大凌河稠油油藏剩余油形成控制因素及分布模式

大凌河稠油油藏剩余油形成控制因素及分布模式

1热采稠油热采剩余油研究辽河油田大门第二个区的大凌河油藏位于辽河上峡西坂中部齐扎上滩东部。这是一个高储量、平坦的厚油藏。分布层位为沙三段大凌河油层,分为Ⅰ和Ⅱ二个油组,12个小层,储集层为一套以砂砾岩体为主体的扇三角洲沉积,储层物性好,非均质性强。主要以热蒸汽吞吐采油方式为主,经十几年的开采,原油采出程度达60%~70%,原油产量递减,但油藏内仍然有40%~50%的剩余可采储量。从目前的热采动态来看,目前残留在油藏中的剩余油呈现分散、复杂的分布状态,开采难度越来越大,准确预测剩余油的分布已成为油田开发后期急需解决的问题之一。对于热采稠油油藏剩余油而言,由于采油方式是靠加热油层、降低原油黏度使原油产生流动进行开采,这一方式有别于稀油注水方式开采。因此,稠油热采所形成的剩余油分布规律和控制因素有自身的特点。在探讨剩余油形成机理和分布模式方面,稀油水驱油藏研究程度高,剩余油形成机理、分布模式及预测方法研究进展较大。然而,稠油热采剩余油研究较少[3~5],目前,对蒸汽驱的机理及其形成的剩余油研究成果较少。本文力图在辽河油田曙二区大凌河稠油油藏研究的基础上,探讨稠油油藏热采过程中剩余油形成的模式和控制因素,为类似的稠油油藏热采开发提供借鉴。2油剩余油形成分布模式根据热采过程中的特点和大凌河稠油油藏剩余油分布特征,按规模可将稠油剩余油形成模式分为五种规模类型:微观、单井层内、井间、层间和平面。2.1孔隙结构内的油滴、剩余油分布大凌河稠油油藏剩余油微观分布模式主要有三种形式(见图1)。一是不规则的油滴(见图1A),其分布位置可在并联的孔道中,死胡同孔隙中和孤立孔隙中;二是剩余油呈束状(见图1B),因含油饱和度较大,构成水动力连贯性而形成;三是簇状油块,由油丝断裂、水桥阻塞作用而形成(见图lC)。2.2剩余油分布情况蒸汽由注入井周期性或连续不断地注入到油层中,通过吞吐或蒸汽驱将原油开采出来(见图2),由供口向周边分为四个流体带:蒸汽带、蒸流带、蒸汽冷凝带和油藏流体带。由于流体性质及驱油机理的差异,不同流体带中驱油方式、驱油效率及剩余油分布模式不同。蒸汽带中,由于温度高,受大量体积蒸汽驱扫和蒸汽蒸馏作用,驱油效果最佳,残余油饱和度可降到最低,因而剩余油很少,残留剩余油仅在局部夹层遮挡处有少许分布,一般呈不规则的油滴状;蒸流带是以汽和水混相驱油方式,使该带残余油比水驱要低,驱油效果较好。剩余油分布存在三种形式:其一,以非均质物性差异部位形成剩余油富集;其二,由于蒸汽超覆作用在层内下部剩余油富集;其三,夹层遮挡剩余油。蒸汽冷凝带驱油机理与水驱相同,驱油效率低,剩余油分布受储层非均质、稠油粘度大小、蒸汽超覆以及重力泄油等影响,剩余油多分布于冷凝带下部,剩余油饱和度较高;油藏流体带不受注入蒸汽影响,原状地层的原油即为剩余油,剩余油饱和度最高。2.3井间未钻遇砂体剩余油分布蒸汽驱采油经历蒸汽吞吐和蒸汽驱二个阶段,井间开采存在四种形式(见图3):井间未钻遇储层(或未射孔储层)、井间热不连通、井间热连通和井间蒸汽连通。