基于儲(chǔ)層構(gòu)型的剩余油精細(xì)表征方法及挖潛策略
——以渤海L 油田東營(yíng)組東二下亞段油層為例

鄭 彬，廖新武，劉宗賓，劉玉娟，張 靜，閆志明

（1.中海石油（中國(guó)）有限公司天津分公司，天津300452；2.東北石油大學(xué)石油工程學(xué)院，黑龍江大慶163318）

進(jìn)入“十三五”以來，隨著注水開發(fā)的深入，渤海油田2006 年之前投產(chǎn)的主力油田大多數(shù)已進(jìn)入了中高含水期，出現(xiàn)了產(chǎn)量遞減快、含水上升快等現(xiàn)象，加強(qiáng)剩余油精細(xì)表征是油田后期調(diào)整挖潛的重要方式。海上油田鉆井資料、測(cè)試資料等相對(duì)較少，要準(zhǔn)確描述剩余油分布非常困難，更需要開展儲(chǔ)層精細(xì)地質(zhì)研究來指導(dǎo)剩余油精細(xì)挖潛。

嚴(yán)科等[1]綜合利用重礦物組合法、砂巖分析法和砂體形態(tài)分析法，明確了單期砂體的物源方向及分布規(guī)律，選擇最佳解剖方向，描述了水下分流河道和河口壩砂體的內(nèi)部結(jié)構(gòu)特征。盧亞濤[2]通過對(duì)辮狀河道、心灘、河漫灘三種沉積微相進(jìn)行研究，認(rèn)為心灘砂體內(nèi)部構(gòu)型相對(duì)復(fù)雜，控制的剩余油較多。封從軍等[3-4]結(jié)合現(xiàn)代淺水三角洲沉積模式，對(duì)三角洲前緣水下分流河道單砂體內(nèi)部構(gòu)型進(jìn)行了精細(xì)解剖，水下分流河道內(nèi)部構(gòu)型要素主要分為前積層和前積體2 種，前積層可分為保留型、破壞型和混合型，前積體可分為進(jìn)積型、退積型和加積型。石好果等[5]在地層精細(xì)劃分的基礎(chǔ)上，對(duì)侏羅系沉積期古地貌進(jìn)行了恢復(fù)，建立了侏羅系沉積模式，還原了該時(shí)期的巖相古地理。李志華等[6]對(duì)167 口井的測(cè)井曲線進(jìn)行了分類，建立了測(cè)井相模板。劉海等[7-8]從儲(chǔ)層構(gòu)型角度建立了沉積模式，以對(duì)儲(chǔ)層構(gòu)型進(jìn)行精細(xì)刻畫，對(duì)構(gòu)型控制下的剩余油分布特征進(jìn)行分析，并指明挖潛方向。馬成龍等[9-11]遵循點(diǎn)-線-面的沉積微相分析原則，對(duì)遼河坳陷杜84 塊構(gòu)造區(qū)館陶組的沉積微相類型及特征進(jìn)行了詳細(xì)研究。田博等[12]在三角洲相儲(chǔ)層構(gòu)型理論指導(dǎo)下，應(yīng)用新鉆井巖心、水淹等資料，對(duì)油田開展精細(xì)解剖，明確了構(gòu)型要素的空間接觸關(guān)系，提出一種基于構(gòu)型表征的注采連通程度定量分類方法，并對(duì)剩余油進(jìn)行研究。

本文以L 油田為研究對(duì)象，利用巖心、測(cè)井、地震、生產(chǎn)動(dòng)態(tài)等資料，運(yùn)用高分辨率層序地層學(xué)、地震沉積學(xué)等方法，開展基于古地貌研究的沉積模式再認(rèn)識(shí)，在沉積模式指導(dǎo)下，分區(qū)帶開展儲(chǔ)層構(gòu)型研究，指導(dǎo)油田剩余油精細(xì)表征，并提出挖潛策略。

