勝坨油田二區(qū)沙二段7,8砂組三角洲砂巖油藏高含水期儲層非均質(zhì)性研究

勝坨油田二區(qū)沙二段7,8砂組三角洲砂巖油藏高含水期儲層非均質(zhì)性研究

1儲層覆巖相地層盛寶油田位于濟陽坳陷東城塌陷以北，西南與七金縣生油池接壤。這是儲層的逆結(jié)構(gòu)（圖1）。該油田分為3個區(qū),其中二區(qū)位于勝坨油田中部,是一個物源、油源均豐富的含油區(qū)。鉆井揭示第三紀(jì)地層自上而下依次為明化鎮(zhèn)組、館陶組、東營組、沙河街組。其中,沙河街組分為四段,沙二段是主力含油層系,共分為13個砂層組。勝二區(qū)7,8砂層組是本文研究的目的層段,此層段發(fā)育一套三角洲相砂巖儲層,7砂組為三角洲平原亞相;8砂組則主要為三角洲前緣亞相。儲層巖性以中細(xì)砂巖為主,其次是粉砂巖和泥質(zhì)粉砂巖,平均孔隙度為29%左右,平均滲透率為0.370μm2左右,屬高孔中滲類型儲層。該油藏于1966年投入開采,截止到目前,7,8砂層組已鉆井500多口,綜合含水率為94.4%。油藏開發(fā)存在著諸多問題,其中儲層非均質(zhì)性是影響剩余油分布和開采的主要原因之一。2儲層滲透率分布特征本區(qū)沙二段7,8砂組發(fā)育四級旋回和五級旋回,本次研究應(yīng)用四級旋回劃分砂層組,應(yīng)用五級旋回劃分小層,即微相對應(yīng)的沉積時間單元。7砂組以正旋回為主,由9個小層組成;8砂組以反旋回為主,由3個小層組成。根據(jù)小層細(xì)分及隔夾層分布特征,各韻律層之間大多有穩(wěn)定的泥巖隔層,即韻律層的大部分可作為獨立的流動單元。從統(tǒng)計出的分層系數(shù)(平均單井鉆遇砂層層數(shù))和砂巖密度(垂向剖面上砂巖總厚度與地層總厚度之比)來看,前者數(shù)值中等,后者數(shù)值中等偏大。以74小層和81小層為例(表1),兩者分層系數(shù)在3層/井左右,砂巖密度在60%左右,但變化范圍很大,反映出小層層間砂層分布差異明顯?？梢?儲層縱向上砂層分布不均,層間非均質(zhì)性較強。由于砂體的沉積環(huán)境和成巖變化的差異,導(dǎo)致不同砂體的滲透率有較大的差異。各層滲透率分布直方圖(圖2)展示了各韻律層平均滲透率的這種差異程度及最高滲透率層在剖面上的分布位置。引用滲透率變異系數(shù)、突進系數(shù)、級差等3個非均質(zhì)參數(shù)來分析本區(qū)層間的滲透性差異,這些參數(shù)均取自本區(qū)多井測井資料的處理數(shù)據(jù)。計算分析表明,在不同開發(fā)時期,層內(nèi)滲透率非均質(zhì)參數(shù)的變化均不相同。在中含水期,變異系數(shù)普遍在0.55以上,突進系數(shù)普遍在4.0以上,其中7砂組的突進系數(shù)普遍在7.5以上,最高可達(dá)12.6。此外,級差的分布范圍較大(1.5～2877)。因此,中含水期的層間注水突進比較嚴(yán)重。在高含水期,各參數(shù)值明顯偏低,變異系數(shù)均在0.35以下。說明此時期層間非均質(zhì)性減弱,但滲透率級差都在5以上。這種層間滲透性的差異對本區(qū)儲層注水開發(fā)影響很大。主要表現(xiàn)在層間干擾十分明顯,比如細(xì)分層系后主力油層81小層干擾74小層,82小層干擾83小層。又如71-81單元合采,2428井74小層日產(chǎn)液91t,日產(chǎn)油12t,含水率為85.9%;而24G16井,同樣也是74小層,日產(chǎn)液達(dá)到335t,日產(chǎn)油僅為4.3t,但含水率卻高達(dá)98.7%。