关键词 断块油气藏；高孔高渗储层；剩余油；挖潜
我国东部油田的开发已经进入注水开发的后期，其典型特点是高含水开发，储层受注水影响，遭受了不同程度的水洗。复杂断块油气田由于构造复杂，造成地下剩余油的分布异常的复杂。高孔高渗储层，由于投产时间早、冲洗程度高、水淹严重，其剩余油分布规律及挖潜方法一直困扰着地质人员，如何对这部分储层进行挖潜，是地质研究人员重点研究的对象。通过精细构造描述、水淹规律研究、储层的二次评价，发现高孔高渗储层仍然存在剩余油的富集，剩余油挖潜仍然有很大的潜力。本文以东部典型断块油藏的B油田为例，阐述了高孔高渗储层经过长期注水后，其在断块构造、不均质等的影响下，剩余油分布的规律，为指导类似油层的开发提供了很好的借鉴。
高含水油田剩余油分布研究是一个世界性的难题，应用储层流动单元进行油气储层评价研究自２０世纪８０年代后期以来受到了石油工作者的广泛重视。[1]《应用储层流动单元研究高含水油田剩余田分布》该文以辽河油田欢２６断块为例，应用储层液动单元，在沉积微相分析的基础上研究高含水油田剩余分布特征，密闭取心井岩芯分析资料表明剩余油饱和度与储层流动单元间存在良好的对应关系，在此基础上建立了利用流动单元流动带指标剩余油饱和度的方法，沉积微相内部对应着多个流动单元类型的组合，不同的沉积微相其流动单元组合形式也不同，表现出的渗流能力亦存在较大的差异性，从而为表征流体渗流的平面差异性和评价剩余油分布奠定了坚实的基础。[1]
B油田是典型的断块油气田，其位于凹陷东部斜坡带的北部，是受主力断层加持的断块油藏，造成B油田小断层多、构造复杂、储层展布变化快。B油田水驱开发已经三十多年，进入了注水开发的后期，其综合含水已经达到了97.5%，由于断层、构造影响其水驱效果差，特别是高孔高渗储层，其受水驱影响比低孔低渗储层大，造成其剩余分布零散，很难找到其富集规律。
B油田的目标层系是砂三中3-9层系，该层系厚度可达18~36米，由于受多期的构造运动造成其断块内三级小断层多，构造复杂，储层变化快，目标层系开发时间长，经过多次平面、层间的调整，目前已进入高含水、高采出阶段，其目标层系剩余油分布零散，富集规律不明确。
砂三中3-9层系目前剩余油可采储量为126.8万吨，由于前期区块高孔高渗储层研究不深入，造成其剩余油分布不明确，因此针对该问题，本文选择B油田砂三中3-9层系作为研究对象，通过研究，明确剩余油展布规律，提高了B油田的储量动用程度和水驱效果。
1高孔高渗储层研究
根据B油田油藏地质特征及开发生产中存在主要矛盾和问题，高孔高渗储层研究的主要内容包括：储层分布研究、沉积微相研究、储层特性研究三个部分。
1.1 储层分布研究
B油田砂三中3-9层系层系中，共45个含油小层，1236个油砂体，平均厚度为8.2m，具有典型的断块油气藏分布特征。
（1）厚层普遍分布，厚层层数比例28.23%，厚度比例44.98%，平均厚度均大于6米。沙三中3、8厚层层数多，厚度大。
（2）平面均质性差，目标层系中，高孔高渗层主要集中在东南、西北向，呈纺锥形分布，部分发育在西南方向。垂向上变化大，由于平面均质性差，目标层系高孔高渗层分布在某个层系的极少数砂体组中。
（3）高孔高渗层多为正韵律，测井相以箱型、钟型形居多，极少数为反韵律。
（4）高孔高渗层动用程度高，但部分层段具有较大潜力。油田采出程度36.8%，综合含水88.36%，厚层采出程度48.32%，综合含水95.3%。但从剩余油监测资料显示，部分层段依然存在较大潜力。
1.2 沉积微相研究
1.2.1 沉积背景
B油田凹陷南部的构造调节带对沉积体系的发育有控制作用:西部斜坡带发育的同向调节带可作为物源通道,发育大面积的三角洲沉积体系;兰聊断裂带下降盘中的断鼻调节带也可作为物源出口,发育扇三角洲前缘沉积体系;中央隆起带中的背向调节带起分隔次级汇水盆地的作用.东濮凹陷南部的调节带形成机制与兰聊断裂的几何学与运动学特征有关,兰聊断裂的断面形态、活动差异及走滑运动分量是调节带形成的主控动力学机制。[2]
综合区域沉积相研究成果和沉积物特征认为该区沙三中、沙三下沉积为河流沉积体系。其沉积特征取决于河流类型。河流类型则根据河道型式确定,河道型式通常是指河道在平面上的形态特征，它受河道坡度、负载搬运方式和碎屑性质等多种因素控制，并随这些因素的变化而变化。河道型式一般分为顺直河道、曲流河道、辫状河道、网结河道等四种。其中，前三种为单河道型式，第四种为复合河道型式。鉴于顺直河道沉积比较少见，且往往只构成局部河段，因而通常只有曲流河、辫状河和网结河等三种河流沉积体系。[3]
1.2.2 测井相研究
根据沉积相特征及测井相研究建立了测井相图版及单井相剖面图。其主要沉积微相和测井相具有良好的对应关系。
期刊文章分类查询,尽在期刊图书馆特征如下：
（1）水下分流河道微相（CH）：自然电位曲线呈现中高幅箱形、钟形，自然伽玛处于低值段，井径缩径，砂岩顶底突变接触。
（2）前缘砂微相（包括决口扇）(Q)：自然电位、自然伽玛幅度差小，形态呈现为漏斗状、齿状，声波时差值小，物性较差。
（3）远砂微相（包括水道间）(Y)：自然电位曲线和电阻率曲线为呈现指状或齿化曲线形态，声波时差小，单砂层厚度一般小于1.0m，储层物性差。
2剩余油分布规律
依据油藏构造进行描述和剩余油分布特征，将剩余油分为5种类型：构造剩余油、滞留区剩余油、井网不完善型剩余油、层间干扰型剩余油、水淹层剩余油。针对五种类型剩余油，分别采取了调水、调剖、井网调整、层系调整等措施，强化水驱动用，提高注采效果。
3应用效果
通过以上的研究，制定了B油田提高采收率部署方案，2018年以来共实施侧钻油井2口，油水井措施18口（调剖4口、压裂2口、补孔12口），动态调水210井次，累增油2.36*104t。B油田开发状况明显改善。
