剩余油形成与分布的控制因素

剩余油形成与分布的控制因素摘要： 剩余油研究是高含水油田面临的重大课题，是实现“稳油控水”目标的重要手段。剩余 油形成与分布的控制因素极其复杂，可分宏观因素和微观因素进行研究，宏观因素总的可归 结为两类：地质因素和开发因素。其中地质因素是客观的、内在的主要矛盾；开发因素是主 观的、外在的次要矛盾，二者相互作用导致剩余油分布的复杂化和多样化。地质因素的构造 条件、沉积微相类型及储层非均质差异，开发因素方面的注采系统的完善程度注采关系和井 网布井、生产动态等在剩余油形成与分布中起了主要作用。通过对剩余油控制因素的详尽分 析，指出其宏观和微观分布特征和区域，对进一步提高剩余油研究水平有较强的借鉴意义。 关键字：剩余油 微构造 非均质 井网前言： 剩余油一般是指油藏开发中后期任何时刻未采出的石油。即二次采油末油田处于高含水 期时剩余在储层中的原油。油藏一经投入开发，影响剩余油产生的因素便应运而生。目前世界石油采收率平均为 33%左右， 67%的石油储量仍然剩余在地下油藏中，也就是说，能够采出的石油只占总储量 的极小部分。这种现状客观上是由油藏本身的地质条件决定的，它是影响剩余油形成的最主 要因素；而影响剩余油产生的另外一个重要因素开发条件，除受当时的技术、经济条件 等客观因素制约外，带有较强的主观性质。这种主观性表现在对地质情况的认识程度上。油田开发中后期可供勘探的领域已非常有限，因此剩余油研究是高含水油田面临的重大 课题。对剩余油的研究，应从地质和开发两方面人手，从宏观和微观两个层面进行研究。1 宏观控制因素1.1 地质条件 所谓地质条件，是指储层本身表现出的物理、化学特征。从沉积物开始沉积到油气运移、 聚集成藏，以及成藏后期的改造、破坏作用的全过程。构造条件分为油层微构造和封闭断层条件。油层微构造和封闭断层对剩余油形成天然屏 障。(1) 所谓油层微构造是指在总的油田构造背景上，油层本身的微细起伏变化所显示的构造特征，其幅度和范围均很小。通常相对高差在15 m左右，长度在500 m以内，宽度在200400 m 之间，面积很少超过 0.3km 2，因此，直接以油层顶面(或底面)实际资料绘制小等间距(一般是2 m、4 m或5 m)构造图，即可消除常规构造图的弊端，显示出油层微构造特 征。油田经过较长时间的开发，特别是注水开发以后，油层的原始油水界面将随着开发程度 的提高不断改变。当开发进入一定程度后，原来的一个同一的圈闭内的油水界面将微构造分 割成为不同的微型圈闭。这时控制原油分布的构造因素已不再是原来的常规构造所反映的构 造形态，而是微构造形态起主导作用。所以剩余油分布在正向微构造的高部位见图1。a.模型b.常规构造图c.微构造图图 1 具有局部高点的背斜构造常规构造图及微构造在注水开发时，正向微构造是剩余油富集的低势区。该类微构造在油气田开发初期，由 于资料缺乏，不能被认识发现。只有到油田开发中、后期,有丰富的资料,如三维地震资料、 钻井资料等的情况下，才能被发现。该类微构造不管是分布在老井网之内还是未受老井网控 制，均是挖潜的有利地带。樊中海等人对双河油田进行研究得出位于小鼻状构造区的 H421 井获得一组油层厚度为26.0m,产油量llt/d,含水率为21%,生产效果良好。而位于小沟槽区的H409井初始产油 量5 t/d,含水率90%，生产效果差。(2) 断层对剩余油形成的作用：由于断层的封闭遮挡作用，致使单向注水受效差，在油 水井与断层之间不能形成良好的驱替通道，地下液体因不能流动而形成滞流区。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。其对 剩余油的影响表现在：控制注入水的运动轨迹；决定油层的水洗程度；控制水淹规律。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相接触、或者与废弃河道的泥质充填或尖灭区域相 连接。