其結(jié)果在油層間出現(xiàn)水沿高滲透層突進的現(xiàn)象,在較低滲透層內(nèi)可能形成剩余油的分布,從而影響總體開發(fā)效果。3非均質(zhì)特征的平坦性能3.1砂體形態(tài)控制7、8砂組砂體微相主要有水下分流河道、天然堤、河口砂壩、遠(yuǎn)砂壩。水下分流河道砂體呈條帶狀分布,長寬比約在3∶1至10∶1之間;河口砂壩砂體呈葉片狀分布,長寬比近于2∶1。根據(jù)測井解釋及砂體剖面對比分析發(fā)現(xiàn),砂體的連續(xù)性主要受微相控制。天然堤砂體連續(xù)性最差,砂體配位數(shù)(與一個砂體接觸連通的砂體數(shù))、連通系數(shù)(連通的砂體層數(shù)與砂體總層數(shù)之比)極低,多數(shù)呈孤立砂體分布;水下分流河道砂體連續(xù)性較差,砂體的配位數(shù)和連通系數(shù)較低,其中連通系數(shù)小于0.4,平面上不連續(xù),砂體斷續(xù)分布。由于本區(qū)注水開發(fā)井距大多在300m以內(nèi),因此,這類砂體在經(jīng)濟井距下難以開采,將是本區(qū)剩余油挖潛難度較大的儲層。河口砂壩砂體連通性相對較好,砂體配位數(shù)和連通系數(shù)較大。其中連通系數(shù)可達(dá)0.8以上,平面上連續(xù)性好,因此在現(xiàn)有井距下注水開采效果較好。在不同開發(fā)時期,滲透率及其非均質(zhì)參數(shù)在平面上的變化也不相同。在開發(fā)初期,小層內(nèi)滲透率級差可達(dá)2000以上;在高含水期,級差多數(shù)在10以內(nèi)。7砂組各韻律層滲透率高值分布區(qū)主要集中在河道附近;低值區(qū)主要集中在天然堤和分流間灣附近。在河道內(nèi)部,主體的滲透率比側(cè)緣的平均高出約0.150μm2。8砂組各韻律層河口砂壩砂體的滲透率明顯要高于遠(yuǎn)砂壩,平均高出約0.2μm2;在砂壩內(nèi)部,主體要比頂部和側(cè)緣高得多。例如,82332韻律層主體部位的滲透率多在0.45μm2以上,頂部部位多在0.3μm2左右,而側(cè)緣部位多分布在0.15～0.4μm2(圖3)。由此可見,本區(qū)目的層滲透率在平面上的變化主要受砂體微相和砂體形態(tài)控制,不同微相、同一微相的不同部位以及不同砂體形態(tài)滲透率均有較大差異。因此,高含水期儲層的平面非均質(zhì)性仍然較強。3.2數(shù)值計算及分析用非均質(zhì)綜合指數(shù)來定量表征儲層非均質(zhì)性的基本思路是利用模糊數(shù)學(xué)方法,通過對各種參數(shù)的模糊運算,求出一個非均質(zhì)綜合指數(shù)來定量表征非均質(zhì)的強弱。如將各井點各韻律層或小層的綜合指數(shù)作出平面等值圖,即可全面地、綜合地揭示平面非均質(zhì)性。綜合指數(shù)計算的關(guān)鍵是單因素評價矩陣的建立和權(quán)系數(shù)的確定。在本區(qū)選擇了滲透率的變異系數(shù)、突進系數(shù)、級差、平均砂層厚度、砂巖分層系數(shù)、砂巖密度、夾層頻數(shù)、夾層密度和有效砂層系數(shù)等9個非均質(zhì)參數(shù)構(gòu)成因素集合,并計算出每個參數(shù)的隸屬度,建立單因素評價矩陣(R)。