1、孤东油田七区西 Ng52+3 层曲流河储层构型表征 李宗奇 林承焰 张宪国 孙志峰 中国石油大学(华东)地球科学与技术学院 中国石油大学(华东)山东省油藏地质重点实验室 摘 要： 为查明油田开发中后期储层构型对剩余油分布的影响, 以孤东油田七区西Ng52+3 层曲流河储层为对象, 在沉积微相研究基础上, 采用岩心观察、测井曲线识别和动态资料分析等方法, 刻画微相内部的储层建筑结构。在储层中划分不同级次构型界面, 识别构型单元类型, 并结合露头和现代沉积成果、经验公式、对子井资料分析, 研究不同级次构型单元的发育规模。利用测井及生产动态资料, 分析以侧积层为代表的构型界面对剩余油分布的控制作用。
2、结果表明:研究区 Ng52+3 层发育点坝、废弃河道、泛滥平原 3 种微相类型, 沉积单元内部划分出 15级构型界面;识别出单一曲流带、点坝砂体、单一侧积体等不同级次构型单元, 并确定单一曲流带宽度、点坝长度和厚度、单一侧积体厚度和水平宽度, 以及侧积层平面间距和倾角等参数的取值范围。该研究为孤东油田储层精细表征及剩余油预测与开发提供指导。关键词： 曲流河; 储层构型; 侧积层; 剩余油; 孤东油田; 作者简介：李宗奇 (1992-) , 男, 硕士研究生, 主要从事油气藏开发地质方面的研究。收稿日期：2017-08-11基金：国家科技重大专项 (2016ZX05009-001-001) Ar
3、chitectural characterization of meandering river reservoir of the unit Ng52+3 in the west 7th block of Gudong oilfiledLi Zongqi Lin Chengyan Zhang Xianguo Sun Zhifeng School of Geosciences, China University of Petroleum (East China) ; Abstract： In order to find out the effects of reservoir architect
4、ure on the formation and distribution of remaining oil in the middle and late stages of oilfield development, taking the meandering river reservoir of unit Ng52+3 in the west 7 th block of Gudong oilfield as a case, we first studied the sedimentary micro-facies and then systematically conducted a de
5、licate study on the reservoir architecture by careful observation of cores, detailed analysis of well logging curves and performance data.Different hierarchical levels of bounding surfaces within the reservoir are divided, and different types of architectural elements are recognized, and the scales
6、of these different hierarchical levels of architectural elements are quantitatively characterized by combining research results of outcrops and modern deposits study, empirical formula forecasting and analysis of paired wells.Lastly, taking the lateralk-accretion layers as a case, the effectsof boun