1 油田概況

渤海L 油田位于渤海遼東灣海域，為在古潛山背景下發(fā)育起來的斷裂半背斜構(gòu)造油藏。自上而下發(fā)育第四系平原組、新近系明化鎮(zhèn)組和館陶組、古近系東營(yíng)組以及古生界地層，其中東營(yíng)組東二下亞段(簡(jiǎn)稱東二下段)為主力含油層系，自上而下發(fā)育Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ、Ⅳ油層組，其中Ⅱ、Ⅲ為主力油層組。東二下亞段沉積時(shí)期，區(qū)域湖盆整體處于湖盆斷陷期，湖平面不斷上升，整體處于基準(zhǔn)面上升旋回階段，但由于研究區(qū)靠近盆地邊部，受區(qū)域西北方向物源的控制，而發(fā)育辮狀河三角洲前緣沉積，受潛山基底、斷層及湖平面變化的影響，地層及儲(chǔ)層厚度變化較大。油田儲(chǔ)層平均厚度89.4 m，儲(chǔ)層孔隙度主要分布在27%～35%，滲透率主要分布300～3 000 mD，為高孔中高滲儲(chǔ)層。油田2005 年投入開發(fā)，從初期內(nèi)部加密，到變井網(wǎng)、轉(zhuǎn)流線，在歷經(jīng)多輪次調(diào)整后，目前油田已進(jìn)入高含水、高采出程度階段，平面剩余油分布零散，縱向水淹規(guī)律異常復(fù)雜，剩余油主控因素不清、分布不明，使油田挖潛難度越來越大，是海上油田開發(fā)急需解決的問題。

2 儲(chǔ)層構(gòu)型精細(xì)解剖

厚油層沉積、構(gòu)型等精細(xì)地質(zhì)研究是油田開發(fā)至中后期剩余油表征的重要基礎(chǔ)，為此開展了沉積模式、儲(chǔ)層構(gòu)型及砂體連通關(guān)系研究。

2.1 辮狀河三角洲前緣“三朵葉體”沉積模式

沉積環(huán)境及沉積類型不但控制著砂體宏觀分布，更制約其內(nèi)部構(gòu)成樣式。原認(rèn)為本區(qū)是大面積連片的厚層辮狀河三角洲前緣沉積，但從層序、古地貌、沉積特征、微相與砂體展布及內(nèi)部構(gòu)成等方面綜合研究提出了具有差異的辮狀河三角洲前緣“三朵葉體”沉積模式。

由于古地貌在一定程度上控制著沉積體系的類型與展布以及層序的形成，為此可以通過古地貌研究還原沉積時(shí)古構(gòu)造格局，重塑古物源系統(tǒng)，明確物源區(qū)、搬運(yùn)通道及沉積與砂體分布格局。Ⅰ-Ⅳ油層組內(nèi)部不存在地層不整合面，且區(qū)內(nèi)皆為三角洲前緣亞相，為此通過井震層位標(biāo)定、追蹤、等T0時(shí)差圖、開發(fā)井地層厚度校正等，恢復(fù)了東二下段II油層組沉積時(shí)期古地貌。并揭示該時(shí)期古地貌復(fù)雜，表現(xiàn)為北西部陡坡帶、南部緩坡帶、東南部潛山隆起帶、北東部平緩帶（見圖1），古地貌復(fù)雜、變化大。

圖1 渤海L 油田II 油層組沉積時(shí)古地貌Fig.1 Paleogeomorphologic map of sedimentary time of II oil layer group in Bohai L oilfield

在古地貌研究基礎(chǔ)上，通過井震結(jié)合小層劃分對(duì)比、沉積相、砂體分布、正演模擬等方法進(jìn)行沉積再認(rèn)識(shí)，確定研究區(qū)平面上原連片分布的厚層辮狀河三角洲前緣砂體可分為南、中、北部3 個(gè)朵葉體（見圖2），且具有不同的古地貌、沉積及構(gòu)型等特征。

