對均勻, 驅油效率基本接近, 在 25% ～40%。在滲透率級差較小的油層內, 水淹厚度係數大, 但仍表現為底部先見水。但當油層內有夾層存在時, 油水運動在垂向上置換受到限制, 在夾層以上單元的底部出現水洗程度較高段。經密閉取心井含油飽和度資料統計, 這類油層上部剩餘油含量較下部高, 一般下、中部含油飽和度較上部高 5%～10% , 故剩餘油多富集在油層的中上部。

複合韻律油層內水淹特徵相對複雜, 其水淹強度和水洗程度介於上述韻律型油層之間。研究區上油組主力油層砂岩以正韻律為主, 油層中、上部的水洗程度低, 多數為弱水淹或未水淹; 而下油組主力油層砂岩以反韻律和均質韻律為主, 油層頂部和部分油層底部水洗程度差, 以弱水淹為特徵。

2. 沉積構造影響水驅油效果和剩餘油分布

沉積作用往往造成砂岩呈現多種多樣的層理類型, 這些微細層理內部紋層滲透率差異是很大的。大量水驅油實驗證實, 在注水過程中注入水往往會沿沉積層理中的高滲透紋層水洗乾淨, 而沿低滲透紋層水驅油效果較差。此外, 不同層理類型對水驅油的影響也是有差異的。水平 (平行) 層理、微波狀層理由於基本平行於層面, 分布穩定, 延伸距離遠,按正常的射孔和注水採油, 必然使注入水易沿相對高的滲透紋層驅油, 水驅油不徹底, 造成水驅油效果差。尤其是當注水壓力過高, 造成層理面開啟, 可能形成水竄, 致使水驅油不徹底, 因而剩餘油相對富集。研究區邊緣微相帶砂體多發育微波狀層理和水平層理, 因而在此微相帶中, 剩餘油相對富集。交錯層理和槽狀交錯層理在注水過程中, 水推進的速度相對緩慢, 水驅油效果好, 板狀斜層理的水驅油效果介於兩者之間。研究區中心微相帶中的砂體 (尤其是心灘、邊灘和砂壩及席狀砂等) 中交錯層理和板狀層理相對發育, 因此在中心微相帶中的油層水驅油效果相對好。

3. 沉積微相控制水驅油過程中油水運動規律

在注水開發過程中, 除了沉積韻律和層理構造對剩餘油分布有不同程度的影響外, 沉積微相的平面展布也同樣對油水運動規律有明顯的控制作用。注入水在平面上總是沿高滲帶快速突進。研究區平面滲透率往往具有一定的方向性, 順砂體展布方向儲集參數變化較小, 而垂直砂體展布方向儲集參數突變較快, 尤其是上油組 (右圖)。對於河流相沉積的河道砂而言, 平面上注入水優先沿河床凹槽的主流線方向快速突進, 並且, 由於河道砂體內部滲透率具有一定的方向性, 因此注入水向下遊方向的流動速度明顯快於向上遊方向。對於具下粗上細的正韻律砂體而言, 油水密度差帶來的重力作用和底部高滲透段的存在都促使注入水沿砂體底部高滲透段快速突進。河道砂側積形成的上部發育的泥質紋層增加了水向上竄流的阻力, 減緩了水淹厚度的擴大, 層內水淹厚度小。因此, 處於河道砂體部位的油井注水受效快, 但含水上升也快, 到達同樣的采出程度時其較三角洲砂壩沉積砂體的含水高, 耗水量大。注入水沿高滲帶竄流, 繞過低滲區, 從而使低滲區或低滲帶注入水波及不到, 原油滯留而形成剩餘油滯留區。下油組順古水流方向儲層儲集參數呈相對平穩的漸變式, 而垂直古水流方向儲集參數變化較大 (右圖) , 因此注入水也是首先沿滲透率變化小的方向推進, 然後向兩側逐漸擴展。在三角洲前緣砂壩側翼或道間淺灘等薄砂層發育區易形成剩餘油富集。因此, 對於三角洲相沉積的砂壩砂而言, 平面上注入水仍然有沿砂體軸部 (相當於主流線) 突進的現象, 但注入水逐漸向兩側擴展, 較之河道砂體注入水推進的要均勻。由於砂壩砂體儲油物性較好, 以反韻律和均質韻律砂體為主, 加之油水密度差的重力作用往往使層內水淹厚度較大, 驅油效率較好。處於砂壩主體部位的油井仍然可以形成高產井, 而且含水上升較慢, 一般可成為高產穩產井。在砂壩主體部位油井含水較高時, 及時轉為注水井, 可以使周圍較多的油井較均勻的受效, 取得很好的平面接替穩產作用。