7、ding surfaces in reservoir architecture on the formation and distribution of remaining oil has been analyzed.According to this research, there mainly developed three micro-facies in the study area:Point bar deposit, abandoned channel and floodplain deposit.First-to fifth-order bounding surfaces with
8、in the sedimentary elements have been divided and different hierarchical levels of architectural elements are recognized, which consist of single meander belt (single channel) , single point bar sand body and single lateral accretion of point bar.The ranges of values for different types of quantitat
9、ive parameters have been defined, which include the width of single meander belt, the length and thickness of single point bar sand body, the horizontal width and thickness of single lateral accretions of point bar, the distances between every two lateral-accretion layers and the angles of these lat
10、eral-accretion layers.The research can provide guidance for the delicate characterization of reservoirs and the prediction and exploitation of remaining oil in Gudong oilfield.Keyword： meandering river; reservoir architecture; lateral-accretion layer; remaining oil; Gudong oilfield; Received： 2017-0
11、8-110 引言地下储层构型表征是近二十年发展起来的油气藏地质研究方向, 与传统沉积相研究对比, 具有精细性、层次性的特点, 研究的主要内容包括构型单元和构型界面。构型研究主要起源于露头沉积学研究, 20 世纪 80 年代, Miall A D 对露头和现代沉积进行构型单元的识别、划分和侧向追踪对比1, 提出河流相沉积储层构型分析法, 并对构型单元和构型界面进行阐述2-3。构型研究范围从露头和现代沉积拓展到地下储层, 人们提出基于地震资料的沉积构型预测技术4及密井网条件下多井构型表征法5等, 研究成果从河流相6延伸到冲积扇7、扇三角洲8、三角洲9-10等多类沉积体。在油田开发阶段, 地下储层内
