胡 勇,许 聘,杨庆红,侯东梅,王理容

(中海石油(中国)有限公司天津分公司渤海油田勘探开发研究院,天津塘沽 300452)

渤中25-1南油田明下段储层宏观非均质性研究

胡 勇,许 聘,杨庆红,侯东梅,王理容

(中海石油(中国)有限公司天津分公司渤海油田勘探开发研究院,天津塘沽 300452)

为了提高油田的开发效果,通过对研究区明下段浅水三角洲沉积体系内微相类型、层内韵律特征、隔层分布特征、砂体的几何形态、钻遇率、孔渗特征等研究,定量或半定量表征了该区储层的宏观非均质性,揭示了研究区主力含油层段受沉积微相所控制,具有较强的层内、层间及平面非均质性。根据研究成果,提出了针对油田切实可行的综合治理建议。

浅水三角洲;沉积微相;隔层;储层宏观非均质性

储层非均质性是储层研究的核心内容,是影响油田最终原油采收率的主要地质原因之一,特别是在提高采收率(EOR)中,由于其控制着剩余油分布的不均一性而起着至关重要的作用。

储层的非均质性是指储层的基本性质(岩性、物性、电性及含油气性)在三维空间上分布的不均一性[1-3]。根据储层描述尺度大小,可将储层非均质性分为宏观非均质性和微观非均质性。储层宏观非均质性是研究储层层内非均质性、层间非均质性和平面非均质性。

本文则是通过对表征储层宏观非均质性的几个主要方面进行阐述,来指导今后油田的开发生产。

1 研究区概况

研究区渤中25-1南油田位于渤海湾盆地渤南低凸起西端(图1),渤中凹陷与黄河口凹陷的分界处。该油田发现于1998年,主要目的层为新近系明化镇组明下段,明下段纵向上又分为6个油组。研究区内有评价井15口,开发井150余口,测井、地震资料完善。评价井中,有6口井进行了取心,有3口井的岩心做了孔渗分析,另有2口井取样做了泥岩微观孔隙分析。

图1 渤中25-1南油田区域构造位置Fig.1 Regional structure location of Bozhong 25-1S oilfield

2 沉积微相类型

根据冯增昭[4-5]建立的各沉积相识别特征以及测井地质学沉积研究新方法,结合对本区大量岩心观察和粒度分析、古生物分析、沉积学编图及区域地震分析,特别是在目的层段中发现大段暗色泥岩,指示存在湖泊沉积,结合区域沉积特点,表明研究区明化镇组为浅水三角洲沉积环境,但它不同于经典的三角洲沉积,其特征是三角洲前缘亚相的河口坝微相不发育。浅水三角洲前缘亚相的骨架砂体以分支流水道砂体为主(图2),这种沉积模型表现出单砂体规模小,非均质性强的储层特征。根据研究,本区主要发育水下分流河道、天然堤、决口扇、河道间四种微相,其中以水下分流河道微相为主。

3 储层宏观非均质特征

宏观非均质性主要表现为渗透率的非均质性,主要包括储层的几何形态、空间分布及其孔隙度、渗透率、饱和度诸参数的变化[6],一般从储层的层内、层间、平面非均质性三个方面进行研究。

3.1 层内非均质性

层内非均质性是指小层内粒度的韵律性变化和渗透率的非均质性,主要表现为由沉积旋回、底部冲刷和粒度变化引起的岩性、物性的变化,是直接控制储层垂向注入波及体积的关键因素[7-8]。

图2 渤中25-1南油田明下段浅水三角洲体系内部构成及砂体分布模式Fig.2 The distribution pattern of shallow water delta of Bozhong 25-1S oilfield

3.1.1 层理特征

研究区储集砂体主要发育的层理类型有:水平层理、波状层理、低角度交错层理的存在,一方面有利于水驱油的均衡性,提高了厚度波及系数;另一方面对储层的渗透率有一定影响,尤其是层理面上富集炭屑和炭质薄层对垂向渗透率影响更大。

