渤海A 油田厚油層剩余油地質(zhì)主控因素研究及應(yīng)用

劉玉娟，張 靜，張倩萍，鄭 彬，瞿朝朝

（中海石油（中國）有限公司天津分公司，天津 300459）

油田開發(fā)中后期，查明剩余油分布的主控因素對制定油田后續(xù)調(diào)整方案及挖潛策略有著非常重要的意義[1]。剩余油控制因素一般包括地質(zhì)因素和開發(fā)因素兩大類，地質(zhì)因素從根本上導(dǎo)致了剩余油的形成和富集，包括沉積微相、儲層非均質(zhì)性和構(gòu)造等因素；開發(fā)因素從外部影響了油田的注采效果，包括注采井網(wǎng)、層系劃分、射孔井段、注采強度等因素，多種因素相互作用、相互影響。本文以渤海A 油田為例，分析厚層油藏剩余油地質(zhì)主控因素，并指導(dǎo)后續(xù)挖潛。

1 油田概況

A 油田是渤海典型的厚層油藏，屬于在古潛山背景上發(fā)育起來的受邊界大斷層控制的斷裂半背斜構(gòu)造，主要發(fā)育辮狀河三角洲前緣亞相，主力油組儲層垂向上表現(xiàn)為多期砂體疊置，單層厚度大（最大單層厚度可達67 m）；平面上受沉積展布及潛山古地貌的影響較大，儲層橫向變化大，平面上分布不均。A 油田經(jīng)過15 年高速開發(fā)，已經(jīng)進入“雙高”階段。經(jīng)過多次調(diào)整，現(xiàn)階段剩余油分布極為分散，弄清剩余油分布規(guī)律及主控因素對油田后續(xù)穩(wěn)油控水深度挖潛有著非常重要的意義。

2 水淹特征

分析A 油田近年來加密調(diào)整井油層水淹程度發(fā)現(xiàn)，調(diào)整井實鉆油層水淹厚度比例已達73.8%，即大多數(shù)油層已經(jīng)水淹，這與油田處于雙高階段也是匹配的。對A 油田水淹砂體的水淹部位與水淹強度進行分析，揭示油田水淹特征較為復(fù)雜[2]。根據(jù)砂體水淹部位與水淹強度，A 油田厚油層水淹類型可分為上部水淹、中部水淹、下部水淹、整層均勻水淹及分段水淹五種（見圖1）。所有水淹砂體中，下部水淹類型的砂體厚度占比最大，占水淹砂體總厚度的42.9%，均勻水淹次之，砂體厚度占比25.4%。分析五種水淹類型的砂體個數(shù)，均勻水淹砂體個數(shù)較多，占比47.5%，下部水淹次之，砂體個數(shù)占比29.4%。從單井水淹砂體水淹情況來看，A 油田油層驅(qū)替相對均衡，而剩余油主要分布于厚油層頂部。

圖1 A 油田5 種水淹類型

3 剩余油地質(zhì)主控因素

地質(zhì)因素從根本上導(dǎo)致了剩余油的形成和富集。結(jié)合厚油層水淹規(guī)律，提出A 油田3 類8 種剩余油地質(zhì)主控因素，分別為垂向沉積（隔夾層、韻律性、砂體厚度）、橫向沉積（巖性尖滅、物性差異、微相接觸面）、構(gòu)造（斷層封閉帶、構(gòu)造幅度）。

3.1 垂向沉積

3.1.1 隔夾層 隨著注水油田進入高含水和高采出程度的“雙高”階段，隔夾層對于剩余油的分布影響日益顯著。隔夾層對流體滲流具有遮擋作用，可以阻止注入水的垂向運移，從而影響儲層水淹的發(fā)育部位和發(fā)育程度，是影響厚油層縱向水淹的主要因素[3]。在層內(nèi)發(fā)育有連續(xù)穩(wěn)定的巖性或物性夾層的情況下，在緊靠夾層的下部或夾層之間物性相對較差的區(qū)域形成一定剩余油分布，由于隔夾層的存在造成油井多段水淹。

A 油田厚油層剩余油分布規(guī)律受隔夾層影響顯著。以A23 井區(qū)Ⅱ油組為例（見圖2），1 小層橫向連通性好，層內(nèi)無夾層封隔，調(diào)整井C21 井頂層剩余油富集；1、2 小層間發(fā)育1 m 泥質(zhì)夾層，由于夾層的垂向隔擋，夾層下部剩余油較富集。對于這類剩余油有針對性地射孔才能有效動用。

