剩余油分布特征

《第二章剩余油分布特征》大庆石油学院地球科学学院2009年5月主讲人：张庆国影响剩余油分布的因素通常划分为地质因素和开发因素。地质因素主要有：沉积特征（沉积微相）及砂体展布、构造特征、断层性质、油藏非均质性等。开发因素主要有：注采系统的完善程度、注采关系和井网布井、生产动态等。前者属于内因，后者属于外因。它们的综合作用就导致了目前剩余油分布的多样化。2.1剩余油分布的地质因素受生产动态因素影响的剩余油富集区有：注水分流区；注水二线区；生产井网稀，单井控制储量大的井区。这些井区多为高产区，但受人为因素影响大，情况经常发生变化。例如由于新注水井投注，原有水线发生变化，分流区可变为主流区，二线区也可变为一线区；新的加密井投产，稀井网变为密井网，单井控制储量由大变小。故这类井区的井高产时间不易持久。另外，上述是假定油层为一平面均质体，而实际所有油层都是起伏不平和非均质的，故实际地下情况远比设想的复杂得多，有时甚至与设想相反。2.1剩余油分布的地质因素注水分流区；2.1剩余油分布的地质因素注水二线区2.1剩余油分布的地质因素吉林扶余油田地理位置及构造位置图扶余油田历年产油量及含水变化情况扶余东区二夹四井网调整方案扶余东区二夹五井网调整方案受地质因素影响的剩余油富集区主要涉及油层自身和构造两方面：断层及油层边角地带的滞留区；构造高部位及正向微型构造区；储集砂体核心部位，油层厚度大、物性好的地区。由于地质因素在开发过程的短暂时间内不会发生变化或变化甚微，受人为影响小，成为影响剩余油分布的主要因素，受其影响的加密井，常能保持高产稳产。2.1剩余油分布的地质因素沉积微相是控制油水平面运动的主要因素，也是控制剩余油平面分布的主要因素。例如河道砂体：河道运移的向下侵蚀和叠加使得在不同时期形成极不规则的砂体沉积类型，关系也很复杂。在两个时期形成的河道或者与低渗透薄砂岩层、与废弃河道的泥质充填或者尖灭区域有关。这些位置和附近区域都是可能富集剩余油的地带。研究表明，在大规模河道砂岩沉积的油藏中，剩余油主要分布在砂体被部分破坏的地带，因为砂体大面积分布且具有很好的连通性，水平方向上所有井点均有不同程度的水淹。2.1剩余油分布的地质因素2.1.1沉积微相在水下分流沉积（例如三角洲前缘）油藏中，剩余油主要分布在河道间薄砂岩层中的薄砂层、砂体物理性质部分破坏的河道边缘、以及小的透镜状砂体内(这是通过井网很难控制的)。在注入水开发过程中，在相同条件下，河道微相和河口坝微相砂体吸水能力较强，而前缘席状砂等吸水能力较差。另外，水在不同的相带中的流动速度也不同，相对界面对水的跨相带流动往往起一个遮挡作用。一般注入水在河道中运动速度最快，其次是在河坝内，最慢的是在席状砂、河道间等低渗透微相带。2.1剩余油分布的地质因素2.1.1沉积微相一般注入水在河道中运动速度最快，其次是在河口坝内，最慢的是在席状砂、河道间等低渗透微相带。水下分流河道——水下分流河道砂体水下决口扇——水下决口扇砂体水下天然堤——溢岸薄层砂体席状砂——席状砂体远砂坝——远砂坝砂体水下分流间湾——泥质及溢岸沉积砂质浅滩——滩砂、坝砂美国提高采收率试验研究表明：油田的石油采收率受到各种地质因素的影响。不同开采阶段，各因素所起的作用又千差万别。例如，在一次和二次采油阶段，起控制作用的是一些大的地质特征，如断层、油藏类型、砂体连续性等。而在三次采油阶段，微观特征的影响则显得特别突出。通过对实验中遇到的各种地质问题进行分析后，认为决定石油采收率的基本地质因素是储层的非均质性。2.1剩余油分布的地质因素2.1.1沉积微相储层非均质性划分为沉积非均质性、构造非均质性、成岩非均质性和流体非均质性。其中，沉积非均质性是最基本的，也是重要的。它在一定程度上控制了成岩非均质性和流体非均质性。构造非均质性研究需要采用新方法或改进现有技术(如高分辨率地震)来提高。预测碎屑岩流体非均质性比较困难，必须建立在综合研究前三者的基础上。