沉积微相与水驱倍数及剩余油的关系研究──以双河油田V下油组为例

陈 波，百宗虎，吕婧文,李凤颖，冯国庆，张顺存，史基安

(1.中国科学院 油气资源研究重点实验室，甘肃 兰州 730000；2.中国科学院大学，北京 100049； 3.中石化河南油田分公司 勘探开发研究院，河南 郑州 450018；4.中海油湛江分公司 研究院，广东 湛江 524057； 5.西南石油大学 石油工程学院，四川 成都 610500)

沉积微相与水驱倍数及剩余油的关系研究──以双河油田V下油组为例

陈 波1，2，百宗虎3，吕婧文1，2,李凤颖4，冯国庆5，张顺存1，史基安1

(1.中国科学院 油气资源研究重点实验室，甘肃 兰州 730000；2.中国科学院大学，北京 100049； 3.中石化河南油田分公司 勘探开发研究院，河南 郑州 450018；4.中海油湛江分公司 研究院，广东 湛江 524057； 5.西南石油大学 石油工程学院，四川 成都 610500)

为探讨沉积微相与水驱倍数及剩余油之间的关系，以双河油田V下油组为例，利用数值模拟方法，建立水驱倍数机理模型，得到研究区水驱倍数在平面上的量化表征及剩余油的分布特征，通过分析水驱倍数与含水饱和度之间的关系，明确研究区水驱倍数的拐点值和极限值。研究结果表明：V下油组发育的扇三角洲前缘中以水下分流河道砂体物性最好，河口坝、前缘席状砂次之，水下溢岸砂体物性最差；沉积微相控制着储层的物性，物性差异控制着注入水在平面上的运动方式，进而影响着水驱倍数的高低。结合沉积微相、水驱倍数和剩余油分布特征，可定量说明沉积微相控制着储层的物性，影响着油水的运动关系，控制着水驱倍数的大小，进而决定着剩余油的富集。阐明沉积微相与水驱倍数及剩余油之间的关系，对于高含水期油田找准剩余油富集区、后期开发调整、部署注采井网及高效挖潜剩余油具有重要参考。

沉积微相；水驱倍数；剩余油；水驱开发效果；双河油田

我国东部油田90%以上采用注水开发生产，且大部分已经进入中、高甚至特高含水期，随着开采程度加深，地下油水关系越来越复杂，非均质更严重，剩余油分布越来越复杂，给油田稳产和调整挖潜带来的难度越来越大[1-3]。为此，不少学者对高含水期油田的剩余油分布特征进行了研究[4-6]，对于注水开发油田，剩余油的富集程度与水驱程度呈负相关，水驱程度高，则剩余油饱和度低，水驱程度是影响剩余油富集程度的直接因素，水驱程度的高低通过水驱倍数反映，水驱倍数又主要受到储层物性控制，而沉积微相则控制着储层的物性特征。以往的研究多集中于沉积微相与剩余油之间关系的研究[7-10]，对于沉积微相与水驱倍数之间的关系以及水驱倍数如何影响剩余油分布的研究却少见报道，因此，笔者以双河油田V下油组为例，利用数值模拟方法得到水驱倍数的量化表征及剩余油饱和度的平面分布图，定量地描述沉积微相与水驱倍数的关系，进而说明水驱倍数如何影响剩余油的富集特征，对沉积微相与水驱倍数及剩余油的关系进行了系统研究，以期对高含水开发油田后期综合调整提供一定的借鉴。

双河油田V下油组位于南襄盆地泌阳凹陷西南部的双河鼻状构造西部，层系属于古近系渐新统核桃园组的核三段，自上而下分为V11—V21共11个含油小层，部分砂体较厚的主力油层又可以进一步划分为含油单层，如V15小层细分为V151和V1522个含油单层。V下油组含油面积7.34 km2，地质储量555.65×104t，系双河油田的主力产油层系，整体上为一完整的由东南向西北抬起的单斜构造，油层南部为断层所挡，向西北方向倾直至尖灭，形成层状构造岩性油气藏，储层物性较好，但非均质性比较严重。