圖2 A23 井區(qū)夾層垂向遮擋型剩余油模式

3.1.2 韻律性 韻律性是指縱向上的微觀巖石學(xué)特征變化而引起的儲集層物性在垂向上的變化規(guī)律。韻律性不同，其水淹模式也不同。A 油田主力油組早期以反韻律的席狀砂、河口壩沉積為主，沉積晚期以正韻律、均質(zhì)韻律及相對均質(zhì)復(fù)合韻律的水下分流河道為主，砂體層內(nèi)非均質(zhì)性不強。通過對近年來實施的調(diào)整井單個韻律油層水淹特征分析，無論正、反韻律還是均質(zhì)韻律油層，若縱向上儲層物性差異較小，其水淹部位大多趨向于單韻律儲層的中下部（見圖1（b）、1（c））。而對于縱向上儲層物性差異較大的反韻律儲層，注入水沿高滲層驅(qū)動，中上部水淹較強（見圖1（a））。

3.1.3 砂體厚度 砂體厚度對剩余油分布也存在影響，油層越厚，重力分異越明顯。A 油田油層厚度超過10 m 的水淹砂體重力作用明顯，多以下部水淹為主，占比57.1%。厚度相對較薄的油層，一般分兩種情況，（1）主力油組內(nèi)因厚層局部發(fā)育不穩(wěn)定隔夾層而形成的薄砂層，此類薄層橫向連通較好，由于厚度薄重力作用不明顯，驅(qū)替相對均勻形成整層均勻水淹，如主力油組內(nèi)油層厚度小于5 m 的水淹砂體，均勻水淹類型占比74.2%；（2）非主力薄油層，如天然堤等，此類砂體厚度薄、物性差、連通性差，儲層因吸水能力差造成驅(qū)替效果差，基本未水淹而形成剩余油。由此可見主力油組厚層頂部型剩余油及非主力薄層是后續(xù)挖潛的重點[4]。

3.2 橫向沉積

隨著河流的分叉改道以及河口壩的形成，不同成因類型的砂體橫向尖滅，分流河道砂體與河口壩砂體彼此切割，形成復(fù)雜的切疊關(guān)系。尤其是水下分流河道邊部砂體，厚度較薄，尖滅快。同時，受沉積條件及壓實作用的控制，儲層砂體尖滅方向物性變差。這些區(qū)域一般難以形成有效的注采對應(yīng)關(guān)系，水洗程度低，為剩余油滯留區(qū)[5，6]。

3.2.1 巖性尖滅 在某類微相或微相組合砂體尖滅部位，可能向沉積前方（向湖）尖滅，也可能向側(cè)緣尖滅，由于巖性尖滅遮擋造成流體滯留而形成的剩余油。砂體和泥巖接觸帶具有天然的滲流屏障，阻礙了流體的流動和交換，影響了水驅(qū)效果，導(dǎo)致沉積前方或邊部剩余油較多。另外，A 油田是古潛山背景上發(fā)育的辮狀河三角洲沉積，潛山圍區(qū)因潛山遮擋造成巖性變化，油層驅(qū)替方向受限也會形成剩余油富集。以A14 井區(qū)Ⅱ油組3 小層為例，注水井A14 井3 小層發(fā)育水下分流河道沉積，儲層厚度大、物性好，而位于河道側(cè)緣A9 井3小層儲層基本尖滅。由于井間巖性尖滅，井間加密調(diào)整井C5 井整體水淹較弱，剩余油富集（見圖3）。

圖3 A14 井區(qū)巖性尖滅型剩余油模式

3.2.2 物性差異 儲層物性差異與驅(qū)油效率和剩余油分布具有相關(guān)關(guān)系，通常儲層物性好的地方驅(qū)油效率高剩余油少，儲層物性較差的地方驅(qū)油效率低剩余油殘留在地層中不易被開采出來。A 油田三角洲前緣亞相沉積中水下分流河道及河口壩微相為骨架砂體，物性相對較好的砂巖分布受水下分流河道位置及方向控制，砂體展布具明顯的方向性。以A43 井區(qū)Ⅱ油組1小層為例，注水井A43 與采油井A22 井均為水下分流河道沉積，儲層發(fā)育物性好，滲透率均超過600 mD，為優(yōu)勢注采方向，驅(qū)替效果較好。而往水下分流河道沉積邊緣方向，由于儲層物性變差，易形成剩余油。調(diào)整井C26 井實鉆情況證實了這一結(jié)論，該井1 小層儲層變薄，質(zhì)量變差，滲透率230 mD，油層未水淹（見圖4）。

圖4 A43 井區(qū)儲層物性差異型剩余油模式

3.2.3 微相接觸面 指因微相間沉積界面的存在，接觸面兩側(cè)砂體物性、韻律、結(jié)構(gòu)等特征存在差異而成剩余油。分為2 種類型：（1）同相接觸型：指同一微相不同單砂體之間因接觸面差異形成的剩余油；（2）異相接觸型：指不同微相接觸面差異而成的剩余油。一般來講，單砂體不同的平面接觸關(guān)系反映了砂體的連通程度，單砂體的側(cè)向接觸模式通過影響注水見效時間，來達到對剩余油分布規(guī)律的控制。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(wǎng)變得不完善，在無井控制的單砂體邊部形成剩余油富集區(qū)。