2.1剩余油分布的地质因素2.1.1沉积微相沉积相是控制沉积非均质性的基本因素。油田开发中经常出现的“层内矛盾”和“层间矛盾”很大程度上是由沉积相控制的油层非均质性引起的。沉积相影响剩余油分布具体表现在以下几个方面：(1)沉积相带控制了注入水的运动规律例如在河流沉积体系中，无论注水井布置在何种微相，注入水总是就近进入河道。在河道内，注入水沿河道下游方向快速推进，然后才向河道上游和两侧运移。2.1剩余油分布的地质因素2.1.1沉积微相沉积相是控制沉积非均质性的基本因素。(2)沉积相决定了油层的水洗类型河道砂体具有向上变细的正韵律层序，底部岩石的孔隙度和渗透率级都高于上部。注人水先沿底部突进，同一层内，上下渗透率级差越大，非均质性越严重，底部水洗越明显，河道砂体属底部水洗型。2.1剩余油分布的地质因素2.1.1沉积微相沉积相是控制沉积非均质性的基本因素。(2)沉积相决定了油层的水洗类型滩坝型砂体，如河口坝，基本上是微下细上粗的反韵律层序，上部有较大的流通孔道和较高的渗透率。在重力和毛细管力的共同作用下，注入水进入相对均匀，水线推进缓慢，水淹厚度大，层内水洗均匀。因而，滩坝型砂体属均匀水洗型。有的砂层，如部分河道砂岩，多为复合韵律沉积，属不规则水洗型。2.1剩余油分布的地质因素2.1.1沉积微相正韵律油层高渗段位于底部，在重力和驱动力的作用下，注入水易沿底部高渗透层段突进，油层底部含水率上升快，水淹严重。而顶部水驱效果差，剩余油多分布在顶部层段。正韵律油层水驱油效率低，一般顶部主要以未水洗、弱水洗为主，少见中水洗，底部则主要以中~强水洗为主。2.1剩余油分布的地质因素2.1.1沉积微相J19井正韵律油层水驱示意图下图检19井水下分支河道微相剩余油情况。声波时差和自然伽玛显示该段为正韵律油层，由于水淹影响电阻率曲线幅度值明显减小，而出现反韵律特征，整体上渗透率下部大于上部。含水饱和度在上部平均为29.8%，在下部平均60.4%，这两组参数说明，该段正韵律河道砂岩油层下部水淹严重，顶部层段仍存在大量剩余油。反韵律油层高渗段位于顶部，在驱动力作用下，注入水易于流向上部高渗层段。同时，由于重力作用使水体向下渗流。因此，在这些力的共同作用下，水驱厚度不断扩大，下部中、低渗透层逐步受到水淹，水驱效率较高。反韵律层多分布于河口坝、滩坝等相带，处于这两种相带上的油井具有产量高、递减慢、含水上升速度低的特点。一般进入高含水期后，剩余油分布低，主要赋存于上部层段。2.1剩余油分布的地质因素2.1.1沉积微相J23井反韵律油层水驱示意图下图显示检23井剩余油分布特征。声波时差和自然伽玛及渗透率显示为反韵律层。电阻率曲线上，由于受底部钙质层影响反韵律形态不明显，饱和度参数上部平均为29.4%，下部平均48.9%，显示出该反韵律油层水淹相对比较均匀，但上部层段剩余油仍多于下部层段。J23井多段多韵律油层水驱示意图多段多韵律的厚油层水洗特点具有正、反韵律的综合特点，在条件相似的情况下，水洗效果介于正、反韵律之间。下图检23井306~318m层段为正韵律构成的多段多韵律油层，含水饱和度表现出三个正韵律油层水淹的特点。(3)沉积相控制了水淹规律河道相油层的油井见效、见水期短，易出现暴淹。而滩坝型地层，油井的见效、见水期长，注水效果好。2.1剩余油分布的地质因素2.1.1沉积微相河口坝天然堤沉积微相分层自然电位/(mv)-500声波/(μs.m-1)200600自然伽马/api0150深度(m)深侧向电阻率/(Ω.m)0100浅侧向电阻率/(Ω.m)0100孔隙度/%050渗透率/%0500束缚水饱和度/%0100含油饱和度/%1000含水饱和度/%0100水淹级别水下分支间湾水下分支间湾水下分支河道水下分支河道侧翼分支河道侧翼分支河道分支河道分支河道侧翼分支河道分支河道侧翼水下分支河道水下分支河道水下分支河道12345678910111213360380400420440460中水淹强水淹弱-中水淹强水淹特强水淹强水淹中水淹弱-中水淹强水淹特强水淹弱-