海上三角洲相油田剩余油控制因素及挖潛
——以渤海灣盆地JZ油田為例

顏冠山，劉宗賓，宋洪亮，韓雪芳，王欣然

（中海石油（中國）有限公司天津分公司渤海石油研究院，天津 300459）

0 引言

油田進入高含水、高采出程度和剩余油高度分散的“三高”階段后，油藏中仍然存在大量的動用較弱或者未動用的油層［1-6］。目前，對于該類油田剩余油的認識，局限于“高度分散、局部富集”。研究此類油田剩余油的控制因素，在高含水油田中尋找含水低或者未動用的剩余油分布區(qū)，是實現油田調整挖潛、延緩自然遞減、繼續(xù)保持穩(wěn)產的關鍵，也是“三高”油田開發(fā)地質工作者面臨的重要課題之一［7-8］。

JZ油田位于渤海海域遼東灣坳陷，遼西低凸起的北端，整體為受遼西1號斷層控制的發(fā)育在中生界基底之上的半背斜層狀構造的邊水油藏。邊界斷層附近，次級小斷層發(fā)育，油田內部小斷層基本不發(fā)育。主力開發(fā)層系為東營組東二下段I—Ⅲ油組，發(fā)育典型的三角洲沉積儲層［8-9］，河口壩連片疊置分布，水下分流河道縱橫交叉，表現為以水下分流河道為“骨架”，以河口壩為“肉”的典型三角洲沉積特征。JZ油田目前采用油井與注水井井距200 m、注水井排距采油井排400 m的排狀井網，按油組分注統采的開發(fā)方式。歷經18 a注水（聚）開發(fā)，油田綜合含水率已達85%，采出程度已達25%，進入“三高”階段。目前，尋找和挖掘剩余油潛力分布區(qū)是實現油田調整挖潛和高產穩(wěn)產的重要手段。本文通過對JZ油田剩余油控制因素分析，明確了此類油田剩余油分布規(guī)律，對此類油田的挖潛具有一定的借鑒意義。

1 儲層展布對剩余油的控制

構型研究表明：各單砂體間及內部存在著滲流屏障，使得在小層規(guī)模上看似連通的砂體實際上不連通，導致在小層規(guī)模上看似具有對應注采關系，實際上不具備注采對應關系，從而影響剩余油的分布［10-12］。

1.1 單砂體內部韻律差異

JZ油田東二下段I—Ⅲ油組儲層以三角洲前緣河口壩和水下分流河道砂體為主。開發(fā)井水淹情況統計表明，60%以上的儲層段出現不同程度的水淹，其中，河口壩約占水淹儲層段的65%，水下分流河道約占30%，其他約占5%。研究表明：單一河口壩與水下分流河道砂體由于其韻律特征的差異，在注水驅替過程中，不同單砂體內部剩余油表現為特定的賦存狀態(tài)。

1.1.1 河口壩砂體

單一河口壩砂體由于垂向上呈反韻律或者均質韻律，其內部油水運動規(guī)律主要受頂部高滲層優(yōu)勢通道作用向上運動和水的重力作用向下運動的雙重影響。因此，剩余油表現樣式多，主要為頂、底部剩余油富集。

底部富集型河口壩砂體往往具有較大的滲透率級差，儲層頂部滲透率達到特高滲級別。通過對JZ油田新鉆井水淹層統計分析，JZ油田河口壩砂體中剩余油底部富集型占28%。此類河口壩砂體滲透率級差一般大于 10，頂部滲透率大于 1 000×10－3μm2，注入水主要進入頂部高滲帶，形成底部剩余油富集（見圖1a）。

圖1 JZ油田單成因砂體剩余油縱向分布類型

頂部富集型河口壩砂體滲透率級差小，相對較均質，頂部不能形成高滲層段。通過對JZ油田新鉆井水淹層統計分析，JZ油田河口壩砂體中頂部剩余油富集型占50%。此類河口壩砂體滲透率級差一般小于6，滲透率大于500×10－3μm2，重力在水驅油過程中對剩余油的分布起到決定性作用，導致砂體下部水淹嚴重，形成頂部剩余油富集（見圖1b）。