圖2 渤海L 油田辮狀河三角洲前緣“三朵葉體”及砂體平面展布模式Fig.2 Three lobes of braided river delta front and the plane distribution pattern of sand body in Bohai L oilfield

南部朵葉體位于研究區(qū)南部緩坡帶，后端處于北西大斷層的南末端，前端(東南部)下部被潛山隆起帶遮擋，兩者間為緩坡帶，構(gòu)造相對(duì)平緩，三角洲次分支發(fā)育于此，物源供給速率和可容納空間變化率近似，厚砂體以“垂向加積型”為主，構(gòu)成三角洲次要朵葉體，成為本區(qū)主要儲(chǔ)集區(qū)；中部朵葉體發(fā)育于西北部的陡坡帶，前端(東南部)呈半敞開式，無潛山隆起帶遮擋，三角洲主分支發(fā)育于此，物源供給充沛，且古地貌最低，可容納空間及坡度最大，形成面積大、厚度大、垂向切疊嚴(yán)重的以“前積型”為主的厚砂體，構(gòu)成三角洲主朵葉體，成為本區(qū)最主要儲(chǔ)集區(qū)；北部朵葉體位于北部平緩帶，古地貌稍高，為三角洲邊部，構(gòu)成三角洲最小朵葉體，砂體以“垂向加積型”為主。由此建立了辮狀河三角洲前緣“三朵葉體”沉積模式（見圖2）。

2.2 儲(chǔ)層構(gòu)型解剖

厚油層儲(chǔ)層構(gòu)型解剖首先建立在厚油層內(nèi)部單砂體（其底界面為5 級(jí)構(gòu)型界面）劃分與精細(xì)對(duì)比基礎(chǔ)上，即充分利用巖心及測(cè)井資料，依據(jù)隔夾層、（沖刷面或突變面等）沉積界面、沉積旋回、典型獨(dú)立單砂體厚度等在單井垂向上開展厚砂體內(nèi)部5、4級(jí)構(gòu)型界面識(shí)別與劃分；并在井井標(biāo)志層、沉積旋回對(duì)比及井震層位標(biāo)定與追蹤控制下，進(jìn)行厚砂體內(nèi)部5 級(jí)界面井井對(duì)比與統(tǒng)層，由此建立了L 油田Ⅱ油組4 小層7 個(gè)單元的高精度等時(shí)地層格架，將厚砂體內(nèi)部垂向上劃分為多期單砂體。再根據(jù)測(cè)井微相模式及各井測(cè)井曲線識(shí)別沉積微相類型，得到各單元平面微相分布。由此將厚砂體內(nèi)部劃分為垂向多期、平面多微相的5 級(jí)界面構(gòu)型模式。

通過構(gòu)型解剖，形成了不同級(jí)次構(gòu)型界面識(shí)別及刻畫技術(shù)，勾勒出油田不同構(gòu)型單元在平面上展布規(guī)模及疊置樣式，總結(jié)出L 油田厚層砂體垂向上發(fā)育切疊式、接觸式、分離式3 種砂體疊置構(gòu)型樣式。①切疊式疊置砂體主要發(fā)育于水動(dòng)力強(qiáng)，后期水下分流河道對(duì)早期沉積砂體沖刷，形成切疊式砂體，在測(cè)井曲線上表現(xiàn)為兩套砂體之間存在高伽馬、高阻、高密度的底部滯留砂礫巖或呈厚層箱型（見圖3（a））；②接觸式疊置砂體主要發(fā)育于水動(dòng)力較強(qiáng)-中，兩期砂體之間普遍存在較薄的泥巖、粉砂質(zhì)泥巖或泥質(zhì)粉砂巖，測(cè)井曲線上表現(xiàn)為伽馬，電阻率存在一定程度的回返（見圖3（b））；③分離式砂體沉積時(shí)水動(dòng)力相對(duì)較弱，兩期砂體之間有一定厚度的泥巖分割，測(cè)井曲線上表現(xiàn)為兩個(gè)分離的鐘形或箱型特征（見圖3（c））。