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 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。在水下分流沉积油藏中，剩余油主要分布在 河道间薄砂岩层中的薄砂层、砂体物理性质被部分破坏的河道边缘、以及小的透镜状砂体 (这是通过井网很难控制的)。(1) 单层内纵向沉积相变侧缘相带易于形成剩余油：在注水开发过程中，侧缘相带井层吸水能力较中心相带井层 的低，注入水在平面驱替过程中也首先沿中心相带窜流，造成中心相带水淹程度高，驱油效 率高；而侧缘相带水淹程度低，驱油效率低，从而形成剩余油。(2) 单层内规模的平面沉积相变油层平面沉积相变所导致的平面渗流能力非均质性，致使注入水发生绕流而形成水驱油 非均匀性。(3) 注采层系规模内层间纵向的沉积相变在相同或相似注采条件下层间纵向沉积相变控制了油层层间剩余油分布。这种层间纵向 沉积相变实质上是不同时期不同沉积结构单元垂向叠加的结果。储层非均质性分为层内，层间和平面非均质性。(1) 层内非均质性。层内韵律性、层内夹层、沉积结构变化导致垂向上储层性质的变化，是控制和影响单层 垂向上注入水波及体积和层内剩余油形成分布的重要因素。层内夹层对油层油水渗流具有不同程度的影响和控制作用，其影响程度大小取决于夹层 厚度、延伸规模、垂向位置等。处于油层内上部的夹层对油水渗流的影响作用较小，处于油 层内中部或中部上下的夹层对油水渗流的影响控制作用较大。层内非均质性主要表现为层内渗透率的非均质性，它控制水驱波及厚度，同时也是油田 开发中层内矛盾的主要控制因素。层内非均质性是指在单砂层规模内储层性质在垂向上的变化，是控制和影响砂层组内一 个单砂层中注入剂向上波及的体积的关键因素，包括层内渗透率在垂向上的差异程度、最高 渗透率段所处的位置、层内粒度韵律、渗透率韵律和渗透率的非均质程度以及层内不连续的 泥质薄夹层的分布等。以我国东部某油田S23断块为例，该油田以正韵律沉积为主，反韵律和复合韵律沉积为次, 具有强亲水润湿性,沉积相为滩坝亚相,包括坝间、坝边缘和坝主体三种微相。从非均质参数 看，由于变异系数(V )、级差(N )、夹层频率(F)、渗透率(K)、突进系数(S )等在亚相的各 k k k 个微相内参数值大小不同，变化也不同(表 1)。由表1 可见，坝主体的非均质性一般较弱； 坝边缘的非均质性较强；坝间砂体的非均质性最强。由于储层非均质性的强弱程度不同而导 致了储层在纵向上，自上到下微相类型各异，旋回、韵律性突出，影响和制约着储层渗透率 的非均质模式。正韵律的亲水油层，毛细管力向上，可使注入水由底部坝主体的高渗透率部 位向顶部的低渗透率部位吸吮，从而削弱了重力作用，减缓了注入水的水驱速度；反韵律储 层的顶部首先水淹，且水淹程度高；复合韵律储层的中部首先水淹，且水淹程度也高；顶部 较底部的水淹程度低而使单砂层内的剩余油呈现不同的分布状况。因此，经过水驱之后，该 层位的剩余油主要分布在坝主体(因为坝主体含油总量的基数很大，是主力含油区，经过水 驱之后仍有大片剩余油存在)，其次分布在坝间和坝边缘。表 1 滩坝亚相内各微相砂体的非均质特征（2）平面非均质性 平面非均质性是指由于砂体的几何形态、规模、连续性、孔隙度和渗透率的平面变化所 引起的非均质性，平面非均质性对剩余油的影响主要表现在：砂体的外部几何形态及顶底 起伏对剩余油分布的控制，一般，当砂体顶底组合为正向地层时，有利于剩余油的富集； 砂体的延伸方向和展布规律控制着油气的富集程度和剩余油的分布;砂体的连通性影响剩 余油的分布，一般，砂体的连通性差，则剩余油相对富集。以某油田 23-46断块为例，其沉积相为河流相，在平面上，可划分为四个亚相，即河床 亚相、河床边缘亚相、泛滥平原亚相和废弃河道亚相，每个亚相又可划分为多个微相。