1.1.2 水下分流河道砂體

水下分流河道砂體垂向上為正韻律，下部物性好。在下部高滲層的優(yōu)勢通道和重力雙重作用下，注入水優(yōu)先在下部形成優(yōu)勢滲流通道，造成水下分流河道砂體頂部易富集剩余油（見圖1c）。通過對水淹層統計分析，水下分流河道砂體頂部剩余油富集型約占84%。

1.1.3 單砂體垂向疊置

水下分流河道和河口壩在沉積過程中不斷遷移疊加，相互疊置切割，形成多種疊置樣式。構型解剖結果表明，砂體垂向疊置樣式中最常見的就是“河道在壩上走”和多期河口壩垂向疊置。剩余油分布表現出單一水下分流河道和河口壩剩余油分布特征的集合，由于水下分流河道砂體滲透性極好，一般水下分流河道的頂部和河口壩驅替較弱（見圖1d）。

1.2 單砂體之間滲流屏障和孤立單砂體

JZ油田主力油層經過先期開發(fā)井和后期多次調整加密，形成了一套400 m×200 m井距的排狀注采井網，大型單砂體內部注采井網相對比較完善。在儲層精細研究的基礎上，對新鉆井水淹情況統計表明，大型單砂體的邊部以未水淹和弱水淹為主。同時JZ油田存在大量的小而薄的不規(guī)則孤立單砂體，此類油砂體分布范圍一般在1個注采井距之內，鉆遇井數少 （一般為1～2口），難以形成完善的注采關系，導致該類油層有采無注，動用程度低，有的單砂體甚至尚未動用。

1.2.1 大型單砂體的邊部

對于較大型的油砂體邊部剩余油較富集的情況，從表面上看，是由井網部署這一工程因素與單砂體分布特點不耦合造成的，實質上仍然是單砂體的平面分布對剩余油的控制作用［13-16］。在油田開發(fā)初期，井網部署是依據當時的井震資料，在油組級別的儲層展布特征認識的基礎上設計的。但隨著井網的加密及對油田認識的深入，研究逐步細化，由最初的油組到單層，特別是細化到單砂體以后，可看出全區(qū)穩(wěn)定分布的砂層組，實則由形態(tài)各異、展布規(guī)律復雜的單砂體橫向拼接、垂向疊置而成（見圖2）。由于不同單砂體間滲流屏障的存在，使得原本看似完善的井網變得不完善，在無井控制的大型單砂體邊部形成剩余油富集區(qū)。

圖2 JZ油田大型單砂體剩余油分布樣式

JZ油田東二下段主力砂體以三角洲前緣河口壩和水下分流河道砂體為主。根據Mail的儲層構型界面劃分理論，利用巖心識別、電測曲線回返、鈣質層等標志進行單成因砂體解剖，解剖結果經過生產動態(tài)資料驗證。研究結果表明，研究區(qū)存在多種單砂體橫向拼接模式，單砂體的拼接處往往發(fā)育鈣質膠結和物性變差的含礫砂巖等物性或巖性的滲流屏障，使各單砂體表現出不同的剩余油分布特征。

以JZ油田東二下段I油組主力層2+3小層為例，該小層橫向分布穩(wěn)定，發(fā)育較大型的河口壩及水下分流河道砂體。對儲層精細解剖發(fā)現，該小層至少可劃分為4個單層，存在多個河口壩的橫向拼接及多期河口壩與水下分流河道的垂向疊置（見圖2）。圖2中D8，D14，D18井的實鉆表明，單成因河口壩邊部及注采對應關系不好的水下分流河道末梢為剩余油富集區(qū)。D8井生產1 a后產油穩(wěn)定（產液量平均289.6 m3/d，產油量平均85.5 m3/d），含水率（平均70.3%）仍明顯低于油田的綜合含水率，取得了較好的挖潛效果。

1.2.2 孤立單砂體

對于一些形態(tài)不規(guī)則或儲量規(guī)模不夠大的單砂體，往往鉆遇井數較少，一般為1～2口。注水井鉆遇此類單砂體由于工程、經濟等原因不能單獨設防砂段，若該單砂體先期無射開生產，一般注水井不射孔，致使該類型單砂體后期只能由天然能量開發(fā)或未動用。此類單砂體即使在井網中有一定的注采關系，但往往只有單向受效的一對一的注采關系，這樣使注采井之間的油層很快被水錐推進，而采油井其他方向基本未驅替，成為動用程度較低的剩余油富集區(qū)。