12、部不同级次的渗流屏障对油水流动, 特别是剩余油的形成与分布具有较强的控制作用, 进行地下储层构型研究能够深化储层地质研究, 对砂体内部剩余油挖潜、提高油气采收率具有重要意义1。目前, 以孤东油田为代表的、河流相储层为主的东部老油田已进入高含水、特高含水期, 多数存在水淹严重、大孔道发育、剩余油高度分散等问题, 油藏精细描述的重点由层间转向层内11。砂质构型单元中, 剩余油受到层内界面及细粒构型单元遮挡的影响明显, 剩余油整体上呈高度分散状态, 挖潜难度大。李阳12等对七区西 Ng5 层砂体进行研究, 认为砂坝内部侧积体组合模式为水平斜列式, 并计算单一侧积体的宽度及倾角范围;岳大力13等应用岩
13、心、测井、动态分析等资料, 研究七区西曲流河古河道砂体构型, 提出点坝识别方法, 并对点坝内部单元进行精细解剖;郭长春14等研究七区西馆上段岩相组合、界面性质、剖面特征及粒度组成等, 识别侧向加积砂坝、废弃河道等 6 种构型单元, 并讨论构型单元对储层的控制作用。这些研究成果主要集中于构型界面和构型单元的识别、点坝识别的方法和标志, 以及点坝构型单元的内部精细解剖等, 在构型单元定量研究方面取得一定进展, 但对不同级次构型单元定量研究比较缺乏。笔者对孤东油田七区西 Ng5 层河流相地下储层开展精细研究, 特别是分级次地进行储层构型定性、定量解剖, 对深入认识储层构型内部结构、预测与挖潜剩余油有
14、重要意义。1 区域地质概况孤东油田位于山东省东营市垦利县境内, 构造上处于渤海湾盆地济阳坳陷沾化凹陷东北部、桩西孤东潜山披覆构造带南端 (见图 1 (a) ) , 是一个在中生界潜山背景上发育起来的、以新近系馆陶组疏松砂岩为主要储层的大型披覆背斜构造整装油藏15-16。图 1 孤东油田构造位置及分区 Fig.1The structural location and subdivision of Gudong oilfield 下载原图孤东油田七区 (简称七区) 西发育于孤东油田中部, 位于孤东构造东翼, 地层倾角平缓, 其北、西、南三侧分别被断层切割, 向东与七区自然相连, 面积为11.70k
15、m, 有 1 000 余口各类完钻井, 石油地质储量约为 5.800 110t17。七区西沉积层序与渤海湾盆地沉积层序具有一致性, 新生界地层自下而上发育古近系沙河街组及东营组、新近系馆陶组和明化镇组18-19。七区西的主要含油层系为馆陶组上段 (简称馆上段) , 可以分为 5 套开发层系17 (Ng4Ng5, Ng5, Ng5Ng6, Ng6, Ng6) 。馆上段是一套河流相沉积, 其中 Ng5 层以上主要为曲流河沉积, 以下为辫状河沉积。Ng5 层是研究区主要含油层系之一, 储层深度为 1 1801 445m, 具有“高孔高渗、非均质性强”的特征。Ng5 层沉积时期, 七区西处于盆地坳陷阶
16、段, 构造活动极其微弱, 沉积环境非常稳定20。在沉积上属于曲流河相沉积, 目前识别出点坝、废弃河道、泛滥平原等13沉积微相。研究区为七区西内部的五边形工区 (见图 1 (b) ) , 面积为 3.58km, 有 300 余口各类完钻井, 井网密度为 84 口/km, 是典型的密井网区域。密井网中丰富的井信息 (岩心、测井、生产动态等资料) 是进行地下储层构型研究的有利条件。自 1986 年 6 月投入开发以来, 七区西先后历经水驱、聚合物驱和后续水驱, 目前进入特高含水开发后期, 面临“采出程度高、含水率高、平面水淹严重、大孔道发育”等问题。2 沉积微相根据古气候分析, Ng52+3 层沉积
17、时期孤东油田七区西处于北亚热带气候, 年平均气温为 16 , 年降雨量为 8001 200mm, 为温暖潮湿的沉积环境12。根据测井、岩心等资料, 判断七区西 Ng52+3 层沉积类型为曲流河沉积12-13。广泛发育的点坝沉积微相占据研究区大面积区域, 在研究区内部还能识别出废弃河道、泛滥平原等沉积微相 (见图 2) 。2.1 点坝沉积点坝是研究区最重要的沉积微相类型, 点坝砂体是曲流河沉积主体, 受曲流河侧向侵蚀加积 (蚀凹增凸) 作用控制而形成6。点坝沉积在垂向剖面上具有明显的粒度向上变细、沉积规模向上变小的正韵律或复合韵律特征。正韵律底部为冲刷面, 冲刷面处可见河床负载的砾石粗砂、泥砾及