圖3 渤海L 油田厚層砂體內(nèi)部垂向砂體疊置構(gòu)型樣式Fig.3 Vertical sand body superimposition pattern in thick sand body of Bohai L oilfield

平面上發(fā)育切割式、對(duì)接式、相變式、分離式4種砂體對(duì)接構(gòu)型樣式：①切割式砂體為處于同一平面上的后期砂體側(cè)向切割早期砂體而形成平面復(fù)合砂體，存在井間可追蹤對(duì)比的界面，可通過測(cè)井曲線形態(tài)、加密調(diào)整井鉆后水淹情況等特征進(jìn)行識(shí)別，砂體之間連通關(guān)系較好；②對(duì)接式砂體接觸關(guān)系為兩個(gè)砂體側(cè)向?qū)哟罱?，砂體之間存在一定的連通關(guān)系，是油田內(nèi)最主要的砂體接觸關(guān)系，水平段鉆遇砂體界面可見差油層或曲線突變；③相變式接觸關(guān)系為由一種相平面?zhèn)茸優(yōu)榱硪环N相，如河道砂體之間側(cè)變?yōu)楹涌趬位蛳癄钌暗任⑾?，相變處以粉砂巖或泥質(zhì)粉砂巖為主，砂體之間具有弱連通，該類占比較少；④分離式接觸關(guān)系為兩個(gè)砂體之間具有明顯的間灣泥巖，砂體不連通，油田范圍內(nèi)占比較小，主要發(fā)育在Ⅱ油組4 小層。

L 油田南部、北部朵葉體，前后期砂體以垂向加積型構(gòu)型為主（見圖4），層間物性?shī)A層和泥質(zhì)夾層較發(fā)育，縱向上砂體疊置樣式以接觸式為主（圖4 中A7、C1 井），局部為切疊式（圖 4 中 A33 井）；中部前積型朵葉體，因?yàn)槿侵拗髦w能量強(qiáng)，致使早期砂體受晚期水下河流沖刷較嚴(yán)重，隔夾層不發(fā)育，縱向砂體疊置樣式以切疊式為主。

圖4 渤海L 油田厚砂體內(nèi)部垂向加積構(gòu)型及加密井剩余油垂向分布類型Fig.4 Vertical aggradation architecture of thick sand body and vertical remaining oil type in infill wells in Bohai L oilfield

平面上，Ⅱ油組沉積早期研究區(qū)離岸較遠(yuǎn)、水體較深、粗碎屑較難到達(dá)，以薄層砂為主，平面上以孤立式和相變式為主；中、晚期，沉積填淺、離岸較近、水下分流河道至此，砂體沉積范圍不斷擴(kuò)大，平面砂體接觸關(guān)系以河道與河道的接觸式為主，局部區(qū)域發(fā)育相變式或切割式（見圖5）。

圖5 渤海L 油田II-1-1 單層沉積微相圖Fig.5 II-1-1 single sedimentary microfacies in Bohai L oilfield

2.3 砂體連通關(guān)系

結(jié)合加密井水淹層測(cè)井解釋、示蹤劑、油水井動(dòng)態(tài)響應(yīng)關(guān)系等動(dòng)態(tài)資料，在儲(chǔ)層構(gòu)型精細(xì)解剖的基礎(chǔ)上，建立了不同構(gòu)型單元在不同接觸關(guān)系下的注采連通程度分類標(biāo)準(zhǔn)。依據(jù)辮狀河三角洲相沉積模式，相關(guān)注水井與采油井在平面的相帶接觸關(guān)系總共可劃分為三類（見圖6）。（1）一類連通：注采井位于河道同一相帶內(nèi)部，注采對(duì)應(yīng)關(guān)系好，其間加密的生產(chǎn)井水淹程度較強(qiáng)，驅(qū)油效率較高；（2）二類連通：注采井分別位于河道或壩等不同相帶以及不同壩內(nèi)部，注采對(duì)應(yīng)關(guān)系較好，其間加密的生產(chǎn)井水淹程度較一類接觸減弱，有一定的剩余油分布；（3）三類連通：注采井分別位于壩主體及河道邊緣相帶內(nèi)部或者均位于河道邊緣內(nèi)部等，由于河道邊緣以及席狀砂等沉積物性較差，導(dǎo)致注采對(duì)應(yīng)關(guān)系變差，其間加密的生產(chǎn)井水淹程度較低，剩余油最為富集，且主體相帶與邊緣相帶物性差異越大，剩余油飽和度越高，剩余油富集區(qū)域越大。

