三角洲前缘储层非均质性及剩余油挖潜研究

三角洲前缘储层非均质性及剩余油挖潜研究

党胜国，黄保纲，王惠芝，权 勃，郑 浩

（中海石油（中国）有限公司天津分公司，天津 300452）

摘 要：锦州9-3油田主要含油层系为三角洲前缘相储层，多期砂体叠置，平面非均质性强，目前已进入中高含水阶段，生产矛盾突出，剩余油富集且复杂。通过研究油田小层平面分布特征、夹层分布规律、层内渗透率非均质性、层间沉积旋回的差异性和粒度韵律等参数，对油田主力油层三角洲前缘相储层非均质性进行综合表征。研究认为油田主力油层整体上属于强非均质性储层，造成储层强非均质性的主要因素为原始沉积环境下沉积旋回差异性和粒度韵律的差异性。结合各小层的水淹程度分析认为剩余油较富集的区域主要在Ⅰ2、Ⅰ4、Ⅱ11、Ⅱ12、Ⅱ2、Ⅲ1、Ⅲ2七个主力小层和油田的西侧、东部裙边带井控程度较低的区域。综合考虑造成剩余油分布差异的储层非均质性因素，制定了合理的总体调整方案和注采井网调整策略。

关键词：储层非均质性；中高含水期；小层分布；夹层；渗透率；沉积旋回；剩余油；调整策略

中图分类号：TE327

文献标识码：A

DOI:10.3969/j.issn.1008-2336.2015.02.066

文章编号：1008-2336（2015）02-0066-06

收稿日期：2014-08-22；

作者简介：第一党胜国，男，1980年生，工程师，硕士，矿产普查与勘探专业，从事油田开发地质研究工作。E-mail：dangshg@cnooc.com.cn。

改回日期：2014-12-08

Study on Heterogeneity of Delta Front Reservoir and Methods for Digging Residual Oil Potential

DANG Shengguo, HUANG Baogang, WANG Huizhi, QUAN Bo, ZHENG Hao

（Tianjin Branch of CNOOC Ltd., Tianjin 300452, China）

Abstract:The main oil bearing series in JZ9-3 Field are delta front reservoirs, consisting of multiphase superimposed sand bodies, with strong heterogeneity. The oil field has been at middle-high water cut stage, with severe production problems, and remaining oil distribution is very complicated. Reservoir heterogeneity characterization on the main oil layers in delta front reservoirs has been conducted through comprehensive study on the distribution of major oil layers and intercalated layers, heterogeneity of permeability, differences in sedimentary cycle between layers, granularity rhythm. It is believed through study that the main oil layers in delta front reservoirs are very serious in heterogeneity, and the main reasons for strong heterogeneity are differences in sedimentary cycle and granularity rhythm. Combined with the analysis of water flooded degree of oil layers, it is believed that the remaining oil distributes mainly in seven main layers of Ⅰ2, Ⅰ4, Ⅱ11, Ⅱ12, Ⅱ2, Ⅲ1, Ⅲ2, western and eastern part of oil field with low well density. Considering the main factors for reservoir heterogeneity which cause the difference in distribution of remaining oil, reasonable overall adjustment plan and injection-production strategy have been made.

Keywords:reservoir heterogeneity; middle-high water cut stage; layer distribution; intercalated layers; permeability; sedimentary cycle; remaining oil; adjustment strategy

储集层在漫长的地质历史过程中，经历了沉积、成岩作用以及后期构造运动的改造，使储集层的空间分布及内部的各种属性都产生了不均匀分布和变化。因此，储集层的非均质性是绝对的，只有在一定条件下和有限范围内才可以看作近似均质的。三角洲前缘相沉积砂体作为油气赋存的

一类重要的陆相碎屑岩储集层，储层非均质性对地层中的油、气、水运动规律和中高含水期剩余油分布产生重要影响[1-4]。认识清楚储层非均质性，对指导剩余油挖潜和调整注水开发油田的注采井网具有非常重要的意义。认识清楚储集层的非均质性，总结其影响规律，对处于中高含水期的油藏研究剩余油分布，制定合理的开发技术政策，确定调整挖潜的方向，提高油田最终采收率具有非常重要的意义。

1　油田概况

锦州9-3油田位于渤海辽东湾西部海域，北邻辽河月东油田，构造上位于辽东湾辽西凹陷的北洼，是辽河中央凸起向辽西凹陷倾没的部分，由主体区半背斜构造和东块复杂断块组成（图1）。油藏类型为层状构造边水油藏，主要含油层系为古近系东营组东二下段湖相三角洲前缘沉积砂体，属于原油可采储量中型的整装常规油田。油田采用多层合采、九点法面积注水开发。自1999年底投产以来，已有十多年的生产历史，目前综合含水76%，已进入中高含水阶段，生产矛盾突出，剩余油富集且分布复杂。由于油田采用海上固定生产平台、丛式定向井开发，工程设施及钻井完井成本极高，为了分析清楚剩余油分布规律，制定中高含水阶段合理的开发技术政策和总体调整方案，为下一步的工程和钻完井方案提供技术支撑，需要对油田的储层进行精细表征，尤其是对影响开发效果和剩余油分布的储层非均质性进行重点解剖研究。