18、植物碎屑等;下部主要为砂质沉积, 由下向上粒度变细, 过渡为顶部细粉砂泥质沉积, 反映水动力逐渐减弱。在测井响应上, 自然伽马曲线多为锯齿状钟型或箱型, 自然电位曲线为幅度较大的光滑钟型或箱型, 微电极曲线具“双轨”特征, 侧积层发育处可见曲线回返 (见图 3) 。在岩心上, 点坝底部为中粗砂岩, 点坝主体为细中砂岩, 分选磨圆较好, 可见少量细砾, 发育的层理类型主要包括槽状交错层理和板状交错层理等。2.2 废弃河道废弃河道微相主要发育于研究区西侧, 是在曲流河发生改道或截弯取直等事件时, 某一段河道水流不再流动, 原有河道变为废弃河道。在研究区 Ng5 层识别出“突弃型”和“渐弃型”两种模
19、式的废弃河道。“突弃型”废弃河道是河道在突发事件中与主河道分隔, 由形成的封闭静水环境 (如牛轭湖) 接受细粒沉积演变而来21。其内部水体与主河道呈隔绝状态, 仅在洪水期洪漫水流携带细粒沉积进入废弃河道才能接受沉积, 形成以泥质、粉砂质为主的细粒沉积22。在测井响应上, 自然电位曲线表现为近泥岩基线的低幅度微齿状, 微电极曲线表现为低幅度, 略呈锯齿状 (见图 3) 。“渐弃型”废弃河道上部水体与主河道水体始终相连, 可持续接受粒度相对“突弃型”废弃河道较粗的细粒沉积, 主要以悬浮组分为主, 夹杂少量跳跃组分, 泥质含量较高。在测井曲线上, 自然电位及微电极曲线为低幅度, 一般呈塔松状的正韵律
20、响应 (见图 3) 。废弃河道在剖面上为“楔形”, 平面上以“新月形”紧邻点坝发育, 该微相的出现代表一期点坝沉积的结束6。由于废弃河道沉积与相邻点坝砂体间存在岩性和物性的差异, 可形成有效的渗流屏障并遮挡两侧砂体间流体的运移互换。图 2 孤东油田七区西 Ng5 层平面沉积微相 Fig.2 The plane sedimentary microfacies of unit Ng5in the west 7th block of Gudong oil-filed 下载原图图 3 孤东油田 Ng5 层沉积微相类型及特征 Fig.3The types of sedimentary micro-fac
21、ies within the unit Ng5of Gudong oilfield and their corre-sponding characteristics 下载原图2.3 泛滥平原洪泛期水位上升, 细粒底负载和悬浮沉积物溢出河岸, 在河道间地区冲积而形成泛滥平原。泛滥平原微相是向上变细的薄层泥质沉积, 在测井响应上, 电测曲线靠近泥岩基线, 常呈微齿状或直线型;在岩心上, 以灰白色水平层理泥岩为主, 夹薄层砂岩, 反映沉积时水流间歇性活动特点。作为曲流河沉积“二元结构”的顶层沉积, 泛滥平原泥厚度一般大于点坝和滞留沉积组成的底部沉积, 具有“泥包砂”特征。泛滥平原沉积一般呈板状覆盖在
22、单期水道沉积单元上, 是河道砂体间良好的隔层。3 储层构型级次划分与识别3.1 构型单元划分在沉积微相研究基础上, 根据 Miall A D 提出的河流相构型级次划分方案3,23,结合岩心、测井等资料, 在 Ng5 层识别出 5 级构型界面, 级次由大到小依次为单一曲流带 (单河道) 界面、点坝砂体界面、单一侧积体界面、交错层系组界面及交错层系界面。不同级次构型界面限定不同尺度的构型单元 (见图 423) 。图 4 曲流河储层不同级次构型单元及构型界面示意 Fig.4Different hierarchical levels of architectural elements and boun
23、ding surfaces in meandering river reservoirs 下载原图单一曲流带属于 5 级构型单元, 是在 Ng5 层沉积时期内多个微相的集合体, 主要包括河道沉积及其对应的同期沉积。平面上, 曲流带与曲流带之间发育溢岸沉积或泛滥平原泥岩等。单一曲流带受 5 级构型界面控制 (见图 4 (b) ) , 其构型界面是曲流河河道沉积底界面24。点坝沉积、废弃河道等属于 4 级构型单元, 相当于曲流河沉积中单一微相, 由 4 级构型界面限定。4 级界面是砂坝构型单元与其他构型单元的分界面, 如点坝砂体与废弃河道之间的分界面 (见图 4 (c) ) 。点坝沉积中单一侧积体
