李海東，劉道杰，崔 建，龔晶晶，王 紅

(中國石油冀東油田分公司，河北唐山 063004)

復雜小斷塊油藏具有斷層發(fā)育、構造復雜、含油層系多、油水關系復雜等特點，剩余油分布受多種因素共同控制，導致特高含水期剩余油不但分散而且難以識別，目前研究該類型油藏剩余油分布主要有常規(guī)測井解釋識別水淹層、密閉取心井檢驗、投產(chǎn)狀況分析、水淹特征分析等方法[1-5]。應用動態(tài)分析法和常規(guī)水淹層解釋方法，通過分析高淺南區(qū)剩余油分布控制因素，總結(jié)了復雜小斷塊油藏特高含水期剩余油分布規(guī)律，并針對不同剩余油主控因素提出了相應挖潛對策。

1 油藏概況

高淺南區(qū)位于冀東油田高尚堡淺層構造帶高柳斷層的下降盤，是一個受高柳斷層控制的、被斷層復雜化的逆牽引背斜構造。該區(qū)斷塊破碎、砂體小(平均0.46 km2)、含油面積小(平均0.20 km2)，為典型的復雜小斷塊油藏。開發(fā)20多年來，主要依靠天然能量生產(chǎn)，2008年和2009年進行過注水開發(fā)，后停注。目前，該區(qū)可采儲量采出程度為75.84%，而綜合含水已高達98.05%，主力油層水淹狀況嚴重，已進入特高含水開發(fā)后期。剩余油分布認識不清成為制約油藏整體開發(fā)效果提高的瓶頸。

2 剩余油分布研究方法

2.1 常規(guī)測井解釋識別水淹層

利用常規(guī)測井資料定性識別水淹層時，應根據(jù)工區(qū)的具體地質(zhì)條件，結(jié)合生產(chǎn)動態(tài)資料和生產(chǎn)測井資料，以及鄰井吸水或生產(chǎn)狀況，采用合適的定性識別方法進行綜合識別[6]。

高淺南區(qū)2008年至2013年共投產(chǎn)定向井19口，通過對比分析其水淹層與鄰近老井原始地層的測井響應特征及C/O曲線資料，對水淹層進行定性識別，再根據(jù)檢查井巖心分析資料和測井資料建立了水淹層測井解釋模型，從而對水淹層進行測井解釋。最終共解釋油層378 m/97層，平均3.9 m/層；解釋水淹層208.9 m/33層，平均6.5 m/層。測井解釋結(jié)果顯示，大約有25.4%的油層解釋為水淹層，以強水淹、中水淹為主。從新井解釋結(jié)果上看，主力厚油層水淹程度較高，薄層水淹程度較低，薄層是剩余油富集區(qū)。

2.2 密閉取心井檢驗

高檢69-29井是高淺南區(qū)一口密閉取心井，該井位于高69-13斷塊構造高部位，于2010年8月完鉆，密閉取心段為NmⅢ2至NmⅢ5油層段，鉆探目的是檢驗構造高部位水淹情況。室內(nèi)巖心常規(guī)分析測試216塊巖心樣品，實測巖樣的含油飽和度主要分布在15%～60%，平均值為33.2%。通過水滴實驗得出，未水淹2.4 m，占8.5%；弱水淹0.55 m，占1.9%；中水淹20.1 m，占71.4%；強水淹0.3 m，占1.1%。綜合評價高檢69-29井區(qū)明三上段油層整體以中水淹狀態(tài)為主，油層頂部剩余油富集。

2.3 投產(chǎn)狀況驗證

新井投產(chǎn)含水率的高低可以較直觀地反應油層水洗狀況。2010年至今，高淺南區(qū)新投產(chǎn)油井22口，初期有4.5%的井點處于水層區(qū)，18.2%的井點處于強水淹區(qū)，27.3%的井點處于中水淹區(qū)，36.4%的井點處于未水淹區(qū)，反映出井區(qū)存在較多剩余油，證明該區(qū)塊新鉆井區(qū)具有較大開發(fā)潛力。

2.4 水淹特征分析

受儲層物性、投產(chǎn)時間及注水時機等多種因素影響，油層縱向上水淹程度差別較大。由高29斷背斜NmⅢ3水線推進圖可以看出，油藏平面上水淹區(qū)和強水淹區(qū)主要位于油藏邊部的油水邊界處，其面積占總面積的52．5%。油區(qū)和弱水淹區(qū)分布面積較小，剩余油主要分布在油藏高部位、封閉性斷層、巖性尖滅帶、井控程度低和注采系統(tǒng)不完善的地區(qū)(如圖1)。