2　储层非均质性研究

表征储层非均质性的指标很多，包括小层微相平面分布特征、夹层分布、渗透率变化、沉积旋回、粒度韵律等参数[5-8]，在三角洲前缘相砂岩储层精细小层划分框架下，对锦州9-3油田古近系东营组东二下段Ⅰ～Ⅲ油组主力油层储层非均质性进行研究。

2.1 储层平面分布特征

区域沉积背景及沉积微相研究表明，锦州9-3油田物源主要来自东北方向，单砂体在平面上主要呈朵状、带状分布，多期砂体交叉叠置，在平面上连片分布（图2）。

东二下段Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ油组储层主要为三角洲前缘相水下分流河道砂体，次为河口坝、远砂坝和前缘席状砂，储集物性好。从单井剖面上看，单期形成的砂体厚度薄，多小于5 m，但多期砂体纵向叠置、横向连片，形成了具有一定规模、相对稳定的储集层，自上而下主要发育9个主力小

层和5个非主力小层。

图1　Ⅰ油组含油气面积图

图2　Ⅰ3小层沉积微相平面图

Ⅰ油组储层比较发育，厚度较大，展布范围广，自东北向西南沿构造轴部延伸，砂岩质量分数一般为25%～50%，共发育5个砂层，Ⅰ2、Ⅰ3和Ⅰ4为主力小层，平均单砂层厚度3.2～6.8 m，单井钻遇砂层总厚度0.9～11.8 m。Ⅰ2分布广而稳定，厚度较薄，介于0.9～8 m，具有西厚东薄的特点，油层主要分布在主体区块。Ⅰ3为厚度大，分布广的主力油层，在主体区及东块均有分布，厚度介于1.1～11.8 m，其中主体区厚度较大，东块厚度相对较薄。Ⅰ4厚度较薄，主要油气层分布在油田北部JZ9-3-1、E1-7井区及东块JZ9-3-5井区，储层向西及西南变干、变尖。

Ⅱ油组砂体展布范围逐渐变窄，主要呈零星状或条带状沿构造轴部分布于主体区构造高部位，砂岩质量分数一般为15%～40%。主要发育4个砂层，单井钻遇砂层厚度0.8～14.5 m。Ⅱ11层厚度介于1.0～6.4 m，Ⅱ12层厚度介于1.2～7 m。Ⅱ2层厚度较大，厚度变化大，厚度介于1.0～14.5 m，平均厚度6.3 m。砂体向西南变薄，向东在JZ9-3-5井区尖灭。

Ⅲ油组发育5个砂层，Ⅲ1、Ⅲ2、Ⅲ3为主要含油层，砂岩质量分数为10%～40%。单砂层厚度0.5～11.2 m，单井钻遇砂层总厚度4.0～21.8 m，砂岩质量分数为45%～53%，油层有效厚度1.0～7.8 m。Ⅲ1分布较广，砂层厚度介于1.2～10.2 m之间，油气在主体区及东块均有分布。Ⅲ2层厚度较小，砂层厚度介于0.9～6.7 m之间。Ⅲ3层主要划分为Ⅲ31、Ⅲ32层，Ⅲ31层厚度介于0.6～11.2 m，平均厚度3.9 m，分布范围大，Ⅲ32层分布较小。

2.2 夹层分布规律

夹层是指在储层内部局部发育、不连续分布的非渗透层或特低渗透层，是造成储层平面和纵向非均质性的重要原因，主要受原始沉积作用过程和后期成岩作用控制形成，常把油层分成多个独立的流动单元，对驱油效率影响较大。本区主要借助岩电特征资料及电测综合解释结果对夹层分布进行研究。依据岩性分为泥质夹层和灰质夹层两类。泥质夹层电阻率曲线上表现为低值，自然伽马值相对值较高，密度、中子测井均为高值。灰质夹层自然伽马值相对值较低，密度测井曲线呈高幅尖峰状。