3.1.2 韵律特征

据岩心观察和测井资料分析,研究区储层沉积韵律性明显,有三大类,包括复合韵律、正韵律和均质韵律类型(图3)。复合韵律类型发育在水下分流河道砂体中,正韵律类型发育在水下分流河道砂体和溢岸沉积砂体,均质韵律类型在水下分流河道砂体中少量发育。该区储层以复合正韵律为主,其次为正韵律(表1)。

图3 渤中25-1南油田主力油层(单砂体)韵律类型Fig.3 The type of cadence of the main sand bodies of Bozhong 25-1S oilfield

表1 渤中25-1南油田主力油层(单砂体)韵律类型统计Tab.1 The proportion of cadence type of the main sand bodies of Bozhong 25-1S oilfield

3.1.3 渗透率的非均质性

层内非均质性主要由岩性、孔隙度、含油饱和度以及渗透率韵律旋回所反映,据统计,本区层内渗透率差异很大,低可至7.9×10-3μm2,高则至9 810×10-3μm2,渗透率变异系数一般0.9,反映出层内非均质状况的不同,主要反映非均质性严重。

3.2 层间非均质性

层间非均质性是指储层纵向上砂体间的物性差异及分布特征,包括砂层间的孔隙度、渗透率非均质性及隔层分布等,主要受沉积相的控制。

3.2.1 各微相的非均质特点

不同的沉积微相由于其沉积环境、沉积规模及沉积方式各不同,表现出不同性质的非均质特点(表2)。本油田主力油组Ⅴ油组各个微相孔渗性相对好,Ⅳ、Ⅴ油组单砂体厚度相对大。研究区浅水三角洲沉积体系中,以水下分支河道孔渗性最好,决口扇次之,而河道边部天然堤较差。

表2 渤中25-1南油田不同微相物性数据Tab.2 The physical property of different sedimentary microfacies of Bozhong 25-1S oilfield

3.2.2 储层间隔层分布特征

隔层描述的最终目的就是要反映其分布特征,从而研究隔层对储层非均质性及其开发效果的影响。

从IV、V、VI油组各小层间隔层厚度图上可以得出,隔层在全区表现为区域性连片分布,规模较大,厚度等值线延伸方向多为南西—北东向,这与砂体展布方向类似。除D、E平台VI-1与VI -2之间的隔层平均厚度小于2 m(1.3 m)以外,其余均在2 m之上,一般集中在4 m左右,最厚可达10.7 m,平均厚度大于8 m的隔层主要发育在F平台,分别为IV-2与IV-3之间、IV-6与IV-7之间、V-2与V-3.1之间和V-5.2与V-6.1之间的隔层(图4)。

图4 明下段IV-V-VI油组各砂体(小层)间平均隔层厚度Fig.4 The interlayer thicknesses of IV-V-VI oil group of the lower Minhuazhen Formation

3.2.3 砂岩组物性参数特征

图5 渤中25-1南油田IV-V-VI油组间变异系数等值线分布图Fig.5 The IV-V-VI oil group of distribution contours of variation coefficients of Bozhong 25-1S oilfield

本区砂岩组间的非均质性强,渤中25-1南油田变异系数主要分布在0.7～1.0之间,最小值0.08(F11m井),最大值1.86(B17井),总体上该油田变异系数大,反映主力油组层间非均质性偏强(图5)。主力油组层间D、E、F平台的变异系数最大值为1.33(E6井),在B平台BZ25-1-9井达到1.48,B17井为1.86;渗透率突进系数平面上分布在2～4之间,渗透率级差变化较大。

3.3 平面非均质性

平面非均质性主要研究砂体在平面展布特征、砂体形态、砂体的连通性、平面上油层分布的非均质性特征。

3.3.1 砂体几何形态

本油田以水下分流河道为主,砂体几何形态受点坝砂体控制,砂体剖面形态多以顶平底凸,两侧不对称的透镜体为主。本区主河道砂体宽度200～250 m,分支流河道砂体宽度100～200 m,砂体厚度在3～7 m,砂体宽厚比为30～70。砂体间,由于本区隔层发育,在河流侧向迁移的控制下,砂体的连通形式以孤立式和多边式为主,加上断层的影响,形成以单砂体为主要含油单元的多套油气水系统。