1 沉积微相及储层物性特征

1.1 沉积微相特征

以岩心观察为基础，根据V下油组的岩石学特征，如岩性、岩石颜色、粒度特征及沉积构造特征等，结合测井曲线分析，建立相应的岩电关系，遵循点—线—面原则，建立单井、连井和平面相，确定双河油田V下油组沉积相为扇三角洲前缘，主要发育水下分流河道、河口坝、前缘席状砂、水下溢岸砂体4种砂体微相。V下油组不同沉积微相有不同识别特征[11-12]：

(1)水下分流河道。为水上分流河道的水下延伸部分，随着辫状河水流向湖盆推进，河道变缓变宽，主要由灰、深灰色砾岩，含砾和砾状中粗砂岩组成，发育平行层理、块状层理、交错层理，底部不同程度地发育冲刷充填构造，剖面上呈现多个正韵律，砂体较厚。测井相以钟形为主，少量箱形和漏斗形。

(2)河口坝。位于水下分流河道的末端处，主要由灰绿色细砂岩、粉砂岩组成，发育有板状交错层理、小型浪成交错层理、平行层理，表现为从下到上粒度变粗的反韵律特征，平面上常为椭圆形，剖面上为低平顶凸透镜状。测井相以漏斗形为主，少量钟形和箱形。

(3)前缘席状砂。主要由粉砂岩、细砂岩、含砾细砂岩组成，沉积构造有平行层理、低角度交错层理，韵律性不明显，单砂体厚度一般较小，常连片分布，形态不规则，具有很好的连续性。测井相以中低幅指形为主，部分为漏斗形和钟形。

(4)前缘浊积砂体。主要由含砾砂岩、粉砂岩组成，发育平行层理、交错层理，剖面上呈现正韵律特征。常出现在湖相泥岩中，规模较小。测井相以钟形、箱形为主。

(5)水下溢岸砂体。发育于河道边部，砂体一般是中心薄、两侧厚，主要由灰绿色粉砂岩、泥砾岩、含泥砾细砂岩组成，发育有块状层理、递变层理、变形层理，剖面上呈现3～4 个鲍玛序列或块状韵律。测井相以中低幅钟形和梳状为主。

双河油田厚油层内部夹层发育，这些稳定和较稳定分布的夹层可以作为细分流动单元的依据[13]。目前油田已进入特高含水期的开发后期，地质认识已经较为深入，沉积微相需要精确到含油单层等流动单元，以便更好地分析预测剩余油分布。笔者以双河油田V下油组V151小层为例(图1)，试图阐述沉积微相与水驱倍数及剩余油之间的关系。

图1 V下油组V151小层沉积微相图

1.2 物性特征

双河油田的储层物性主要受沉积作用控制[14]，不同的沉积环境直接影响储层的物质组成及结构特征，决定着沉积岩的性质，因而沉积微相控制着储层的物性，进而影响油水运动规律。对于水驱开发油田，不同的沉积微相对应不同的水动力强度，水动力强度直接影响砂岩的粒度、分选、磨圆和填隙物的含量，因而决定着储层的物性，进而影响水驱开发效果，造成不同沉积微相的剩余油富集情况不同。V下油组不同微相之间的物性差异明显(图2)。

不同沉积微相之间的吸水和产液能力差异明显(表1)，V下油组水下分流河道砂体以中孔、高渗为特征，河口坝、前缘席状砂以中孔、中渗为特征，水下溢岸砂体以低孔、低渗特征为主。总体而言，沉积时在水动力较强的高能环境下形成的砂体储层物性较好，吸水能力和产液能力均较强，水驱油时，水洗充分，剩余油饱和度低。