1.3 儲層層間滲流差異

JZ油田主力油層段垂向上單井平均發(fā)育23.5個單砂體，對各個單砂體的統計發(fā)現，各單砂體的滲透率存在較大差異。同一口井鉆遇的單砂體中，滲透率最小的不到 10×10-3μm2，最大的可以達到 2 000×10-3μm2。對于大段合采中的薄層低滲透單砂體，因其滲透率較低，受垂向單砂體間滲流差異的影響，導致其滲流能力被大大削弱，此類砂體的驅替效率也就很低，形成此類砂體井間剩余油的聚集。此類單砂體剩余油富集是儲層層間滲流差異與現有開發(fā)井網和開發(fā)層系共同作用的結果，其影響因素主要體現在采油井與注水井的層間干擾上。

1.3.1 采油井層間干擾

采油井產出剖面能較好地反映具有不同滲流能力的儲層合層開采時，不同測試段剩余油的多寡［17］。一般物性好、滲流能力強的單砂體，產出剖面含水率高，剩余油分布少；物性較差、滲流能力較差的單砂體，產出剖面含水率低，剩余油相對富集。統計表明，JZ油田層間滲透率級差大于2時，層間動用狀況存在較大差距。表1列舉了JZ油田2口調整井通過有效避射動用較好的砂體的開發(fā)效果。在以油組合采的情況下，物性較差的砂體易受高滲層的干擾，產液產油能力被限制，造成含水率高、產油能力低，有效避射高滲透層后，含水率明顯降低、產油能力顯著提高。

1.3.2 注水井層間干擾

在籠統注水情況下，從表2中C17井Ⅱ油組注入剖面分析可看出：物性較好的砂體吸水能力強，使受效的采油井相應的油層段驅替程度高，新鉆調整井相應的油層段也相對水淹較強；而物性較差的其他層段吸水能力弱或不吸水，使受效采油井中對應的儲層段受效較差甚至不受效，從而形成剩余油相對富集的層段。盡管目前采取了按細分防砂段分注的開發(fā)方式，從工程上最大可能地解決注水井的層間干擾，但仍無法做到對每個砂體剩余油的有效驅替。

表1 避射控水效果統計

表2 C17井Ⅱ油組注入剖面解釋成果

2 微構造對剩余油的控制作用

JZ油田邊界斷層附近次生斷層比較發(fā)育，呈雁列狀分布在邊界斷層附近；同時邊界斷層附近存在多個局部高點，形成局部“小圈閉”。在長期的注水開發(fā)中，小斷層遮蔽和正向微構造影響及油水重力分異作用，造成剩余油的差異富集。

2.1 次生小斷層

前人研究發(fā)現，低級序的小斷層封閉性好，具有滲流阻擋作用［18-19］。JZ油田采用排狀注水（聚）開發(fā)，由于前期地震資料品質差和鉆井資料少，在邊界斷層附近部署開發(fā)井比較謹慎，同時也低估了小斷層對剩余油分布的控制作用。對JZ油田所有的小斷層（斷距小于10 m）兩側注采井注采受效分析表明，受邊界斷層附近小斷層的遮蔽，注入水的波及程度較低，導致小斷層附近動用程度較差。

從圖3斷層兩側砂泥對接可以看出：當砂地比大于50%時，均會形成斷層兩側砂與砂對接的模式；當砂地比小于50%時，斷距大于儲層段厚度，且小于泥巖段厚度時會形成斷層兩側砂泥對接的模式。JZ油田油組平均厚度30～40 m，儲層主要分布在各油組上部薄砂層互層，砂地比5%～20%，小斷層兩側易形成如圖3a中的砂與泥對接。

2.2 油層正向微構造

JZ油田整體為一個沿北東—南西走向的邊界斷層展布的北西高、南東低的半背斜構造，構造較緩。對JZ油田主力油層頂面構造形態(tài)研究發(fā)現，在半背斜構造背景下，發(fā)育有若干閉合高度在10～20 m油層微構造高點（見圖4）。在油田開發(fā)過程中，正向微構造高點受油水重力分異作用的影響，注入水對正向微構造高點的驅替較弱而成為剩余油滯留區(qū)［20-22］。