24、是 3 级构型单元, 由 3 级构型界面限定 (见图 4 (d) ) 。3 级界面即巨型底形内的加积增生面或前积增生面23, 是组成 4 级构型单元的巨型底形内部增生体之间的分隔面。砂体内部交错层系、交错层系组分别由 1 级和 2 级构型界面限定。3.2 构型界面特征35 级构型界面是油田开发地质中重要的界面类型, 对它正确识别与划分是储层构型界面研究的关键, 也是后期构型单元定量表征的基础。因此, 利用岩心、测井等资料, 识别 35 级构型界面并总结其典型特征是重点研究内容。在岩心归位基础上, 利用“河道点坝砂体在测井曲线表现为中高幅度箱型或箱型钟型, 整体上为正旋回”“在岩心上, 点坝砂体
25、与底部泥岩存在岩相转换面”, 以及“在测井响应上, 点坝砂体与底部细粒泥岩间表现为突变式接触关系”等特征, 优先识别特征明显的砂质构型单元点坝砂体, 结合其他标志识别其余构型单元及构型界面。5 级构型界面为大型砂席分界面, 界面平坦或微向上凹, 以冲刷充填地形及底部滞留砾石为标志。5 级构型界面是单河道 (单一曲流带) 的顶底界面, 在研究区对应于曲流河沉积的顶部泛滥平原泥和河道底部冲刷面。通过岩心观察和测井资料分析, Ng5 层顶部 5 级构型界面泛滥平原沉积以灰白色水平层理泥岩为主, 厚度大, 内部夹薄层砂岩;在测井响应上, 自然电位曲线常呈微齿状或直线型, 靠近泥岩基线, 微电极曲线幅度
26、差很小。Ng5 层底部 5 级构型界面为曲流河道底部冲刷面, 冲刷面处主要为河床底负载的细砾中粗砂等较粗粒沉积。冲刷面与下伏泥岩层呈侵蚀冲刷接触, 向下岩性突变为泛滥平原泥, 在测井响应上, 自然电位曲线及微电极曲线呈“突变式”接触, 在深度为 1 275.15m 处岩心上可观察到冲刷成因的、介于砂岩泥岩之间的岩相转换面 (见图 5) 。图 5 孤东油田 29J254 井 Ng5 层岩心内部构型界面 Fig.5The bounding surfaces within the core of the unit of Ng5of Gudong oilfield (well 29J254) 下载原图
27、4 级构型界面为巨型底形的顶界面, 多为低角度界面, 泥岩或泥砾披覆于上, 界面上下岩相组合发生变化23。研究区 Ng5 层 4 级构型界面对应为点坝沉积顶界面, 即点坝砂体与上部天然堤沉积之间的界面。在测井响应上, 自然电位曲线回返明显, 自然伽马增大, 微电极减小且幅度差很小;岩心上以平行层理粉砂岩及纹层状泥岩为主。4 级构型界面附近发育泥岩沉积, 厚度较大, 一般在1.00m 以上。3 级构型界面为巨型底形的加积增生面或前积增生面23, 在研究区为 Ng5 层点坝砂体中单一侧积体分界面, 即侧积层。侧积层测井响应表现为:在箱型或箱型钟型的点坝砂体中, 侧积层发育处自然电位曲线轻微回返,
28、微电极曲线明显回返、幅度差减小, 孔隙度、渗透率等物性参数减小, 自然伽马变大 (见图6) 。在岩心上, 侧积层发育处沉积物粒度相对较细, 岩性多为细粉砂岩或泥岩沉积, 与周围黑色的含油砂岩界限明显。侧积层在点坝中发育, 能延伸至砂体中较深位置 (点坝砂体 厚度处) , 甚至延伸至砂体底部, 其发育与演变符合“涨冲落淤”规律25。根据 3 级界面典型特征, 在研究区 29J254 井岩心上可识别 3 个侧积层。3.3 构型单元单井厚度在河流曲率大于 1.7 时, 河流满岸深度近似等于点坝砂体向上变细旋回厚度13,26。因此, 可根据测井、岩心资料, 识别单一点坝砂体并计算厚度, 从而得到单河流