根据钻井资料统计，东二下段主力油层Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ油组自上而下主要发育6期夹层，每个油组各两期，分别为Ⅰ2～3、Ⅰ3～4、Ⅱ11～12、Ⅱ12～2、Ⅲ1～2、Ⅲ2～3（表1）。Ⅰ2～3期夹层钻遇总井数57口，厚度以0.5～3.0 m为主，占总钻遇井数的93%；Ⅰ3～4期夹层钻遇总井数41口，厚度以6.1～12.0 m为主，占总钻遇井数的65%，其次为厚度0.5～3.0 m的夹层，占19.5%；Ⅱ11～12期夹层钻遇总井数54口，厚度以0.5～3.0 m为主，占总钻遇井数的93%；Ⅱ12～2期夹层钻遇总井数38口，

厚度以0.5～6.0 m为主，占总钻遇井数的80%；Ⅲ1～2期夹层钻遇总井数42口，厚度以3.1～9.0 m为主，占总钻遇井数的90%；Ⅲ2～3期夹层钻遇总井数24口，厚度以0.5～6.0 m为主，占总钻遇井数的96%。总体来看：各期次夹层平面分布范围广，连片性好，钻遇率高，其中以Ⅰ油组和Ⅲ油组夹层分布范围最大，Ⅱ油组夹层分布范围最小，连片性相对较差；各期次夹层厚度变化大，厚度0.5～18.0 m不等，以0.5～6.0 m为主，6.1～9.0 m次之，其余厚度井点零星钻遇。

根据夹层统计，结合该区沉积规律，编制了夹层平面厚度分布图。从图中可以看出，油区内夹层具有构造高部位薄，向构造低部位逐渐变厚等特点。主体区具有西北薄，东南厚的特点；东块具有北薄南厚的特点。平面上夹层厚度变化较大，但多数夹层平面分布连片性较好，对注入水沿夹层纵向发生突进起到很好的遮挡作用，利于后期分小层研究、挖潜剩余油。

2.3 渗透率非均质性研究

根据电性曲线测井解释综合成果，对东二下段Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ油组9个主力小层Ⅰ2、Ⅰ3、Ⅰ4、Ⅱ11、Ⅱ12、Ⅱ2、Ⅲ1、Ⅲ2、Ⅲ31共计348个样品的渗透率结果进行了统计分析，并计算了各小层层内渗透率级差、均值系数、突进系数和变异系数（表2）。

表1　东二下段Ⅰ～Ⅲ油组夹层统计

表2　东二下段主力小层渗透率非均质性计算

渗透率级差33.6～511.1，除Ⅰ4和Ⅲ31小层外，其余均大于100；均值系数除Ⅰ3、Ⅱ11、Ⅲ1和Ⅲ2小层为0.11～0.23，其余小层为0.32～0.64；突进系数除Ⅰ2、Ⅰ4和Ⅱ12小层为2.0～2.3，其余小层为3.1～8.9；变异系数1.3～1.9。总体来看，Ⅰ～Ⅲ油组各主力小层渗透率级差、突进系数及变异系数均较大，渗透率变异系数均大于1.0，反映非均质性很强。这种储层特征，客观要求开发过程中进行合理注采井网调整，避免渗透率变化过大，影响开发效果。

Ⅰ油组Ⅰ2层渗透率以小于300×10-3μm2为主，Ⅰ3、Ⅰ4层以大于300×10-3μm2为主；Ⅱ油组Ⅱ11、Ⅱ12层渗透率分布比较分散，各级别均有一定比例分布，Ⅱ2则以大于300×10-3μm2为主；Ⅲ油组主力小层渗透率主要分布于300×10-3μm2以内。从平面分布来看单层渗透率变化较大，Ⅰ2层渗透率存在2个高值带，即E1-7井区和W4-1与W5-6井一线西南地区。Ⅰ3层渗透率普遍高于Ⅰ2层，高值带平行边界断层

分布，构造低部位渗透率逐渐降低。Ⅱ11层渗透率呈朵叶状分布，W8-5、W5-5、E2-4、E1-7井区渗透率较高，其周边逐渐降低。Ⅱ12层渗透率高值区集中在W5-2～W5-6一线与E1-2～E1-5一线之间的狭长区域内。Ⅱ2层继承了Ⅱ12层特点，除此之外，在主体区东区存在高渗带。Ⅲ1和Ⅲ31层渗透率分布规律性相对较强，高渗区呈带状近似平行于断层分布，构造低部位渗透率降低。Ⅲ2层主体区东区砂体尖灭，使渗透率分布呈孤立的两朵。渗透率整体变化趋势与沉积微相分布对应，在水下分流河道、河口坝微相带渗透率高，边缘物性变差。