3.3 構(gòu)造

構(gòu)造影響剩余油分布，主要由構(gòu)造導(dǎo)致的儲層起伏和錯斷引起。

3.3.1 斷層封閉帶 地層被斷層切割會導(dǎo)致斷層兩側(cè)地層砂體中的流體被斷層遮擋而無法自由流動，往往會形成注入水驅(qū)替不到或水驅(qū)很差的水動力滯留區(qū)，這類滯留區(qū)即為剩余油富集區(qū)。A 油田為斷裂半背斜構(gòu)造，區(qū)內(nèi)斷層發(fā)育，除邊界斷層外，斷塊內(nèi)部斷層延伸長度以小于1 km 為主，斷距以小于20 m 為主，走向以近東西向和北東向為主。開發(fā)初期斷層基本封堵，封閉類型主要為巖性對接和泥巖涂抹封閉。開發(fā)中后期，部分斷層不封堵發(fā)生滲漏。由于斷層的錯斷和封閉作用，斷層兩側(cè)的砂體連續(xù)性發(fā)生中斷，流體滲流也被阻斷，造成剩余油在斷層附近富集。

3.3.2 構(gòu)造幅度 油田注水開發(fā)，注入水會影響油藏原始油水平衡系統(tǒng)，受油層構(gòu)造起伏、微構(gòu)造、重力的影響，在構(gòu)造幅度較平緩的地區(qū)，受沉積微相影響物性較好的地方油氣優(yōu)先被驅(qū)替，剩余油富集在物性較差的地方；而在構(gòu)造幅度較大、或微構(gòu)造較為突出的地方，流體受重力分異作用影響，構(gòu)造低部位形成水驅(qū)優(yōu)勢通道，構(gòu)造高部位非優(yōu)勢通道區(qū)域水驅(qū)波及范圍小，加之油氣向上運移，構(gòu)造高部位剩余油較富集。A 油田數(shù)模各小層剩余含油飽和度圖顯示各層構(gòu)造高部位剩余油富集程度均高于構(gòu)造腰部及低部位。

4 剩余油分布規(guī)律及挖潛實踐

結(jié)合油田水淹規(guī)律和剩余油地質(zhì)主控因素分析，A 油田厚油層剩余油分布規(guī)律有兩方面：平面上主要受封閉斷層、潛山遮擋、沉積微相等因素影響，剩余油主要富集在斷層封閉帶、沉積邊部以及潛山圍區(qū)巖性尖滅帶；縱向上，主要受韻律、隔夾層及厚度等因素影響，剩余油主要富集于厚層砂體頂部，或夾層的下部。根據(jù)不同的剩余油分布模式采用不同的挖潛策略。

基于厚層頂部及沉積接觸面的剩余油挖潛：A49井區(qū)厚層頂部剩余油富集，且A49-A35 注采井間存在同相沉積接觸面，在兩支分流河道單砂體接觸面附近油層頂部部署水平井X1H 井挖潛剩余油。該井投產(chǎn)后產(chǎn)能較高，初期日產(chǎn)油平均68 m3（見圖5），為周邊老井的2 倍。

圖5 A49 井區(qū)調(diào)整井X1H 井生產(chǎn)曲線

基于斷層封閉帶的剩余油挖潛：在邊界斷層與伴生斷層夾持的A19 井區(qū)高部位部署1 口定向采油井X2，該井實鉆水淹程度較弱，證實剩余油富集。X2 井投產(chǎn)后生產(chǎn)形勢良好，初期平均日產(chǎn)油139 m3（見圖6），含水率僅10.0%，之后雖然含水突破，通過控水穩(wěn)油措施，產(chǎn)量仍維持在50 m3左右，取得較好挖潛效果。

圖6 A19 井區(qū)調(diào)整井X2 井生產(chǎn)曲線

5 結(jié)論及認識

（1）剩余油分布受很多因素控制，一般包括地質(zhì)因素和開發(fā)因素兩大類，地質(zhì)因素從根本上導(dǎo)致了剩余油的形成和富集。

（2）A 油田厚油層剩余油地質(zhì)主控因素包括3 類8 種地質(zhì)控因，主要為垂向沉積（隔夾層、韻律性、砂體厚度）、橫向沉積（巖性尖滅、物性差異、微相接觸面）、構(gòu)造（斷層封閉帶、構(gòu)造幅度）。

（3）A 油田厚油層剩余油平面上主要富集在斷層封閉帶、沉積邊部以及潛山圍區(qū)巖性尖滅帶；縱向上剩余油主要富集于厚層砂體頂部或夾層的下部。