汪 巍，李 博，孫恩慧，彭 琴，郭敬民

（中海石油（中國）有限公司天津分公司，天津 300452）

砂質(zhì)辮狀河河道快速頻繁擺動，多個成因的砂體在垂向及側(cè)向上相互對接，形成廣泛分布的厚砂層[1，2]，其內(nèi)部存在多種類型夾層，因規(guī)模差異大，空間分布非常復雜[3]。目前夾層描述已成為河流相油田剩余油研究的重要技術(shù)手段之一，但側(cè)重于曲流河沉積及定向井挖潛[4，5]，辮狀河夾層分布及對水平井開發(fā)的影響鮮有報道，尤其是海上大規(guī)模利用水平井開發(fā)的油田仍處于探索階段，迫切需要展開攻關(guān)。

X油田位于渤海灣盆地埕寧隆起區(qū)沙壘田凸起東塊中部，平均水深為22.5 m～28 m，是中外多方合作開發(fā)的大型億噸級油田，是渤海海域首次全部采用大規(guī)模水平井開發(fā)且以單個油藏作為開發(fā)層系的油田。油田主力層位為館陶組NgⅢ砂層，儲量規(guī)模大，屬于典型砂質(zhì)辮狀河沉積。截至2016年底利用天然能量開發(fā)，采出程度為21%，綜合含水率達到94%，受垂向復雜夾層分布影響水平井呈現(xiàn)不同的生產(chǎn)特征。本文嘗試在四級構(gòu)型控制下分期建立隔夾層分布模式，研究其對水平井開發(fā)影響，指導后期分層系挖潛，從而對類似油田進行前瞻性指導。

1 隔夾層精細對比

館陶組形成于長期基準面旋回上升的早期，可容納空間較小，陸源碎屑物質(zhì)供給速率大于可容納空間的增長速率，沉積物不斷向湖盆方向推進，形成縱向上相互疊置、橫向上連片分布的厚層辮狀河道砂沉積。根據(jù)單井識別的級次界面及切割疊置模式[6]將NgⅢ油層段細分3小層，相當于四級構(gòu)型單元。受四級構(gòu)型界面的控制，在刻畫夾層時區(qū)分對開發(fā)影響較大的單砂體間夾層和隨機分布的心灘內(nèi)夾層[7]。油層段顯示3期主要夾層，早期以單層間泥礫為主，巖心顯示泥礫巖呈團塊狀，具定向排列特征，泥礫粒徑為1 cm～2 cm，長度為2 cm～5 cm（見圖1），測井則表現(xiàn)為高密度-低中子，伽馬曲線呈現(xiàn)明顯的回返特征，幾乎沒有滲透性，晚期則開始出現(xiàn)以頻率較高的河道充填泥巖和河道滯留礫巖。由于河道切割程度較強，泛濫細粒物質(zhì)較難保存，局部區(qū)域與礫巖相伴生。

圖1 W4井沖刷泥礫照片F(xiàn)ig.1 Scour gravel photos of W4

2 夾層穩(wěn)定性分析及平面分布

館陶組形成于新近系盆地整體坳陷期，整體坡度小，以沖刷成因泥礫夾層為主，滯留礫巖、壩間泥及河道內(nèi)部滯留泥巖輔之，泛濫成因泥巖則很少見到。其中沖刷泥礫夾層最為穩(wěn)定，主要為單向水流攜帶河道砂質(zhì)沉積物對早期沉積泥巖沖刷，經(jīng)過一定距離搬運后再沉積形成[8]。根據(jù)鉆穿井應(yīng)用地質(zhì)統(tǒng)計學方法[9]三期隔夾層規(guī)模及疊合分布圖（見圖2、圖3），各時期隔夾層分布差異明顯，早期水動力最強，泥巖夾層保存條件差，僅4口井穿遇，沖刷泥礫呈現(xiàn)頻率小，寬度窄的特征。第二期水動力中等，河道沖刷明顯，以泥礫為主，10口井鉆遇，單井表現(xiàn)為頻率大、寬度大的特征，平面上沖刷泥礫與滯留礫巖、壩間泥串聯(lián)形成層狀夾層[10]，部分區(qū)域鉆井證實不發(fā)育夾層，形成“天窗”；晚期，水流能量逐漸減弱，以河道內(nèi)部充填泥巖及滯留礫巖沉積為主，共計11口鉆遇，頻率最大，寬度窄。其中滯留礫石成分復雜，呈透鏡狀斷續(xù)分布于河床最底部。