29、满岸深度。以 29J254 井为例, 进行岩心资料分析, 在 Ng5 层底部为泛滥平原泥岩, 往上为发育块状槽状交错层理中粗砂、中细砂的点坝沉积, 再向上过渡为以细粉砂泥岩为主的天然堤及灰白色泛滥平原泥岩沉积 (见图5) 。根据点坝顶部天然堤底面与点坝底部泛滥平原泥岩顶面之间的高度差值, 确定 29J254 井 Ng5 层的点坝砂体厚度为 8.50m。也可利用单井测井曲线读值的方法 (仅有测井资料时) , 读取点坝砂体正旋回厚度约为 8.50m。利用“河流满岸深度近似等于点坝砂体正旋回厚度”规律, 确定河流满岸深度为 8.50m。在确定河流满岸深度基础上, 根据 3 级界面识别特征, 对 Ng
30、5 层点坝沉积进行精细解剖, 可以识别点坝中的若干个侧积体, 如在 29J254 井共识别 3 个侧积层, 将点坝砂体划分为 4 个单一侧积体单元, 侧积体的厚度为 0.703.80m, 其中最顶部侧积体不是完整沉积体, 厚度薄, 仅为 0.70m。图 6 29J254 井 Ng5 层构型单元及构型界面识别 Fig.6Recognition of architectural elements and bounding surfaces within the unit of Ng5 (well 29J254) 下载原图将河流满岸深度、单一侧积体厚度研究扩展到研究区其他井。单一点坝沉积旋回厚度 (
31、即河流满岸深度) 为 5.9212.68m;点坝砂体内部一般发育 24 个侧积层, 将点坝划分为 35 个侧积体, 单个侧积体的厚度为 1.164.88m。4 构型单元规模在对孤东油田七区西单河道满岸深度、点坝单一侧积体厚度研究基础上, 结合经验公式、定量模式等, 研究 Ng5 层不同级次构型单元, 如单一曲流带、点坝砂体及单一侧积体平面及剖面上的规模, 实现对曲流河储层构型单元的定量表征。表征参数包括单一曲流带宽度 wm、单一点坝体长度 wd、河流满岸深度 h、河流满岸宽度 w、相邻侧积层间距 L、单一侧积体水平宽度 wh等 (见图 7) 。4.1 单一曲流带宽度李阳等12研究七区西 Ng5
32、 层古河流曲率, 根据 Schumm 公式27, 统计研究区储层中粉砂泥质含量, 得到古河流曲率, 七区西 Ng5 层古河流曲率为2.592.96, 是高弯度曲流河12。Leeder M R 分析 107 个河流实例, 研究高弯度曲流河26, 指出在河流曲率大于 1.70 时, 满岸宽度与满岸深度具有较好的指数关系, 可利用河流满岸深度计算满岸宽度, 并提出河流满岸宽度的经验公式12。Lorenz J C 研究单一曲流带宽度与河道满岸宽度关系, 再由河流满岸宽度计算单一曲流带宽度13,28。七区西 Ng5 层古河流曲率为 2.592.96, 大于 1.70, 可根据曲流河参数经验公式26,28
33、计算河流满岸宽度和单一曲流带宽度。图 7 单一曲流带及单一点坝内部不同参数示意 Fig.7Different internal parameters within a single meander belt and a single point bar 下载原图河流满岸深度 h 约等于点坝正旋回砂体厚度 d, 可知河流满岸深度为5.9212.68m, 研究区河流满岸宽度为 105340m, 单一曲流带宽度为 8202 680m, 平均宽度约为 2 080m。4.2 单一点坝砂体长度根据“单一点坝长度与河道满岸宽度具有正相关关系”规律, 研究单一点坝长度。岳大力等研究嫩江月亮泡曲流河段, 对 1
34、9 个曲率大于 1.70 的河段进行满岸河道宽度和单一点坝长度回归分析, 两者具有较好正相关关系, 建立月亮泡曲流河段河流满岸宽度与单一点坝长度经验公式13。李宇鹏等分析松嫩平原与南美洲亚马逊平原现代曲流河宽度与单一点坝长度, 拟合松嫩平原河道宽度与点坝长度关系经验公式29。由河道满岸深度代入经验公式13, 可得研究区单一点坝长度为 5311 530m, 平均为 1 290m;将河道满岸深度代入经验公式29, 可得单一点坝长度为 7071 480m, 平均为 1 230m。不同经验公式计算结果表明:单一点坝长度为 6001 500m, 平均约为 1 250m13;单一点坝厚度为 5.9212.