同時,用研究層位代替結(jié)語集合,采用判斷矩陣分析方法確定權(quán)系數(shù)A,上述9個參數(shù)的權(quán)系數(shù)分別為0.20,0.15,0.10,0.05,0.10,0.08,0.10,0.10,0.12,再設(shè)綜合指數(shù)為I,則I=A。R(。為模糊運算符號)。主要采用加權(quán)平均型算法(M(·,+))計算該式。顯然,I值越小,非均質(zhì)性越強。從圖4可見,85115韻律層高含水期綜合指數(shù)I值分布特征明顯,其范圍為0.08～0.78,變化較大。I值大于0.5的區(qū)塊范圍較小,僅占該韻律層范圍的16%,說明該韻律層相對均質(zhì)儲層較小;I值小于0.3和在0.3～0.5之間的范圍最大,幾乎分別占該韻律層的42%左右。將I值按大小劃分:小于0.3的為強非均質(zhì)性,0.3～0.5的為中等非均質(zhì)性,大于0.5的為弱非均質(zhì)性,則該韻律層以強非均質(zhì)性和中等非均質(zhì)性為主。其中,靠斷層和砂層尖滅處的儲層非均質(zhì)性相對較強,中部范圍的相對較弱。其他韻律層的儲層平面非均質(zhì)性也有類似特征,但在非均質(zhì)強烈程度上仍有較大差異。值得注意的是,盡管注水開發(fā)使波及地區(qū)的綜合指數(shù)增大,但未波及地區(qū)的仍保持較低的綜合指數(shù)。因此,注水開發(fā)表面上降低了波及區(qū)平面非均質(zhì)性,實際上增強了波及區(qū)與未波及區(qū)的平面非均質(zhì)程度。正是由于這一結(jié)果,注采井網(wǎng)往往控制不到或控制不完善。目前的注采井?dāng)?shù)比應(yīng)為1∶1.2,油井井網(wǎng)密度僅為2.4～4.30口/km2。根據(jù)前蘇聯(lián)謝爾卡喬夫提出的注水采收率與井網(wǎng)密度關(guān)系式測算,本區(qū)7,8砂組合理井網(wǎng)密度約為8口/km2,顯然,目前的井網(wǎng)密度偏低,急需進行調(diào)整。4儲層覆巖滲流規(guī)律7,8砂組儲層粒度分布主要有3種韻律性,即正韻律、反韻律和復(fù)合韻律。這種砂體粒序的韻律性直接控制著滲透率的韻律性。根據(jù)測井處理結(jié)果表明,滲透率大小在垂向上的變化所構(gòu)成的韻律性主要有正韻律、反韻律、復(fù)合韻律及均質(zhì)韻律等4種模式(圖5)。分析表明,7砂組正韻律模式在層內(nèi)非均質(zhì)性較強,上部和底部的滲透率值相差很大,有的相差0.5～0.6μm2;中上部水洗程度弱甚至未水洗,易于形成剩余油。8砂組反韻律模式頂部滲透率大,但由于注水開發(fā),在重力和毛細(xì)管壓力下可產(chǎn)生滲吸,下部滲透率有所增加。也就是說,這種模式在上、下部位的滲透率差異在不斷減小,但總體仍呈現(xiàn)上高滲下低滲特征。水淹特征有3種情況:一是上部水淹嚴(yán)重,出現(xiàn)在層內(nèi)滲透率級差很大,且其間有較穩(wěn)定夾層的油層中;二是全油層驅(qū)油效率基本接近,呈現(xiàn)均勻水淹特征;三是在滲透率級差很小的油層內(nèi),水淹厚度系數(shù)大,但底部先見水。當(dāng)然,滲透率韻律模式并不完全與粒序韻律模式相同,這可能與儲層巖石沉積組構(gòu)和成巖作用的變化有關(guān)。此外,滲透率的各向異性與層理的類型有關(guān)。7,8砂組主要發(fā)育平行層理、水平層理、斜層理和交錯層理等層理類型。水下分流河道中上部發(fā)育平行層理,該層理方向代表古水流方向,因此該方向上滲透率普遍較大。