圖6 渤海L 油田不同構(gòu)型單元平面注采接觸模式Fig.6 Different plane configuration unit injection-production contact pattern in Bohai L oilfield

注采連通程度由好到差依次為：一類連通、二類連通、三類連通。因此，油田進(jìn)入高含水期后，對(duì)于主力相帶砂體而言，注采對(duì)應(yīng)關(guān)系較好，動(dòng)用程度較高；對(duì)于非主力的邊緣相帶而言，注采對(duì)應(yīng)關(guān)系較差，動(dòng)用程度較低。

3 剩余油精細(xì)表征及挖潛

3.1 剩余油主控因素分析

根據(jù)實(shí)鉆井情況及數(shù)值模擬研究，影響L 油田大厚層剩余油分布規(guī)律有兩方面：第一平面矛盾，主要受斷層、潛山、沉積微相等因素影響，剩余油主要富集在斷層附近、沉積邊部、潛山圍區(qū)；第二層內(nèi)矛盾，主要受韻律、重力作用及物性?shī)A層等因素影響，剩余油主要富集于砂體頂部，如C1 加密井井Ⅱ1a、1b 單元為 2 期砂體垂向疊置的厚砂層，C1、A7 井為接觸式疊置而存在泥質(zhì)夾層，A33 井為切疊式疊置而無夾層，當(dāng)A33 井在厚層砂上中下部射孔并注水后，注入水由A33 井向A7 井方向推進(jìn)的驅(qū)油過程中，因注入水重力作用而逐漸下沉，在遠(yuǎn)離A33井的C1 井處致使厚砂層頂部未水淹、底部強(qiáng)水淹（見圖4），若在注采井的厚層砂中部存在泥質(zhì)薄夾層，可出現(xiàn)2 段頂部未水淹、底部強(qiáng)水淹。

3.2 剩余油賦存模式

基于儲(chǔ)層構(gòu)型解剖成果，結(jié)合剩余油主控因素分析及調(diào)整井實(shí)鉆水淹結(jié)果，建立了平面尖滅型、切疊河道-頂部富集型、接觸河道-頂部富集型、切疊相變富集型、接觸相變富集型5 種剩余油賦存模式（見圖7）。

圖7 渤海L 油田剩余油賦存模式Fig.7 The occurrence pattern of remaining oil in Bohai L oilfield

3.3 挖潛策略及效果

基于剩余油賦存模式研究，制定了“連通分級(jí)、精細(xì)注水，大小結(jié)合、分區(qū)挖潛”的策略。針對(duì)油田內(nèi)部部分井區(qū)油水井間注水受效差以及部分層注入水單層突進(jìn)含水高等問題，結(jié)合單砂體平面連通關(guān)系分級(jí)研究成果，針對(duì)性的分層調(diào)控優(yōu)化注水，且針對(duì)不同剩余油分區(qū)帶賦存模式進(jìn)行挖潛。

