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(jìn)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(dòng)用較弱或者未動(dòng)用的油層［1-6］。目前，對于該類油田剩余油的認(rèn)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(dòng)用的剩余油分布區(qū)，是實(shí)現(xiàn)油田調(diào)整挖潛、延緩自然遞減、繼續(xù)保持穩(wěn)產(chǎn)的關(guān)鍵，也是“三高”油田開發(fā)地質(zhì)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(gòu)造的邊水油藏。邊界斷層附近，次級小斷層發(fā)育，油田內(nèi)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(xiàn)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(wǎng)，按油組分注統(tǒng)采的開發(fā)方式。歷經(jīng)18 a注水（聚）開發(fā)，油田綜合含水率已達(dá)85%，采出程度已達(dá)25%，進(jìn)入“三高”階段。目前，尋找和挖掘剩余油潛力分布區(qū)是實(shí)現(xiàn)油田調(diào)整挖潛和高產(chǎn)穩(wěn)產(chǎn)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(gòu)型研究表明：各單砂體間及內(nèi)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(shí)際上不連通，導(dǎo)致在小層規(guī)模上看似具有對應(yīng)注采關(guān)系，實(shí)際上不具備注采對應(yīng)關(guān)系，從而影響剩余油的分布［10-12］。

1.1 單砂體內(nèi)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(tǒng)計(jì)表明，60%以上的儲層段出現(xiàn)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(qū)替過程中，不同單砂體內(nèi)部剩余油表現(xiàn)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(zhì)韻律，其內(nèi)部油水運(yùn)動(dòng)規(guī)律主要受頂部高滲層優(yōu)勢通道作用向上運(yùn)動(dòng)和水的重力作用向下運(yùn)動(dòng)的雙重影響。因此，剩余油表現(xiàn)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(dá)到特高滲級別。通過對JZ油田新鉆井水淹層統(tǒng)計(jì)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(jìn)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(zhì)，頂部不能形成高滲層段。通過對JZ油田新鉆井水淹層統(tǒng)計(jì)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(qū)油過程中對剩余油的分布起到?jīng)Q定性作用，導(dǎo)致砂體下部水淹嚴(yán)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(tǒng)計(jì)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(gòu)型解剖結(jié)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(xiàn)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(qū)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(jīng)過先期開發(fā)井和后期多次調(diào)整加密，形成了一套400 m×200 m井距的排狀注采井網(wǎng)，大型單砂體內(nèi)部注采井網(wǎng)相對比較完善。在儲層精細(xì)研究的基礎(chǔ)上，對新鉆井水淹情況統(tǒng)計(jì)表明，大型單砂體的邊部以未水淹和弱水淹為主。同時(shí)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(gè)注采井距之內(nèi)，鉆遇井?dāng)?shù)少 （一般為1～2口），難以形成完善的注采關(guān)系，導(dǎo)致該類油層有采無注，動(dòng)用程度低，有的單砂體甚至尚未動(dòng)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(wǎng)部署這一工程因素與單砂體分布特點(diǎn)不耦合造成的，實(shí)質(zhì)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(wǎng)部署是依據(jù)當(dāng)時(shí)的井震資料，在油組級別的儲層展布特征認(rèn)識的基礎(chǔ)上設(shè)計(jì)的。但隨著井網(wǎng)的加密及對油田認(rèn)識的深入，研究逐步細(xì)化，由最初的油組到單層，特別是細(xì)化到單砂體以后，可看出全區(qū)穩(wěn)定分布的砂層組，實(shí)則由形態(tài)各異、展布規(guī)律復(fù)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(wǎng)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(jù)Mail的儲層構(gòu)型界面劃分理論，利用巖心識別、電測曲線回返、鈣質(zhì)層等標(biāo)志進(jìn)行單成因砂體解剖，解剖結(jié)果經(jīng)過生產(chǎn)動(dòng)態(tài)資料驗(yàn)證。研究結(jié)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(zhì)膠結(jié)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(xiàn)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(xì)解剖發(fā)現(xiàn)，該小層至少可劃分為4個(gè)單層，存在多個(gè)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(shí)鉆表明，單成因河口壩邊部及注采對應(yīng)關(guān)系不好的水下分流河道末梢為剩余油富集區(qū)。D8井生產(chǎn)1 a后產(chǎn)油穩(wěn)定（產(chǎn)液量平均289.6 m3/d，產(chǎn)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?dāng)?shù)較少，一般為1～2口。注水井鉆遇此類單砂體由于工程、經(jīng)濟(jì)等原因不能單獨(dú)設(shè)防砂段，若該單砂體先期無射開生產(chǎn)，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(dòng)用。此類單砂體即使在井網(wǎng)中有一定的注采關(guān)系，但往往只有單向受效的一對一的注采關(guān)系，這樣使注采井之間的油層很快被水錐推進(jìn)，而采油井其他方向基本未驅(qū)替，成為動(dòng)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(gè)單砂體，對各個(gè)單砂體的統(tǒng)計(jì)發(fā)現(xiàn)，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(dá)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(dǎo)致其滲流能力被大大削弱，此類砂體的驅(qū)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(xiàn)有開發(fā)井網(wǎng)和開發(fā)層系共同作用的結(jié)果，其影響因素主要體現(xiàn)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(chǎn)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(shí)，不同測試段剩余油的多寡［17］。一般物性好、滲流能力強(qiáng)的單砂體，產(chǎn)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(chǎn)出剖面含水率低，剩余油相對富集。統(tǒng)計(jì)表明，JZ油田層間滲透率級差大于2時(shí)，層間動(dòng)用狀況存在較大差距。表1列舉了JZ油田2口調(diào)整井通過有效避射動(dòng)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(chǎn)液產(chǎn)油能力被限制，造成含水率高、產(chǎn)油能力低，有效避射高滲透層后，含水率明顯降低、產(chǎn)油能力顯著提高。