2.4 层间沉积旋回性差异

沉积旋回性或宏观的沉积层序，是不同成因、不同性质储层砂体和非储层夹层按一定规律叠置的表现，是储层层间非均质性的沉积成因。同层内韵律相似，锦州9-3油田沉积旋回包括正旋回、反旋回和正、反旋回不同组合的复合旋回。类型复杂的旋回存在，造就了层间非均质性，多层合采的情况下，必然产生层间矛盾，开发过程中应根据隔层稳定性，对生产层位进行合理组合，以便将层间干扰降低在合理范围内（图3）。正旋回储层顶部水淹程度低，剩余油富集；反旋回储层驱替较为均匀，剩余油较少；复合旋回储层注入水多沿高渗透层突进，剩余油纵向呈条带状分布。

2.5 粒度韵律

粒度韵律通常导致渗透率的差异。不同粒度韵律驱油效果是不同的，正韵律储层中上部驱替效果差，反韵律储层由于重力分异作用中下段水洗得到一定加强，总体水洗相对均匀。水下分流河道构成粒度下粗上细的正韵律型储层，河口坝砂体构成粒度上粗下细的反韵律型储层，水下分流河道与河口坝砂体纵向叠加常形成复合粒度韵律型储层，粒度韵律非均质性普遍存在导致了层内非均质性的普遍性，从而导致了水驱开发油田剩余油分布的复杂性（图4）。正粒度韵律型储层顶部水淹程度低，剩余油富集；反粒度韵律型储层受注入水重力的影响驱替较为均匀，剩余油较少；复合粒度韵律型储层注入水多沿高渗透层突进，剩余油分布模式最复杂。

图3　层间正韵律（左）、复合韵律（中）、反韵律（右）模式

图4　粒度正韵律（左）、反韵律（中）、复合韵律（右）模式

3　剩余油分布与调整策略

通过采油井、注水井动态综合分析，油藏数值模拟研究结合综合地质研究结论，在较稳定分布的夹层框架约束下对油田东二下段各油组、小层利用单井小层的含水率变化趋势对水淹程度进行了定量描述。从垂向上来看，I油组水淹较强，II油组次之，III油组较弱。主力小层I3和III2储层分布广，且以河口坝和水下分流河道为主，非均质性较小，注入水波及面积大，注采井网完善的区域80%以上面积含水达70%以上，其余主力小层前缘席状砂体较发育，河口坝和水下分流河道发育范围相对较小，层内非均质性影响强，水

淹程度70%以上的面积沿高渗带呈点状、条带状分布，水淹程度次之，非主力小层水淹程度较弱。从平面上来看，油田西区水淹程度较高，东区水淹程度较弱，各小层边水向构造高部位发生不同程度推进，西区E1-6～E2-6井区边水推进程度较大，水淹严重（图5）。

图5　Ⅱ1 1含水率分布图

在对各小层水淹程度纵、横向分析的基础上，认为对已处于中高含水期的油田来说，东二下段Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ油组剩余油较富集的区域主要在Ⅰ2、Ⅰ4、Ⅱ11、Ⅱ12、Ⅱ2、Ⅲ1、Ⅲ2七个主力小层含水率较低、水淹程度较弱的区域、五个非主力小层和油田的西侧、东部裙边带井控程度较低的区域，也是剩余油调整挖潜的主要对象，同时注水开发油田正韵律储层的上部和复合韵律储层由于水驱程度较差剩余油相对比较富集，考虑水平井挖潜剩余油。同时调整注采井网，由反九点注水开发转变为行列式注水开发，扩大注入水波及体积，改善储层强非均质性导致的各小层纵向和平面上水驱程度差异较大的局面，提高储量动用程度较差的砂体采收率。综合储层沉积微相、夹层分布、非均质性、沉积旋回性、粒度韵律性研究成果与剩余油的关系，结合剩余油分布规律，油田共部署调整井24口，其中3口水平开发井，生产平台2座，挖潜剩余油。注采井网由九点法转变为行列式注水开发，增加水驱波及体积，改善开发效果。数值模拟结果研究表明累增油量264×104m3，提高油田最终采收率5.6%。

油田纵向和平面剩余油分布结果表明，规则井网注水开发中高含水阶段湖相三角洲前缘储层剩余油分布主要控制因素为各小层微相的平面分布、夹层分布特征、层内渗透率非均质性、沉积旋回和粒度韵律性，次为注采井网控制条件[9-12]。

4　结论

（1）三角洲前缘砂体平面分布稳定，多期交叉叠置，夹层发育且连片性好，对于多层合采因局部小层水淹造成含水垂向突进起到了一定的抑制作用。

（2）各主力小层均为强非均质性储层，渗透率级差、突进系数、均值系数和变异系数值均较大，造成强非均质性的本质原因主要为储层原始沉积时期的沉积旋回和粒度韵律性。

（3）储层非均质性研究结合各小层水淹程度分析，揭示了油田中高含水阶段的剩余油分布规律，指明了挖潜的方向，制定了合理的总体调整方案和注采井网调整策略。

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