圖2 三期夾層頻率分布圖Fig.2 Three stage interlayer frequency distribution map

圖3 三期夾層疊合分布圖Fig.3 The fold composite distribution map of three stage interlayer

3 夾層對水平井含水上升影響

NgⅢ砂體全部以水平井天然能量開發(fā)為主，受不同期次隔夾層遮擋，含水上升形態(tài)差異明顯（見圖4）。第三期夾層規(guī)模小，3口水平井無隔擋或半遮擋，無低含水期，含水呈直線上升型，A2H位于夾層范圍內(nèi)，上升速度減緩，呈現(xiàn)凸S型，這些井雖然大部分達到98%含水之后被迫關(guān)井側(cè)鉆，但通過短期內(nèi)大液量（大于1 500 m3/d）生產(chǎn)取得了一定的效果。第二期12口水平井生產(chǎn)，雖然該期夾層較為穩(wěn)定，依托“天窗”，含水呈現(xiàn)近“45°”斜角上升特征。這類生產(chǎn)井生產(chǎn)周期長，低含水期達到2年，含水上升速度較慢，但能達到能量保持較好，后期通過提液能至1 000 m3/d維持較好的開發(fā)效果。第一期共計13口水平生產(chǎn)井，受多期隔夾層疊加及頻率高的河道充填泥質(zhì)夾層影響，底水沿夾層下部發(fā)生繞流[11]，平均液量200 m3/d，水平井保持低、中含水期長期生產(chǎn)，這類井通過“細水長流”的特征取得不錯的開發(fā)效果（見圖4）。

圖4 三期夾層之上水平井含水上升特征Fig.4 Water cut rising characteristics of horizontal wells above three stage interlayer

4 剩余油分布特征及調(diào)整策略

數(shù)值模擬結(jié)果表明，剩余油主要分布在井間、油層厚度較大的構(gòu)造高部分以及井網(wǎng)不完善的油田邊部，但是油層縱向隔夾層由于其延伸范圍、遮擋期次的不同形成不同的剩余油特征，可針對性的對這種厚油藏進行分層系開發(fā)調(diào)整[12]。并通過水平井實踐取得了非常好的開發(fā)效果。油田開發(fā)初期為了強調(diào)避水高度，一味緊貼儲層頂部，雖然處于第一期夾層之上的水平井含水上升較慢，但后期液量明顯降低，則表現(xiàn)供液不足特征（見圖5a），A43H嘗試局部補孔注水取得了一定效果，周邊部分低產(chǎn)井恢復液量正常生產(chǎn)，后期將加強注水補充能量。第二期夾層之上的水平井受穩(wěn)定隔夾層的影響，井間剩余油富集，呈現(xiàn)簇狀特征，為后期挖潛的“甜點”。A53H為開發(fā)中后期一口加密調(diào)整井，改變了常規(guī)貼頂做法，著陸較至第二小層，成為典型的“高產(chǎn)井”（見圖5b）。第三期隔夾層規(guī)模小，但受第二期夾層的影響，下部出現(xiàn)“屋檐油”，A5H為早期通過縱向交錯部署的開發(fā)井，通過大液量生產(chǎn)5年突破累產(chǎn)油 8×104m3，最終高含水關(guān)井（見圖5c），這類無遮擋的水平井底水錐進快，只有大排量泵提液才能維持油井的穩(wěn)產(chǎn)，后期可依托綜合調(diào)整平臺油水設(shè)施改造通過老井同層側(cè)鉆達到經(jīng)濟效益最大化[13]。

圖5 NgⅢ砂體典型生產(chǎn)曲線特征Fig.5 Typical production curve characteristics of NgⅢsand

5 結(jié)語

針對厚層砂質(zhì)辮狀河的特點，首次基于四級構(gòu)型界面刻畫了滯留礫巖、沖刷泥礫以及泛濫泥巖三種單砂體層間夾層模式，對館陶組油層段分期刻畫了三期夾層，首次根據(jù)沉積成因、水動力變化、隔夾層串聯(lián)模式解釋了隔夾層穩(wěn)定性。根據(jù)剩余油分布特征建立了分層系開發(fā)調(diào)整策略。渤海海域目前有大量的復雜辮狀河油田投入開發(fā)，且很多已進入后期挖潛階段，本次研究對類似油田具有重要的借鑒意義。