1.3.2 注水井層間干擾

在籠統(tǒng)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(qiáng)，使受效的采油井相應(yīng)的油層段驅(qū)替程度高，新鉆調(diào)整井相應(yīng)的油層段也相對水淹較強(qiáng)；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(yīng)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(xì)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(gè)砂體剩余油的有效驅(qū)替。

表1 避射控水效果統(tǒng)計(jì)

表2 C17井Ⅱ油組注入剖面解釋成果

2 微構(gòu)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(shí)邊界斷層附近存在多個(gè)局部高點(diǎn)，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(gòu)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(xiàn)，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(zhì)差和鉆井資料少，在邊界斷層附近部署開發(fā)井比較謹(jǐn)慎，同時(shí)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(cè)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(dǎo)致小斷層附近動(dòng)用程度較差。

從圖3斷層兩側(cè)砂泥對接可以看出：當(dāng)砂地比大于50%時(shí)，均會形成斷層兩側(cè)砂與砂對接的模式；當(dāng)砂地比小于50%時(shí)，斷距大于儲層段厚度，且小于泥巖段厚度時(shí)會形成斷層兩側(cè)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(cè)易形成如圖3a中的砂與泥對接。

2.2 油層正向微構(gòu)造

JZ油田整體為一個(gè)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(gòu)造，構(gòu)造較緩。對JZ油田主力油層頂面構(gòu)造形態(tài)研究發(fā)現(xiàn)，在半背斜構(gòu)造背景下，發(fā)育有若干閉合高度在10～20 m油層微構(gòu)造高點(diǎn)（見圖4）。在油田開發(fā)過程中，正向微構(gòu)造高點(diǎn)受油水重力分異作用的影響，注入水對正向微構(gòu)造高點(diǎn)的驅(qū)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(gòu)造高點(diǎn)，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(gòu)造高點(diǎn)新實(shí)施的D19井，鉆后揭示所有層均為未水淹層，投產(chǎn)后產(chǎn)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(chǎn)油量顯著高于井區(qū)產(chǎn)油水平。

圖3 斷層兩側(cè)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(fēng)險(xiǎn)，一般先期實(shí)施的注水井未對其射孔，后期實(shí)施的采油井，也只能衰竭開發(fā)或單向受效，油層的動(dòng)用程度大大降低。

圖4 正向微構(gòu)造和次生斷層控制剩余油的分布

早期采油井鉆遇的強(qiáng)水淹層或潛在強(qiáng)水淹層，受隔夾層厚度影響，不能單獨(dú)設(shè)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(jià)值。在目前技術(shù)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(gè)別井組需要在同一油組內(nèi)設(shè)立多個(gè)防砂段，隔夾層厚度不夠時(shí)就犧牲油層留作防砂隔層。以上因素造成防砂隔層內(nèi)的油層動(dòng)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(jié)出了JZ油田4種剩余油分布模式，并根據(jù)油田生產(chǎn)實(shí)踐制定了相應(yīng)的挖潛策略（見圖5）。

1）層間干擾型。JZ油田各油組內(nèi)隔夾層分布穩(wěn)定，但層間縱向非均質(zhì)性強(qiáng)，西區(qū)I油組物性最好，東區(qū)Ⅱ油組物性最好。在籠統(tǒng)注水條件下不能實(shí)現(xiàn)對每個(gè)砂體的有效驅(qū)替。目前，在JZ油田通過實(shí)施化學(xué)驅(qū)和智能分注，降水增油效果明顯。為了實(shí)現(xiàn)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(cuò)行列井網(wǎng)，主力層和非主力層分層系開發(fā)及利用水平井動(dòng)用較差的非主力層，實(shí)現(xiàn)非主力層的有效動(dòng)用及提高主力層的驅(qū)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(jìn)一步挖潛頂部剩余油。

3）砂體差異型。由于各單砂體間及內(nèi)部存在著阻礙流體運(yùn)動(dòng)的滲流屏障，造成各單砂體內(nèi)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(wǎng)，提高整體動(dòng)用程度。

4）平面動(dòng)用差異型。平面上受小斷層遮蔽和正向微構(gòu)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(wǎng)在小斷層夾持區(qū)域部署調(diào)整井，實(shí)現(xiàn)剩余油的挖潛。

圖5 JZ油田剩余油分布模式

5 結(jié)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(gòu)造高點(diǎn)和低砂地比條件下的次生小斷層導(dǎo)致的斷層兩側(cè)砂泥對接，使得油水在驅(qū)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(wǎng)暫時(shí)性的與儲層因素不耦合，使得井網(wǎng)對地質(zhì)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(chǎn)動(dòng)態(tài)分析，總結(jié)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(yīng)的挖潛策略。