3 剩余油分布控制因素研究

3.1 構造對剩余油分布的影響

宏觀上，斷塊構造油藏高部位靠近斷層，侵入水難以波及，易形成剩余油富集區(qū)。高29斷背斜和高63-10斷塊12個單砂層中，斷層封擋的構造高部位有井控制的占25%，局部有井控制的占到25%，無井控制的占到50%；而高部位油井累積水油比(5.6)遠低于該層平均水平(25.6)，證明斷層封擋的構造高部位為剩余油的富集區(qū)[7-8]。

圖1 高29斷背斜NmⅢ3水淹分級

微觀上，油層傾斜和起伏形成的高差易引起油水次生分異，它對層內(nèi)剩余油分布規(guī)模具有較大影響，易形成剩余油富集區(qū)。對高29斷背斜NgⅣ2、NgⅡ6、NmⅡ3三個小層內(nèi)微構造上的采油井生產(chǎn)情況統(tǒng)計表明：處于微高點的井累產(chǎn)油量最高，單井壽命最長。G37井位于NmⅡ3-2單砂體油水過渡帶的微鼻狀構造上(圖2)，該井累積產(chǎn)油量高、生產(chǎn)壽命長，投產(chǎn)后曾3次回采，總生產(chǎn)時間很長，說明在每兩次生產(chǎn)的間隔時間內(nèi)，由于油水重力分異作用，造成微構造高點重新聚集了一定量的油氣。

圖2 G37井平面位置及油層剖面示意

3.2 沉積微相對剩余油分布的影響

高淺南區(qū)河道亞相砂體有效厚度大，地質(zhì)儲量高，物性條件好，所以開發(fā)效果好于其它相帶。高淺南各相帶的開發(fā)情況表明：心灘微相和辮狀河河道微相的開發(fā)情況最好，邊灘微相次之，天然堤微相的開發(fā)效果最差。雖然河道亞相水洗程度高，但是剩余儲量遠大于同層位的堤岸亞相，主力相帶仍然是剩余油的主力富集區(qū)。

3.3 韻律性對剩余油分布的影響

高淺南區(qū)砂體以正韻律主，射孔位置一般為砂體頂部。在砂層頂部射孔后會造成液流發(fā)生一定量的垂向流動，增加頂部的水淹厚度。鄰井對應砂體由于中下部滲透率高[9]，在油水重力分異作用下，水淹嚴重，但頂部仍是剩余油的富集區(qū)。同理，在井間無井控制的儲層頂部也是剩余油富集區(qū)(如圖3)。

圖3 無夾層正韻律砂體頂部射孔水淹示意圖

3.4 水淹路徑、大孔道及物性變化帶對剩余油分布的影響

在水淹路徑和大孔道發(fā)育的位置，由于侵入水長期沖刷，水流無效循環(huán)，水淹嚴重，剩余油很少，而物性變化帶由于物性差異形成天然屏障而不受侵入水的影響，所以水淹路徑以外區(qū)域、大孔道以外的區(qū)域和物性變化帶上[10]，由于水流沖刷作用不強，為剩余油富集區(qū)。

3.5 井網(wǎng)控制及注采完善程度對剩余油分布的影響

高淺南區(qū)有些區(qū)塊進行過短期注水開發(fā)，使剩余油在平面上分布更加復雜，但是水驅(qū)波及范圍之外和注采井網(wǎng)不完善區(qū)域仍是剩余油富集區(qū)。而天然能量開發(fā)區(qū)塊，井網(wǎng)控制不完善區(qū)域也存在大量剩余油。

4 實施效果

根據(jù)高淺南區(qū)剩余油分布研究成果，在剩余油富集區(qū)部署新井12口、老井補孔78.9 m/25層。自2010年至今，該區(qū)塊累積增產(chǎn)原油5.23×104t，新增動用儲量18.76×104t，綜合遞減率降低3.7%，綜合含水下降了6.83%，油藏控制程度和動用程度分別增加了8.64%和13.6%，油藏整體開發(fā)效果逐漸向好的方向發(fā)展。

5 結(jié)論

(1)高淺南區(qū)剩余油的分布規(guī)律體現(xiàn)了復雜小斷塊油藏特高含水期剩余油分布特點，既總體零散又相對集中。平面上剩余油主要分布在斷層遮擋的構造高部位、斷層夾角含油區(qū)域、物性變化帶、邊水油藏水淹路徑之間的滯留區(qū)、水驅(qū)波及范圍之外的注采井網(wǎng)不完善區(qū)域和井網(wǎng)控制不完善區(qū)域；縱向上主要分布于未射孔正韻律砂體頂部和夾層下部。

(2)高淺南區(qū)剩余油分布的主要控制因素為構造、沉積微相、儲層非均質(zhì)性、水淹路徑、大孔道及物性變化帶、注采井網(wǎng)的完善程度。

(3)高淺南區(qū)實施效果證明，研究復雜小斷塊油藏特高含水期剩余油分布規(guī)律能夠有效指導油藏挖潛方向，從根本上改善油藏整體開發(fā)效果，在油田開發(fā)現(xiàn)場具有較強的實用和指導意義。

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