河道砂剩余油空间分布模式探究

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1、河道砂剩余油空间分布模式探究认识和掌握剩余油分布规律，即搞清高含水后期剩余油所在的空间位置与数量及其与储层非均质性、注采状况等之间的关系，是进一步提高驱油效率及采收率的前提和基础。针对喇萨杏油田水淹严重，剩余油分散的特点，结合沉积相带图，在综合分析影响河道砂剩余油分布的地质及开发等因素的基础上，通过建立喇萨杏油田各种典型非均质河道砂地质模型，利用现场资料进行综合分析、油藏数值模拟和室内物理模拟实验，研究曲流河型砂体和水下分流河道砂体平面和纵向上的剩余油分布模式。通过开展河道砂剩余油空间分布模式研究，搞清不同沉积类型河道砂层内

2、剩余油的形成过程及分布规律。特高含水期河流相储层剩余油分布特征是总体高度分散、局部相对富集。由于受平面和内部非均质性差异的影响,油层中仍存在较多的剩余油富集区。因此，在分析剩余油形成与分布的控制因素时应重点考虑导致剩余油局部相对富集的因素。河道砂体剩余油形成条件及控制因素研究油藏非均质性和开采非均匀性是导致油藏非均匀驱油的两大因素。油藏非均质性包括构造、储层及流体非均质性。其中，储层非均质性是控制剩余油分布的最重要的地质因素，表现为储层砂体规模大小、几何形态、连续性和砂体内的孔隙度、渗透率等参数的分布所引起的平面非均质性，剩

3、余油分布的影响因素可归纳为地质因素和开发因素两大类。地质因素。影响水驱开发效果和剩余油分布的主要内在因素是储层非均质性。储层非均质性主要受其沉积微相控制，不同沉积微相具不同的孔渗性、孔隙结构和渗流特征，也具有不同的剩余油分布特征。高含水开发阶段，沉积微相单元对剩余油分布的控制作用主要表现在储层物性的纵横向差异上。在注水开发过程中，注入水总是优先进入物性好的河道，并沿着河道下游方向突进，然后向河道上游和两侧扩展，导致河道边部储层受效程度低，剩余油饱和度较高⑴。层内剩余油的形成和分布主要受储层层内非均质性的控制。在高含水阶段，层

4、内夹层的影响尤为突出。因此，废弃河道、河间砂、断层等各种遮挡以及夹层、物性等地质因素是形成剩余油的主要内因。开发因素。开发因素是剩余油分布的外部控制因素，即外因。在高含水期影响剩余油分布的开发因素主要是注采井网与油层非均质性的匹配关系。综上所述，在陆相非均质水驱油藏高含水开发阶段，有一定规模的剩余油富集区主要受废弃河道、河间砂、断层等各种遮挡以及层内夹层和物性等地质因素和注采状况等开发因素的控制，剩余油富集机理就是要阐明这两种因素对剩余油富集区的控制作用。剩余油与各影响因素之间定量关系的建立对于同一油层而言，平面上对剩余油的

5、形成与分布有控制作用的因素，归纳起来有两个方面：一是砂体内部储层物性的差异导致的平面渗流差异；二是砂体规模与注采井网不匹配导致的砂体内部注采不完善。从平面上看，曲流河型砂体剩余油分布的主要影响因素有接触关系和注采井网与夹层匹配关系，水下分流河道砂体剩余油分布的主要影响因素有连通关系和流线位置。曲流河型砂体剩余油与各影响因素之间的定量关系。曲流河型砂体平面上除局部注采不完善的决口河道外，已经全部见水。影响曲流河型砂体剩余油分布的主要因素有以下两个方面：平面上沉积微相不同，水淹规律不同；不同接触关系对剩余油的影响不同，断层、废弃

6、河道、河间砂（泥）以及单一河道间接触界面的岩性变化使得曲流河型砂体内部存在剩余油富集区；层内受侧积夹层和韵律性双重控制作用使得曲流河型砂体上部形成剩余油［2］。沉积微相对剩余油的影响。曲流河型砂体主要发育主河道（点坝）、废弃河道、决口河道等微相类型（图1）。沉积微相控制注入水在油层中的运动，是影响剩余油平面分布的重要因素。废弃河道一般与主体河道底部相连，水洗厚度比例较大，强水洗厚度比例达35%以上；决口河道砂体分布窄小，以垂向加积为主，层内非均质性弱，水洗状况受注采关系的影响大，注采完善时水洗厚度比例大；曲流河型砂体的主体部

7、分一主河道（点坝），由于受河间砂（泥）、废弃河道等渗流屏障的遮挡，检查井未水洗厚度比例在25%左右，剩余潜力相对较大，是本次研究的重点对象（表1）。平面上接触关系对剩余油的控制作用。主河道由不同单一河道构成，由于河道的变迁及河道下切、叠加，河道间的接触关系复杂多变，不同河道间有的以低渗薄层砂相接触，有的以废弃河道泥质充填物或尖灭区相接触，有的以两个河道相切的界面相接触，这些部位及其附近是剩余油富集的有利场所。废弃河道遮挡对剩余油的影响。河道砂体凸岸与另一河道砂体的凹岸相连，相接部位一般为废弃河道泥质充填沉积物，河道砂之间常常

8、不连通或仅底部局部连通，而连通情况视废弃河道中砂质沉积物充填的多少而定。如果河道切穿了另一河道废弃部分，且切入其底部砂质沉积物，则两条河道砂体是连通的，否则是不连通的。废弃河道如果分布在注水井和采油井之间，由于其对流体渗流的遮挡作用，造成有注无采或有采无注的注采不完善。在实际的油田开发中，