图2 V下油组不同微相砂体物性特征

表1 不同沉积微相砂体产吸强度

2 沉积微相与水驱倍数的关系

2.1 水驱倍数

储层的含水饱和度能够反映储层的含油性，通过对含油性的分析，可研究产层的水淹情况[15]，水淹情况则反映着剩余油的分布情况。因此，对于水驱开发油田评价储层的水驱开发效果及研究剩余油分布情况，需要研究水驱倍数。水驱倍数是指储层中驱动原油的水体体积与孔隙体积的比值[16]，实验室中常称为注入PV数。为了研究双河油田V下油组的水驱倍数平面展布特征采用数值模拟的方法建立数值模型，为保证精度，模型精细到网格，即数值模型中水驱倍数等于网格累计流入水量与该网格孔隙体积之比，采用Eclipse 数值模拟计算器中的BFLOWI、BFLOWJ、BFLOWK关键字描述每个网格块每个时间步长在I、J、K方向的流量，网格流经水量中其负方向(I-、J-、K-)为流入，正方向(I+、J+、K+)为流出(图3)，即BFLOWI<0，表明水量流入网格，流入的方向为I-方向。BFLOWI0，则表明水量从网格I+方向流出。J、K方向类同，统计流经网格水量时用流入量或者流出量都可。基于此可得到油藏任意位置处(任意网格)的水驱倍数，确定出通过任意网格的累计水流量，计算出该网格的累计水流量与该网格孔隙体积的比值，即为该网格的水驱倍数值。确定了每个时间步长网格的流量后，要得到累计流入或流出量，需要对所有时间步长下的流量按时间进行累加求和，最终可得到每个网格的累计流入或流出的水量。

图3 网格流动方向示意图

为此，建立了水驱倍数机理模型：共5口井，其中4口生产井，生产井中间为1口注水井INJ-1(图4)，注水井以200 m3/d的注水量从投产开始注水，4口生产井PROD-1、PROD-2、PROD-3、PROD-4以80 m3/d的液量生产，生产了500 d，利用上述方法统计出注入井和生产井网格的累计水流量。

图4 水驱倍数机理模型示意图

统计出流经各个网格的累积流入或者流出水量，利用该值除以网格的孔隙体积即可得到水驱体积倍数。为验证该统计方法的正确性，利用井点所在网格水的流量与实际井点注入或产出的水量作比较(表2)，结果中可以看出，利用数值模拟方法计算的流量与实际井的产水量(注水量)极为接近，相对误差在1%之内[17]。可见，利用数值模拟方法可以准确计算出流经每个网格的实际流入或流出水量，从而得到水驱倍数在平面上的量化表征(图5)。机理模型中注入水从注水井沿着到油井的主流线推进，水驱倍数在注水井周围最高，从主流线往两侧逐渐变低。

表2 井点的计算流量与实际流量对比

图5 机理模型水驱倍数分布

利用上述方法可以得到V下油组的水驱倍数，分析了V下油组水驱倍数和含水饱和度之间的关系，当水驱倍数达到一定数值后随着水驱倍数的增加含水饱和度增加幅度放缓，即出现了拐点，说明水驱倍数已经达到极限，若进一步注水对原油的开采只能做“无用功”。分析认为V下油组水驱倍数拐点值为10～15，极限水驱倍数在80～100(图6)。V下油组受长期注水的影响，注水井井底附近的水驱倍数最高，远离注水井的区域水驱倍数往往较低(图7)。

图6 V下油组水驱倍数与含水饱和度关系

图7 V下油组V151小层水驱倍数分布

2.2 沉积微相与水驱倍数的关系

结合有利沉积微相砂体展布特征(图1)和水驱倍数分布特征(图7)，不难看出沉积微相和水驱倍数分布特征有着很好的对应关系，原因是沉积微相决定着储层的物性特征，而储层物性特征又决定着砂体的吸水能力和产液能力，进而直接影响着水驱倍数。具体表现在V下油组的注水开发过程中，注入水优先沿着水下分流河道、河口坝等储集物性较好的砂体推进，水洗较为充分，水驱倍数较高。

V下油组中物性较好吸水产液能力强的水下分流河道和河口坝砂体水驱倍数均较高，如J8-165—W7-165—H7-135井组，井组之间一口注水井WJ7-165井对应着6口油井，但是井组的水驱倍数却在70～100的高值附近，反映注水受效好，水驱效果充分；对于吸水产液能力较低的水下溢岸砂和前缘席状砂而言，水驱效果一般不理想，如W7-17—J6-167—J6-175井组，除了位于水下分流河道的W7-17井附近的水驱倍数较高，达到75，位于水下溢岸砂的J6-167—J6-175井区附近的水驱倍数只有30～45，注水开发效果差，对于J6-145—W5-131—G11—5-15井区，这些井都位于水下溢岸砂体上，水驱效果极差，水驱倍数在5～10；对于V151小层的前缘席状砂体而言，附近发育河口坝前缘席状砂体水驱效果一般较好，如J8-165—8-156—J8-145井区，水驱倍数在60～80，而周围不发育河口坝的前缘席状砂体，仅仅是在注水井井底水驱倍数高，周围砂体的水驱倍数低，反映注入水在前缘席状砂体平面流动性差，如WF4-9—W4-9—J3-907井组。