斜層理主要發(fā)育在水下分流河道的中下部,順層理傾向的滲透率最大,逆層理傾向的滲透率最小,這類層理的存在造成了滲透率的極大差異。交錯層理在本區(qū)的河道底部和河口砂壩的上部均有發(fā)育,這種層理的滲透率各向異性最強。7,8砂組儲層壓實中等,經(jīng)初步計算,平行紋層方向滲透率是垂直紋層的約3.5倍(對巖心的測定數(shù)據(jù))。這一差異增強了層內(nèi)的非均質(zhì)程度,對流體的滲流及剩余油分布均有較大影響。根據(jù)滲透率計算出的非均質(zhì)參數(shù),開發(fā)初期的各韻律層參數(shù)普遍較高,中含水期普遍降低,高含水期普遍較低。表2列出了中、高含水期幾個主要韻律層變異系數(shù)、突進系數(shù)和級差等參數(shù)的變化情況。以72442和81221韻律層為例可以看出,72442韻律層從中期至高期,變異系數(shù)、突進系數(shù)、級差分別降低了65%,79.3%,85.3%;而81221韻律層從中期至高期,變異系數(shù)、突進系數(shù)、級差分別降低50%,38.3%,81.3%;其他韻律層也有近似規(guī)律。7砂組的非均質(zhì)性減弱程度較大,其原因主要是:①由于注水開發(fā),儲層經(jīng)受長期水洗、沖刷,致使其原有儲層孔喉結(jié)構(gòu)發(fā)生變化,儲層變好的幅度較大。②7砂組儲層毛細(xì)管力作用方向多呈正韻律,毛細(xì)管力的上滲吸作用抵消了部分重力作用,因此儲層上部水洗加強,上、下部位滲透性差異變小。③本區(qū)粘土礦物中高嶺石含量高達(dá)57.2%,伊蒙混層含量也達(dá)到33.1%。這兩種礦物具有明顯的速敏性和水敏性,其中高嶺石遷移使孔滲性變好,但對細(xì)小孔喉也有堵塞作用;伊蒙混層不僅具有遷移性,更重要的是具有水敏性,因此在注水開發(fā)中,孔隙中的雜基及填隙物多數(shù)被沖走,使儲層孔滲性變好。據(jù)統(tǒng)計,開發(fā)初期和高含水期的高嶺石和伊蒙混層相對含量分別減少了約25%?？傊?本區(qū)目的層高含水期儲層非均質(zhì)性相對減弱,其減弱幅度受控于沉積微相和儲層的填隙物及其含量。儲層非均質(zhì)性減弱有利于注水均勻突進。不同微相儲層的非均質(zhì)綜合指數(shù)(I)大小也不相同(表3)。7砂組各微相的I值普遍小于8砂組,說明7砂組中各微相儲層層內(nèi)非均質(zhì)相對較強。7砂組內(nèi)的分流間灣及天然堤薄層砂體層內(nèi)非均質(zhì)性最強,I值均小于0.25;8砂組內(nèi)遠(yuǎn)砂壩砂體的非均質(zhì)較強,河口砂壩內(nèi)部和側(cè)緣的I值較小,非均質(zhì)性較強,而頂部的非均質(zhì)性較弱。由此可見,I值可定量地反映了儲層的非均質(zhì)性。7,8砂組夾層主要為泥質(zhì)夾層和鈣質(zhì)夾層,它們對層內(nèi)非均質(zhì)程度的影響也較大,結(jié)果表明,其值大多在0.5層/m以內(nèi)。7砂組各韻律層的夾層數(shù)普遍較高,8砂組普遍較低。81小層各韻律層夾層頻數(shù)平均為0.36層/m,但分布范圍很大,為0.079～0.625層/m。由此可見,高含水期層內(nèi)非均質(zhì)性仍然較強。5儲層非均質(zhì)性(1)在高含水期,勝坨油田二區(qū)沙二段7,8砂組三角洲砂巖儲層層內(nèi)、層間非均質(zhì)程度在縱向上、平面上均有較大差異;層內(nèi)、層間的均質(zhì)性有