(二) 儲層非均質性的控制作用

儲層非均質性是剩餘油分布的主要控制因素。不管是沉積的還是儲層的因素, 歸根到底還是儲層的微觀和巨觀非均質程度。

1. 儲層孔隙結構和潤濕性直接影響驅油效率從剩餘油 (殘餘油) 形成機理分析中可知, 繞流產生的根本原因是儲層孔隙結構的非均質性。真實砂岩模型的水驅油實驗表明, 各油層剩餘油 (殘餘油) 主要是繞流形成的,因此, 孔隙結構特徵, 尤其是孔隙結構的非均質程度是影響油層驅油效率不容忽視的因素。

2. 油水粘度比對驅油效率的影響

儲層孔隙結構的非均質性致使孔喉配置關係複雜, 這時油滴通過喉道時需要更大的壓差, 如果地下原油粘度大, 油水粘度比高, 原油的流動粘滯力大, 使孔隙中的油滴難以通過喉道, 發生“液阻”現象, 因而降低驅油效率, 高含水開發期特別長。

3. 粘土礦物和碳酸鹽等膠結物的影響

碎屑岩顆粒之間常見粘土礦物和碳酸鹽等膠結物充填孔隙。不同的粘土礦物在顆粒之間孔隙中的存在形式不同。高嶺石常以微細片狀集合體分布於孔隙中, 蒙脫石和伊/ 矇混層常以薄膜式附著於顆粒表面, 絲狀伊利石常以搭橋式充填於孔隙喉道間。

4. 層內夾層對水驅油效果的影響

厚油層內常常具有岩性和物性夾層。層內夾層在注采井組範圍內的分布狀況對油水運動和開發效果起著很大的影響。

5. 儲層的非均質程度對剩餘油分布的影響

綜合分析研究區主力油層的儲集參數和剩餘油飽和度的分布發現, 平面上儲層非均質程度越高的區域, 剩餘油飽和度相對高, 反之, 則剩餘油飽和度相對低。

(三) 構造特徵的控制作用

油田經過長期的注水開發, 剩餘油分布在不同開發時期受構造因素控制的程度是不同的。在中低含水開發時期, 剩餘油分布主要受斷塊構造的控制, 如坨 30 斷塊的背斜構造的高部位剩餘油富集。到特高含水開發期, 背斜構造雖然也已起到一定的控制, 但局部具有一定幅度的微型構造, 尤其是微斷鼻構造對剩餘油分布起到了主要的控制作用。由於長期注水開發, 原來為一個統一圈閉內的油水界面因微型構造的變化而分割成不同的微型圈閉, 其形態對剩餘油分布起重要的控制作用。在油藏內部, 當注水井周圍方向上層內壓力梯度、物性條件基本相同時, 注入水在重力的作用下, 首先向處於構造低部位 (負向微型構造) 的採油井突進, 在構造低部位首先形成水淹區, 並且首先達到較高的水淹程度, 這時剩餘油主要分布於構造高部位 (正向微型構造)。對研究區而言, 處於微斷鼻和微背斜上油井, 各個方向均為向上驅油, 剩餘油相對富集, 對油井生產有利。然而, 微背斜多形成於構造平緩的油層, 即 sinα d 值相對小, 向上驅油的作用減弱, 油水重力分異作用也弱; 微斷鼻構造雖然只有三個方向上驅, 但因這種構造傾角相對較大, 幅度也較大, 對向上驅油和油水重力分異有利。又因為研究區斷層發育, 斷塊內發育微斷鼻構造, 因此微斷鼻構造的重要性遠超過微背斜構造, 在微斷鼻構造部位往往有利於剩餘油富集。

此外, 斷層的封閉與開啟與否對剩餘油富集也起到控制作用。一般地, 由於封閉性斷層的存在往往造成注采系統的不完善, 斷層附近油井一般為單方向受效, 靠近斷層區域水驅油效果差, 易形成較為有利的剩餘油富集區。但是, 開啟性斷層的存在卻使注入水易沿斷層面方向水竄或使注入水從斷層的一側竄到另一側。當注入水沿斷層面竄流時, 在其附近的油層 (孔隙) 中的油則驅不出來, 留下一些很難預料的“滯流區”, 因而成為剩餘油的富集區。