参考文献
[1]魏斌, 陈建文. 应用储层流动单元研究高含水油田剩余田分布[J]. 地学前缘, 2000, 7(4):403-410.
[2] 梁富康, 于兴河, 慕小水, et al. 东濮凹陷南部沙三中段构造调节带对沉积体系的控制作用%Accommodation Zones and Their Controls on Depositional System in the Middle of Third Member of Shahejie Formation,South of Dongpu Sag[J]. 现代地质, 2011, 025(001):55-61,77.
[3] 范维唐 主编;杨锡禄 分卷主编;王煦曾,孙文涛,叶敦和等 分卷副主编.中国煤炭工业百科全书·地质·测量卷.北京：煤炭工业出版社.1996.第110-114页.
Research on High Porosity and High Permeability Reservoir in Complex Fault Block Oilfield and Potential Exploitation of Remaining Oil
Zhou Hongping
(Wenzhong Oil Production Management Zone 1, Wenliu Oil Production Plant, Sinopec Zhongyuan Oilfield Branch, Puyang 457001, Henan, China)
Abstract: With the development of waterflood development in complex fault block oilfields, the oilfield has entered the late stage of waterflood development. Due to the impact of injection water and the influence of complex fault block structures, the reservoir is subjected to different levels of waterflooding, resulting in anomalous residual oil distribution. complex. In recent years, through the detailed description of the structure and the secondary evaluation of the reservoir, especially on the distribution of remaining oil in the high-porosity and high-permeability reservoirs of complex fault-block oilfields, it has been found that there are still some high-water flooded high-porosity and high-permeability reservoirs. The remaining oil-rich area. Through the study of the distribution law of the high-porosity and high-permeability reservoirs in the 3-9 layer system of the third sand layer in the 22 sands of B oilfield B, B was discovered by summarizing the study of structural fine description, sedimentary microfacies, reservoir heterogeneity and secondary evaluation of the reservoir. The distribution of remaining oil in the high-porosity and high-permeability reservoirs of layers 3-9 in the third block of No. 22 sand in the 22 oilfields. Based on the remaining oil distribution law, formulate production measures and optimize potential tapping measures to formulate, improve, and ultimately improve oil recovery, providing a reference for the development of similar reservoirs.
Key words: fault block oil and gas reservoir; high porosity and high permeability reservoir; remaining oil; tap potential
作者简介：周红萍（1981-）女，工程师，本科学士学位，河南濮阳人，2008年毕业于中国石油大学（华东）石油地质专业。
论文作者:周红萍
论文发表刊物:工程管理前沿》2020年2月第4 期
论文发表时间:2020/4/30