井间未钻遇砂体剩余油即为原状油藏的原油,呈透镜状在井间分布,剩余油饱和度高;井间不连通,高剩余油分布在井间未连通部位,受蒸汽超覆影响形成上小下大的梯形,分布范围取决于井间吞吐驱扫范围;井间热连通,意味着二井之间产生热干扰,此时,同层剩余油主体分布在井间下部,同时,由于汽扰作用,在井间的顶部层位也会出现剩余油汇集;井间蒸汽连通,剩余油仅以蒸汽超覆作用形成井间剩余油,且分布在油层的底部,范围变化大,残余油饱和度低。2.4热干扰作用下的余压分布层间剩余油形成及分布受层间隔层、层间非均质性以及开采射孔层位影响,主要出现如图4所示剩余油分布模式。同一井中未射孔的油层通常保持原状油藏特点,形成局部层位的高剩余油分布;隔层的热损失使蒸汽驱扫有效范围受限,使隔层上部形成较多残余油,形成高剩余油富集带;层间热干扰使相互连通高渗透层形成蒸汽连通,使低渗层或不连通层形成高剩余油(见图5)。层间非均质差异,主要表现在渗透性变化方面,高渗透层汽驱效果好,低渗透层差,在低渗透层位形成较多的残余油。2.5扇三角洲东南角砂体剩余油平面分布主要受沉积微相及储层非均质性控制,主要存在三种微相类型:扇三角洲分支水道、前缘坝和侧缘或道间。(1)三角洲分支水道砂砾岩体剩余油分布模式注入蒸汽明显沿河道主体带快速突进,砂砾岩体的几何形态、方向性和渗透性方向性非常明显。这类砂砾岩体在平面上呈网状的条带状,以侵蚀——充填式垂向加积作用为主。水道主流线部位厚度最大,两侧边缘厚度减少,泥质夹层增多。主体部位渗透性较大,水道边缘渗透性较差,因此,边缘水淹程度低,剩余油相对富集。(2)扇三角洲前缘坝沉积砂体剩余油分布模式前缘坝砂体垂向上呈反韵律,层内非均质并不严重。注入蒸汽有沿砂体轴部突进现象,逐渐向两侧扩展,由于蒸汽超覆作用,注入蒸汽波及厚度不如分流水道。主体砂体渗透率较高且级差较小,剩余油集中在中下部。(3)侧缘、道间沉积砂体剩余油分布模式侧缘砂体岩性较差,泥质条带多,上下渗透率级差较大,中下部剩余油相对富集。侧缘砂体注入蒸汽波及程度差,剩余油相对比较富集。砂体垂向上亦呈反韵律,厚度较小,具有一定渗透率,剩余油相对集中。3油剩余油形成的控制因素热采开发稠油过程中,受工程因素及地质条件影响,剩余油形成和分布规律复杂,主要体现在油藏地质特征、井网部署的合理性和热采工艺条件等。3.1剩余油聚合回复(1)微观控制因素储层孔隙结构、蒸汽密度和原油地下粘度差直接影响驱油效率。研究区I、II油组储层属大孔隙——粗喉道的配置关系,这样使油滴通过喉道时需要的压差小,毛细管压力作用不大。但地下原油粘度普遍较高,原油流动粘滞力大,使孔隙中的油滴难以通过喉道,发生“液阻”现象,因而降低驱油效率。同时由于重力作用,产生蒸汽超覆和“搬运”原油能力,其运油能力取决于蒸汽密度和原油密度差等。孔隙结构不均,导致大孔大喉处驱替效率高,小孔细喉处驱替效率低,甚至无法驱替,造成原油滞留,从而形成剩余油。I、II油组储层粘土矿物中蒙脱石最为发育(相对含量76.2%),其次是伊利石(相对含量14.6%);高岭石和绿泥石较少,但它们的存在也直接影响剩余油的分布。高岭石的存在对高渗储层没有影响,其颗粒在大喉道处不易形成堵塞;伊利石和蒙脱石粘土矿物遇淡水膨胀,对储层造成较弱的水敏性损害,其结果,这些粘土矿物的存在,使孔隙结构好的地方越来越好,孔隙结构差的地方越来越差,加剧储层的微观非均质性,也使剩余油被滞留在孔隙结构差的部位,从而形成剩余油。