3.3.1 優(yōu)化注水 對(duì)于高含水老井及新投產(chǎn)的高含水調(diào)整井，通過減少一類連通層注水量，強(qiáng)化二、三類連通層的注水量，老井降水增油效果明顯。以A35 井組為例，周邊老井均已處于高含水期，基于儲(chǔ)層構(gòu)型解剖及連通關(guān)系分級(jí)研究成果，通過分層調(diào)配，降低一類連通關(guān)系的第一防砂段注水量，減少無效或低效驅(qū)替，增加二類連通關(guān)系的第三防砂段注水量，強(qiáng)化動(dòng)用程度較差區(qū)域驅(qū)替，降水增油效果明顯，日增油83 m3（見圖8）。

圖8 渤海L 油田A35 井組注采曲線Fig.8 Injection and production curve of A35 well group in Bohai L oilfield

3.3.2 調(diào)整挖潛 對(duì)于南部加積型朵葉體，縱向隔夾層相對(duì)發(fā)育，層間矛盾突出，平面上受沉積微相、斷層、潛山等影響井網(wǎng)不完善，流場(chǎng)較弱，部署定向井進(jìn)行挖潛；對(duì)于中部進(jìn)積型朵葉體，整體井網(wǎng)完善，流場(chǎng)較強(qiáng)，隔夾層不發(fā)育，縱向滲流作用較強(qiáng)，剩余油主要富集于砂體頂部及相變砂體的邊緣，通過部署水平井挖潛砂體頂部剩余油。

在挖潛策略指導(dǎo)下，近兩年針對(duì)南部朵葉體平面尖滅型剩余油賦存模式，共部署了8 口定向井進(jìn)行挖潛，針對(duì)中部朵葉體，縱向上存在切疊河道-頂部富集型、接觸河道-頂部富集型、切疊相變富集型、接觸相變富集型4 種剩余油賦存模式，部署水平井挖潛頂部，均取得了較好的效果。

3.3.3 實(shí)施效果 通過實(shí)施優(yōu)化注水，L 油田近幾年遞減率持續(xù)降低，2019 年自然遞減率降低6.9%，基礎(chǔ)產(chǎn)量實(shí)現(xiàn)零遞減。2019 年投產(chǎn)的5 口調(diào)整井初期平均日產(chǎn)油545 m3。近3 年已實(shí)施的21 口調(diào)整井預(yù)計(jì)增加可采儲(chǔ)量115.36 萬m3，提高油田最終采收率2.5%。

4 結(jié) 論

應(yīng)用巖心、測(cè)井、地震、生產(chǎn)動(dòng)態(tài)等資料從地質(zhì)方面對(duì)渤海L 油田沉積模式、儲(chǔ)層構(gòu)型及砂體連通關(guān)系進(jìn)行精細(xì)刻畫，分析剩余油的主控因素和賦存模式，并提出了相應(yīng)的挖潛策略。

（1）L 油田受古地貌及物源供給影響，原認(rèn)為大面積連片的厚層辮狀河三角洲前緣沉積，從層序、古地貌、沉積特征、微相與砂體展布及內(nèi)部構(gòu)成等方面綜合研究提出了具有差異的辮狀河三角洲前緣“三朵葉體”沉積模式，其中北部朵葉體及南部朵葉體為垂向加積型，中部朵葉體為前積型。

（2）L 油田南部加積型朵葉體，縱向上砂體疊置樣式以接觸式為主；中部前積型朵葉體，早期砂體受晚期砂體沖刷嚴(yán)重，隔夾層不發(fā)育，縱向砂體疊置樣式以切疊式為主；平面上，早期以孤立式和相變式為主，中、晚期以河道與河道的接觸式為主，局部區(qū)域發(fā)育相變式、切割式。

（3）基于沉積模式研究，認(rèn)為油田平面剩余油主要富集在斷層附近、沉積邊部、潛山圍區(qū)，并建立了平面尖滅型、切疊河道-頂部富集型、接觸河道-頂部富集型、切疊相變富集型、接觸相變富集型5 種剩余油賦存模式，部署相對(duì)應(yīng)的調(diào)整井進(jìn)行挖潛，開發(fā)效果較好。