35、68m29, 从而实现对点坝砂体平面及剖面上的定量表征。4.3 单一侧积体规模结合侧积层发育特征, 对点坝内部单一侧积体进行构型解剖, 对其进行正确的识别与划分, 通过侧积体空间几何关系13或经验公式11确定侧积层倾角, 计算侧积层间距、单一侧积体宽度等参数。可通过平面上废弃河道的识别确定侧积层倾斜方向11, 即侧积方向总由点坝砂体指向废弃河道沉积, 根据文献13确定七区西 Ng5 内部侧积层以“叠瓦状”从东往西倾斜。利用研究区对子井“井距小、易识别同一侧积层”特征, 根据对子井高程差及井间距离, 通过侧积体空间几何关系15计算得到侧积层倾角。需进行标准层顶拉平, 以消除后期构造活动对侧积层高
36、度差的影响13。在研究区挑选 6 对对子井 (井距 3035m) 共 13 组侧积层数据进行倾角计算, 侧积层倾角为 4.09.0, 平均为 5.5。单一侧积体规模参数主要包括侧积层间距和单一侧积体宽度。侧积层间距指相邻两个平行侧积层与砂体顶面的交点间距离, 根据对子井资料推算侧积层间距13。根据相同位置上相邻侧积层间高程差 (所夹侧积体厚度) 与侧积层间距存在的空间几何关系13, 计算相邻的侧积层平面间距为 2546m。单一侧积体水平宽度指单一侧积体在水平面的投影距离。根据 Leeder M R 研究, 单一侧积体水平宽度约为 的河流满岸宽度16。河流满岸宽度为 105340 m, 可得单一
37、侧积体水平宽度为 70.00226.70m。在研究区选取 10 条连井剖面, 结合测井曲线上侧积层识别特征及定量研究成果, 确定侧积体发育的期次与数量。连井剖面上有井位控制的区域, 可利用侧积层发育特征识别并划分侧积层;对于未受井位控制的间距较大的区域, 选取合适的侧积层平面间距作为平均值, 计算点坝砂体中发育侧积体的数量。通过全区 10条连井剖面的分析及对侧积体期次的判断, 认为研究区点坝砂体从东向西依次发育 46 期侧积体。由于每期洪水水动力不同, 不同期次侧积体发育规模也不相同, 侧积层的平面间距及发育保存也存在差异 (见图 8) 。5 储层构型对剩余油的控制作用在油田开发中, 影响水驱
38、开发效果和剩余油分布的主要内在因素是储层非均质性, 非均质性主要受沉积微相及其内部构型控制30。河流相储层中, 不同级次构型界面或细粒构型单元可作为隔层或夹层, 起到封堵原油或隔挡流体流动的作用。侧积层是孤东油田七区西 Ng5 层内部发育的重要界面, 自东向西以“叠瓦状”倾斜, 倾角较小, 在研究区发育频率高。在研究区划分重点解剖区 (简称解剖区) (见图 9) , 以注采完善的井组为对象, 研究储层内部影响剩余油分布及开发的控制因素。图 8 孤东油田七区西 Ng5 层东西向剖面构型单元发育 Fig.8Architectural elements of east-west section wi
39、thin the unit of Ng5in the west 7th block of Gudong oilfiled 下载原图图 9 解剖区内部侧积层平面分布 Fig.9The plane graph of the distribution of lateral-accretion layers within the key area 下载原图侧积层是影响研究区储层剩余油分布的重要因素之一, 解剖区主要发育点坝砂体沉积, 采用“测井响应特征识别”及“侧积层发育模式拟合”方法, 确定实际的侧积层及预测的侧积层。27-274 和 27N274 井是解剖区内一对距离 33 m 的对子井, 2 口
40、井生产数据见表1。由表 1 可知, 27-274 井于 1986 年 6 月投产, 至 1989 年 8 月, 含水率上升至 94.90%, 由于含水率过高而关井停产并转为转注井。27N274 井于 1990 年 6月投入生产, 投产初期含水率为 5.80%。说明 2 口井地下地质状况差别很大, 造成投产状况差异明显。一般情况下, 对子井生产状况差异很大主要受渗流地质差异和渗流隔挡因素影响。这一对对子井距离近且位于同一点坝沉积单元, 砂体相对稳定, 可排除渗流地质差异影响, 出现该差异的主要原因是点坝砂体中侧积层的渗流隔挡作用。由于受侧积层的渗流隔挡影响, 一口井的侧积层一侧点坝中上部砂体水洗作用明显, 而另一口井的中上部砂体几乎未受到水洗作用影响。