(2)层内控制因素层内沉积的韵律性决定油层层内的蒸汽驱油效率。正韵律层序,底部渗透率均高于上部,注入蒸汽先沿底部突进。同一层内,注汽速度较大时,上下渗透率级差越大,非均质性越严重,底部注驱越明显,注驱半径大,波及体积小。因此,剩余油在中上部相对富集。当注汽速度较小时,由于蒸汽超覆作用,注入蒸汽相对均匀,蒸汽推进速度慢,但波及体积大,剩余油较少;反韵律层序,上部渗透率高于中下部,由于蒸汽超覆作用,注入蒸汽量在上部形成快速推进,使剩余油多富集在中下部层中。层内沉积构造类型影响蒸汽驱油效率。均质层理、平行层理和大型交错层理发育的储层驱油效率高,剩余油少。而波状、斜波状交错层理、透镜状层理发育的储层驱油效率低,剩余油相对富集。层内夹层的密度及分布影响层内剩余油的形成及分布。夹层密度越大,夹层吸热程度越高,对应层的储层蒸汽驱油效率比低夹层密度分布区小,易形成剩余油富集。(3)层间控制因素储层层间非均质性是层间剩余油分布的主要控制因素,层间隔层厚度及分布差异决定了层间的热连通性质,层间隔层厚度大的分布区,隔层上、下油层蒸汽驱油效果较好。层间隔层厚度小的分布区,由于层间热扰,使得蒸汽驱油效果变差,易形成剩余油,通常多在隔层附近剩余油富集。由于I、II油组内各小层隔层变化大,经十几年的注蒸汽开发,非均质程度相对变强,使得剩余油在层间分布关系复杂。(4)平面控制因素沉积微相类型和分布控制平面注入蒸汽运动规律:对于大凌河油层的扇三角洲分支水道沉积相,注入蒸汽就近进入水道,沿分支水道向下流方向推进,然后向水道上游和侧缘运移。对于前缘坝相,注入蒸汽向中上部超覆,沿前缘坝上倾方向推进。断层对油气聚集起封闭和疏导双重作用,研究区断层以封闭性正断层为主,控制着剩余油平面富集。通常,断层封闭性好的层段,含水率较低,剩余油饱和度较高,剩余油富集;断层附近生产井一般为单方向受效,靠近断层区域蒸汽驱油效果差,形成较为有利的剩余油富集区。油层微构造影响剩余油分布。由于注蒸汽开发,原来为一个统一圈闭内的油水界面,将因油层微构造的变化而分割成不同的区块,其形态对剩余油的分布起重要作用。正向油层微构造有利于正韵律储层的剩余油富集,负向构造易水淹。负向油层微构造有利于反韵律储层的剩余油富集。如研究区I油组主要发育鼻状构造和小凹槽构造,其中后者对剩余油的分布有较大的控制作用,II油组位于鼻状构造顶部和翼部剩余油相对富集,最明显的特点是剩余油饱和度较大。3.2实用工程参数的确定I、II油组都采用注蒸汽吞吐开采,注蒸汽工程参数的(射孔井段选择、注汽速度、干度、注汽量、周期和强度)合理应用,直接影响蒸汽驱的效果和剩余油的分布。应根据同一开发层系不同的油层地质特征,选用实用的工程参数。剩余油形成及分布主要取决于单井吞吐程度和井间热连通的对接情况。3.3剩余油井网布井通常油藏早——中期开发方案的注采井网多采用平均网格,如“九点法”或“五点”法等,这种井网分布可最大限度的提高驱油效果。但是,油藏开发进入到晚期,稳产或提高产油能力主要靠挖潜剩余油,因此在井网调整中应充分考虑剩余油的分布,井网调整不能简单地按“九点”或“五点”法均匀布井。应按各层组的剩余油的分