储层 物性好，表现为高孔隙度、高渗透性的特点。油田主力砂体延伸较远，砂体大片连通（图 4， 5），大部分砂体为条带状（长宽比为 320），横向连续性中等。同一砂体的平面非均质性明显， 位于河道中心砂体的物性好，厚度大，原始含油饱和度高，水相以快速非活塞式推进，水淹 程度较高，水驱油波及程度高，经过多年的水驱之后，水淹面积大，含水饱和度逐年上升， 剩余油相对较少；河道两侧砂体的物性逐渐变差，水相以低速非活塞式推进，水淹程度相对 较低，水驱油波及程度不高，由于各沉积微相的差异造成平面上渗透率级差大而易使河道两 侧形成“死油区”。因此，河道两侧是剩余油的主要富集区和挖潜所在（图 5）。图4某油田23-46断块一砂组砂体厚度（单位为m）等值线图 图5 某油田 23-46断块一砂组含油饱和度（单位为%）等值线图（3）层间非均质性层间非均质性受控于沉积环境。一般在高能环境下形成砂体渗透率高，原始地质储量丰 富，采出程度高，剩余油量相对较少，而在低能环境下则相反。层间非均质性是油田中宏观的、层次最低的非均质性，它是指各砂层组内小层或单砂层 之间的垂向差异性，包括层组的旋回性、各小层或单砂层渗透率的非均质程度、隔夹层的分 布等，是对一套砂泥岩互层的含油层系的总体研究，属于层系规模的储层描述。它是层间干 扰和单层突进（统称为层间矛盾）形成的内因。以某油田 23-46 断块一砂层组为例， 14小层砂体发育， 13 ， 12和11 砂体发育的规模逐 渐变小， 14为主力小层，总体上一砂层组的层间非均质性很强（表2），各小层之间的隔夹层 分布不稳定，纵向上积水差异大，从表2中可看出14， 13， 12和11的非均质性逐渐增强。 层间非均质性主要反映了垂向上各小层之间的隔夹层分布、渗透率变化的特征（图 2， 3）及砂 体发育的旋回性，因此，层间非均质性是造成垂向上层间油气分布不均、水淹状况及剩余油 分布状况不同的根本因素。由以上分析可知， 11 小层的非均质性最强，且砂体厚度较小，剩余油一般富集在非均质 性相对较强、物性相对较差的区块。 12和13 小层的非均质性相对较强，砂层厚度不大，储 层物性相对较好，剩余油零星分布在非均质性较强、物性相对较差的区块。 14小层的非均 质性最弱，储层物性最好，水驱油波及的面积大，采出程度高。表2某油田 23-46断块一砂层组的非均质特征图2 某油田 23-46断块一砂层组第一小层的渗透率图图3 某油田 23-46断块一砂层组第二小层的渗透率图1.2 开发因素剩余油的宏观分布除受地质因素的影响外，另一个重要因素则是由于不同的开发条件导 致油藏剩余油的形成。一般而言，影响剩余油形成的开发条件主要有以下几种：1.2.1 井网影响注采井网不完善导致剩余油的形成。由于受储层分布和连通性的影响，在油层的局部地 区无法形成较完善的注采井网；水驱油效率较低，从而形成相对富集的平面剩余油潜力区， 以零星分布为主。注采系统不完善是指油层某一相对位置无采油井或注水井，使该位置处油层不能在很好 的水驱条件下将油采出而形成剩余油。属于这类情况的有如下七种：(1) 上倾尖灭部位油层较薄、渗透性较差，以往较少在这部位布井，该部位储量动用差， 从而形成上倾尖灭部位的含油带(或剩余油带)(2) 处于注水井一线的油井，一般受效较好，而处于二线地区的井受注水影响较小，故 二线地区的井剩余油较丰富。(3) 边水能量较弱时，边水虽对油起一定的拱托作用，但无势能，这样在油水边界处的 油就会由于受氧化作用大而形成一个较高粘度的含油带(含高粘油的地带)。在此情况下，当 边内注水井高强度注水时，在注水井与油水边界之间就会形成一个高含油饱和带。(4) 在注水井组之间，在各个方向上水的驱动压力处于相对稳定的地带，该地带的油处 于滞流状态，成为剩余油分布的地区。(5) 部分非主力层，井网控制差，储量未很好动用。(6) 井网未控