水驱倍数较高时，水驱前缘范围大，波及程度高。V下油组水下分流河道和河口坝微相砂体物性好，注入水推进迅速，注水效果最好，水驱倍数最高，前缘席状砂次之，水下溢岸砂体水驱效果最差。

3 沉积微相与剩余油饱和度的关系

影响剩余油饱和度分布的主要因素有地质因素和开发因素，其中地质因素是根本原因。对于双河油田而言，储层物性主要受沉积微相控制，不同的沉积微相油水运动规律不同。注入水总是沿着物性好的沉积微相推进，造成不同沉积微相之间的水驱倍数不同，水驱倍数反映水洗程度，即水驱倍数高，剩余油饱和度低。

结合V下油组V151小层的水驱倍数分布图(图7)和剩余油饱和度分布图(图8)分析，储层物性较好的沉积微相如水下分流河道的水驱倍数高而剩余油饱和度较低，如J8-165—W7-165—H7-135井组，井组对应只有1口注水井，反映注入水在水下分流河道砂体中较易推进，油井的注水受效好。而位于水下溢岸砂体的J6-145—W5-131—G11—5-15井组，除在注水井W5-131井底附近的水驱倍数高、剩余油饱和度低外，其他部位的水驱倍数都较低而剩余油饱和度较高，说明注水驱在水下溢岸砂体开发效果不理想，油井的注水受效差。总体而言，V下油组剩余油主要集中于水驱倍数较低的水下溢岸砂体及位于井网难以控制的边部前缘席状砂体，水下分流河道和河口坝砂体注水效果较好，剩余油零散分布在井网控制不佳区域或采油井间的死油区。

图8 V下油组V151小层剩余油饱和度分布

对于已经进入高含水期的水驱开发油田后期调整，需要根据具体情况来调整产液结构，如对处于物性较差的沉积微相砂体中的低能、低液、低含水井采取压裂、防砂、酸化解堵或者注水吞吐等措施增产；对处于有利微相砂体中的大厚油层采取化学堵水、封堵高水淹段、复扩射孔渗低水淹段；对多层生产井，采取卡丢封、封堵等措施简化开采层位，减少高水淹层对低水淹层的干扰[18-19]。简言之，结合沉积微相与水驱倍数及剩余油饱和度分布情况，对剩余油饱和度较高而水驱倍数未达到极限的区域可以继续加大注水开发，对已经达到水驱倍数极限而仍有一定剩余油富集的区域，显然继续注水开发已不适用，可以考虑调整区域井网或考虑聚合物驱方式改变液流方向，提高水洗程度较低区域的水驱倍数。

4 结 论

(1)双河油田V下油组沉积相主要为扇三角洲前缘，主要发育水下分流河道、河口坝、前缘席状砂和水下溢岸砂体4种砂体微相。沉积微相控制着储层的物性，水下分流河道和河口坝的孔隙度和渗透率最高，前缘席状砂次之，水下溢岸砂体物性最差。

(2)不同的沉积微相有着不同的物性特征，从而影响着油水的运动规律，储层物性好的砂体水驱倍数高。V下油组水驱倍数拐点值在20左右，极限水驱倍数在80～100。

(3)水驱倍数和剩余油饱和度存在良好的负相关，水驱倍数高说明水洗充分则剩余油饱和度低。沉积微相控制着储层物性，从而影响水驱开发效果，决定着剩余油饱和度的分布情况。结合沉积微相与水驱倍数及剩余油研究结果，对查明剩余油分布、调整和部署注采井网及挖掘剩余油有重要指导意义。

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责任编辑：贺元旦

2014-12-05

国家重点基础研究发展规划“973”项目“中国西部叠合盆地深部有效碎屑岩储层成因机制与发育模式”(编号：2011CB201104);甘肃省重点实验室专项(编号：1309RTSA041)资助

陈波(1985-)，男，博士研究生，主要从事油气储层地质学及油气藏开发研究。E-mail:cbo-11@163.com

1673-064X(2015)03-0053-06

TE122.2+2;TE357.6

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