3.3.2 砂体钻遇率

明下段砂岩分布较好的有Ⅳ8-1、Ⅳ8-2小层,砂岩钻遇率均大于0.6(图6),相对较好的小层为Ⅴ3-2小层,钻遇率为0.49。但是,总体来说,研究区各小层砂体钻遇率不高。

图6 渤中25-1南油田主力油组小层钻遇率Fig.6 The drilling ratio of the main sand bodies of Bozhong 25-1S oilfield

3.3.3 砂体平面物性分布特征

平面上物性分布受沉积相控制作用明显,明下段分支流河道点坝所沉积的区域储层物性好,一般孔隙度大于27%,渗透率大于2 263×10-3μm2,形成以条带状为主的高孔渗主体带,而溢岸和泛滥相沉积的储层物性相对变差。

4 结论

(1)渤中25-1南油田明下段为浅水三角洲沉积环境,发育浅水三角洲平原、前缘和前三角洲三个亚相。该区浅水三角洲前缘亚相沉积不同于经典的三角洲沉积,其特征是三角洲前缘亚相的河口坝微相不发育,浅水三角洲前缘亚相的骨架砂体以分支流水道砂体为主。

(2)通过对该油田层内、层间及平面非均质性各相关参数的研究,显示渤中25-1南油田明下段各主力油组非均质均较强,且非均质性受沉积相控制明显。

(3)由于研究区层内非均质性严重,层间非均质性较强,平面非均质性较强。因此,应尽可能采取细分层段注水开发,以减少层间矛盾,增大水驱波及系数,提高开发水平。同时为了提高采收率,解决由储层非均质性引发的层间、平面矛盾,我们必需搞好油田综合治理。

[1]吴胜和,熊琦华.油气储层地质学[M].北京:石油工业出版社,1998.

[2]吴元燕,陈碧珏.油矿地质学[M].北京:石油工业出版社, 1995:145-170.

[3]戴启德,纪友亮.油气储层地质学[M].北京:石油大学出版社,1996,107-124.

[4]冯增昭,王英华,刘涣杰,等.中国沉积学[M].北京:石油工业出版社,1994:345-425.

[5]冯增昭.沉积岩石学[M].北京:石油工业出版社,1993:236-258.

[6]刘吉余,尹万泉,吕靖.曙22块杜家台油层宏观非均质特征[J].大庆石油学院学报,l998,22(3):83-86.

[7]戴启德,黄玉杰.油田开发地质学[M].山东东营:石油大学出版社,1999:291-302.

[8]肖蔚.苏北溱潼凹陷台兴油田储层非均质性研究[J].石油实验地质,2002,24(6):223-226.

Study on the macroscopic heterogeneity of the reservoir in Bozhong 25-1S Oilfield

Hu Yong,Xu Pin,Yang Qinghong,Hou Dongmei,Wang Lirong
(Research Institute of Petroleum Exploration and Development,Bohai Oilf ield, Tianjin Branch of CNOOC Ltd.,Tianjin300452)

To improve the exploitation effect,microfacies type,rhythm characteristic of intrastratal resevior,distribution characteristics of interlayers,geometric shape of sandbody,drilling ratio,porosity,and the permeability of shallow water delta depositional system in the lower part of Minhuazhen Formation were analyzed,quantitative analysis and half-quantitative analysis were made to illustrate the macroscopic heterogeneity of the reservoir.The controls of sedimentary microfacies on the main oil section in the research area and the strong intrastratal,interstratal and plane heterogeneities are revealed.Finally,based on the study results,some reasonable advices were given.

shallow water delta;sedimentary microfacies;interlayers;macroscopic heterogeneity of reservoir

book=9,ebook=147

TE122.2+1

A

10.3969/j.issn.1008-2336.2010.03.026

1008-2336(2010)03-0026-05

2010-03-31;改回日期:2010-06-03

胡勇,1981年生,男,硕士,2005年毕业于中国地质大学(武汉),主要从事油气田开发地质研究工作。E-mail:huyong@cnooc. com.cn。