在邊界斷層附近，受小斷層的遮擋，往往也易形成局部構造高點，在二者的共同作用下，在小斷層的夾持區(qū)域形成剩余油富集區(qū)。針對此類型的剩余油，JZ油田在次生斷層與邊界斷層夾持的微構造高點新實施的D19井，鉆后揭示所有層均為未水淹層，投產后產油量57 m3/d、含水率為41%，含水率明顯低于井區(qū)整體含水率，產油量顯著高于井區(qū)產油水平。

圖3 斷層兩側砂泥對接模式

3 工程因素與儲層的非耦合性

對于孤立薄油層，由于其規(guī)模小，為減小有注無采的風險，一般先期實施的注水井未對其射孔，后期實施的采油井，也只能衰竭開發(fā)或單向受效，油層的動用程度大大降低。

圖4 正向微構造和次生斷層控制剩余油的分布

早期采油井鉆遇的強水淹層或潛在強水淹層，受隔夾層厚度影響，不能單獨設防砂段，故未射孔，而隨著油田含水率的逐漸升高，這些水淹層依舊具有開發(fā)價值。在目前技術條件下，針對JZ油田的井型井況，各防砂段間距要求在10 m以上。為了緩解層間矛盾，個別井組需要在同一油組內設立多個防砂段，隔夾層厚度不夠時就犧牲油層留作防砂隔層。以上因素造成防砂隔層內的油層動用差。

4 剩余油分布模式及挖潛策略

通過以上剩余油控制因素分析，總結出了JZ油田4種剩余油分布模式，并根據油田生產實踐制定了相應的挖潛策略（見圖5）。

1）層間干擾型。JZ油田各油組內隔夾層分布穩(wěn)定，但層間縱向非均質性強，西區(qū)I油組物性最好，東區(qū)Ⅱ油組物性最好。在籠統注水條件下不能實現對每個砂體的有效驅替。目前，在JZ油田通過實施化學驅和智能分注，降水增油效果明顯。為了實現油田未來特高含水階段的控油穩(wěn)水，針對此類剩余油，提出了老井抽稀變交錯行列井網，主力層和非主力層分層系開發(fā)及利用水平井動用較差的非主力層，實現非主力層的有效動用及提高主力層的驅替效率［23-27］。

2）頂部富集型。JZ油田無論是水下分流河道還是河口壩砂體，均以頂部剩余油富集為主。因此，針對此類剩余油，在JZ油田利用有效避射（潛在）水淹層取得了較好的挖潛效果，下一步通過水平井進一步挖潛頂部剩余油。

3）砂體差異型。由于各單砂體間及內部存在著阻礙流體運動的滲流屏障，造成各單砂體內部剩余油的富集，此類剩余油主要分布在無井控制的大型單砂體的邊部（水下分流河道的末梢、河口壩的邊部）。針對此類剩余油，通過完善邊部井網，提高整體動用程度。

4）平面動用差異型。平面上受小斷層遮蔽和正向微構造影響及油水重力分異作用造成的剩余油，在小斷層夾持的高部位形成剩余油的富集。針對此類剩余油，利用非規(guī)則井網在小斷層夾持區(qū)域部署調整井，實現剩余油的挖潛。

圖5 JZ油田剩余油分布模式

5 結論

1）對于單砂體，平面上剩余油主要分布在大型單砂體的邊部及薄的孤立砂體；縱向上主要分布在滲透率級差小于10的反韻律砂體上部及正韻律型砂體的中上部。

2）局部微構造高點和低砂地比條件下的次生小斷層導致的斷層兩側砂泥對接，使得油水在驅替過程中受重力作用重新分異，造成局部“小圈閉”中剩余油的差異富集。

3）油層未射孔等工程因素造成井網暫時性的與儲層因素不耦合，使得井網對地質儲量控制作用減弱，也是影響剩余油分布的重要因素之一。

4）通過對JZ油田多年生產動態(tài)分析，總結了該油田4種主要剩余油分布模式，并對不同類型的剩余油提出了相應的挖潛策略。