中水淹强水淹中水淹弱-中水淹特强水淹沉积微相分层自然电位/(mv)-500声波/(μs.m-1)200600自然伽马/api0150深度(m)深侧向电阻率/(Ω.m)0100浅侧向电阻率/(Ω.m)0100孔隙度/%050渗透率/%0500束缚水饱和度/%0100含油饱和度/%1000含水饱和度/%0100水淹级别水下分支河道水下分支河道水下分支河道111213440460中水淹弱-中水淹特强水淹沉积微相分层自然电位/(mv)-500声波/(μs.m-1)200600自然伽马/api0150深度(m)深侧向电阻率/(Ω.m)0100浅侧向电阻率/(Ω.m)0100孔隙度/%050渗透率/%0500束缚水饱和度/%0100含油饱和度/%1000含水饱和度/%0100水淹级别水下分支间湾水下分支间湾水下分支河道水下分支河道侧翼分支河道侧翼分支河道分支河道分支河道侧翼分支河道分支河道侧翼水下分支河道水下分支河道水下分支河道12345678910111213360380400420440460中水淹强水淹弱-中水淹强水淹特强水淹强水淹中水淹弱-中水淹强水淹特强水淹弱-中水淹强水淹中水淹弱-中水淹特强水淹沉积微相分层自然电位/(mv)-500声波/(μs.m-1)200600自然伽马/api0150深度(m)深侧向电阻率/(Ω.m)0100浅侧向电阻率/(Ω.m)0100孔隙度/%050渗透率/%0500束缚水饱和度/%0100含油饱和度/%1000含水饱和度/%0100水淹级别水下分支河道水下分支河道水下分支河道111213440460中水淹弱-中水淹特强水淹沉积单元是控制油水垂向流动的基本单元。大庆油田大多数厚油藏都属于复合层、复合韵律沉积。研究表明，复合韵律油藏通常由二、三个沉积单元叠加而成，且每个单元都受正韵律分布控制。从观测井的岩心分析数据表明，厚层的水侵情况与正韵律油藏规律相符，即沉积单元底部高渗透层水侵严重，水侵程度由底部向顶部逐渐减弱。从复合沉积单元、复合油层叠加而成的油藏剖面可以观察到水侵。2.1剩余油分布的地质因素2.1.2沉积单元正韵律油层顶部形成剩余油富集，反韵律油层顶部形成剩余油富集，复合韵律油层纵向上出现多个渗透率段，在相对低渗透部位水洗较弱，形成剩余油富集。韵律对剩余油分布的影响还与注采井距和射孔状况有关，若注采井距小，重力的作用与驱动力的作用比较起来便处于次要地位；油层若采用选择性射孔投产，也就抑制了重力对注入水波及体积的影响。2.1剩余油分布的地质因素2.1.3沉积韵律不同韵律模型见水时水线图（据韩大匡）沉积单元中渗透率的差异控制着油藏中剩余油的垂向分布。由于地层中渗透率的差异，注入水沿高渗透层驱进。注入水很难波及到低渗区域，从而导致厚地层顶部剩余油富集。2.1剩余油分布的地质因素2.1.4渗透率差异由于沉积的不同特征，有时造成储层横向（平面上）和纵向（层内、层间）非均质极为严重，这就造成有大量剩余油滞留在储层内。例如冲积扇沉积：平面上，中部扇中的斜坡槽及迁移槽为物性有利分布区，采出程度高，易水淹，目前剩余油饱和度低；远端砂及漫溢等微相物性普遍较差，不易水淹，目前剩余油饱和度相对较高。纵向上，由于层间和层内非均质性，造成高渗透带动用程度高，水洗严重，剩余油相对较少，中、低渗透带动用程度低，甚至未动用，水洗较轻，剩余油相对较富集。2.1剩余油分布的地质因素2.1.5非均质性统计表明，层间非均质性越强，则采出程度低、剩余油储量高，层间非均质性受控于沉积环境，一般在高能量环境下形成的砂体渗透率、原始地质储量丰富，采出程度高，剩余油量与原始地质储量的比值相对较小，而在低能量环境下则表现出与之相反的特征。这说明沉积相带首先决定了原始地质储量的丰度，进而也影响了采出程度和剩余油量的大小和分布。2.1剩余油分布的地质因素2.1.5非均质性层内非均质性主要表现为层内渗透率的非均质性，它控制水驱油的波及厚度，影响着油藏的吸水剖面和产液剖面，同时也是油藏开发中层内矛盾的主要控