鄧 猛，邵英博，趙軍壽，廖 輝，鄧 琪

（1.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；2.中法渤海地質服務有限公司，天津 300450）

0 引言

儲層構型是控制地下水運動及預測剩余油分布的主要地質因素，開展儲集砂體構型研究對剩余油分布預測及油田挖潛意義重大［1-2］。近年來，國內外學者對地下儲層構型作了大量研究，在儲層構型級次劃分、界面識別、空間展布及對油水運動和剩余油分布控制等方面取得了長足進步［3-8］，尤其在河流相儲集砂體、三角洲前緣水下分流河道、河口壩砂體構型解剖及剩余油分布規(guī)律研究中應用廣泛［9-10］。渤海A 油田為渤海海域億噸級大油田之一，該油田經過十多年注水開發(fā)，取得了良好的生產效果。近年來，隨著油田進入中高含水開采階段，其垂向上、平面上注采矛盾日益凸顯，而這一矛盾主要是由單砂體構型及儲層內部物性非均質性等因素所致?？紤]到儲層內部剩余油分布與儲集砂體內部構型關系密切［11］，因此有必要對研究區(qū)開展精細儲層構型解剖，分析其油水運動規(guī)律及剩余油分布特征，為尋找隱秘“甜點”，實現(xiàn)穩(wěn)油控水奠定基礎。

本次研究利用鉆井、測井、生產動態(tài)等資料，以沉積學、儲層地質學理論為指導，運用儲層構型要素分析方法，對研究區(qū)主力油層開展精細儲層構型解剖，分析研究區(qū)剩余油分布主控因素，總結剩余油分布模式，并提出相應挖潛策略，以期為老油田進入中高含水期后的產量接替和開發(fā)后期的綜合調整研究提供理論指導。

1 研究區(qū)概況

渤海A 油田位于渤海南部海域，渤中凹陷與黃河口凹陷分界處，東鄰渤南低凸起、西接埕北低凸起，北靠渤中生油凹陷，為油氣聚集的有利場所［12-13］（圖1）。該油田主要含油層段為明化鎮(zhèn)組下段，自上而下劃分為6 個油組：NmⅠ，NmⅡ，NmⅢ，NmⅣ，NmⅤ和NmⅥ，其中主力油組為NmⅣ和NmⅤ。研究表明，研究區(qū)明化鎮(zhèn)組下段為典型鳥足狀淺水三角洲前緣沉積，發(fā)育水下分流河道、河口壩、溢岸及水下分流間灣等微相，其中隨著湖平面頻繁升降，河道發(fā)育程度差異較大，并在湖盆方向河道向河口壩演化［14-15］。

圖1 研究區(qū)構造位置圖①渤南低凸起西段；②渤南低凸起中段；③渤南低凸起東段；④萊北低凸起；⑤墾東凸起；⑥埕北低凸起Fig.1 Tectonic location of the study area

研究區(qū)明化鎮(zhèn)組下段沉積砂體類型多樣，主要發(fā)育有水下分流河道砂體、河口壩砂體及河壩復合砂體等3 種類型，其中水下分流河道砂體和河壩復合砂體更為發(fā)育，垂向上表現(xiàn)為典型的正韻律和復合韻律特征。

2 儲層構型及特征

水下分流河道砂體和河壩復合砂體是渤海A油田三角洲前緣亞相的骨架砂體，具有復雜的空間結構。研究區(qū)平面連片分布的較厚層砂體，一般由多期河道砂體和河壩復合砂體在空間上相互切割疊置形成。由于不同期河道與河壩復合砂體復雜的連通方式及自身質量差異，該類型砂體儲層非均質性較為復雜。單一河壩砂體識別是本次儲層構型研究的關鍵。通過對研究區(qū)目的層不同類型單一河壩砂體的精細解剖，共總結了4 種垂向分期標志和3 種側向劃界標志（圖2）。

圖2 渤海A 油田主力油層單砂體識別標志Fig.2 Recognition marks of single sand body of main oil layer in Bohai A oilfield

2.1 單砂體識別

2.1.1 垂向分期標志

根據(jù)巖心觀察及測井曲線分析，總結出4 種垂向分期標志：①韻律組合差異。單期河壩砂體為反正韻律組合，若小層內部垂向上存在多期完整的韻律砂體，說明小層內部砂體形成于多個時期，兩期韻律的分界，即為不同期砂體的界線。②頂面高程差。2 個砂體頂面存在高程差，說明形成砂體的時期不一致，因此，當2 口鄰井的砂體頂面出現(xiàn)高程差時，可以作為判斷砂體歸屬不同期次的標志。③泥巖夾層。兩期砂體之間發(fā)育較連續(xù)分布的細粒泥巖沉積，可以作為判斷砂體歸屬不同期次的標志。④曲線回返。厚層砂體中見明顯曲線回返響應，可以作為不同期砂體的界線［圖2（a）］。

2.1.2 側向劃界標志

在對各成因砂體類型單井識別及剖面上合理配置組合的基礎上，總結出3 種側向劃界標志：①水下分流間灣泥巖。對于鳥足狀淺水三角洲沉積模式，水下分流間灣泥巖意味著單一河道砂體、河壩復合砂體的外側，即存在單一河道、河壩復合砂體條帶的邊界，可作為側向邊界的標志；②壩緣微相。壩緣即是單一條帶的最邊緣，平面上表現(xiàn)為環(huán)帶狀繞壩主體分布特征，可作為側向邊界的標志；③溢岸砂體。鄱陽湖現(xiàn)代沉積模式及研究區(qū)單井解釋成果表明，天然堤多存在于壩緣之上，且決口水道位于水下分流河道、河口壩復合體條帶外側并與之相連，因此靠近條帶砂體邊緣的溢岸沉積可作為側向邊界的標志［圖2（b）］。

2.2 單砂體構型特征

基于對研究區(qū)儲層構型在平面上和剖面上展布特征的精細刻畫，參考前人對單砂體接觸樣式的研究成果［16-18］，總結出研究區(qū)淺水三角洲單砂體垂向、側向上的接觸樣式，并結合基準面旋回特征，明確了不同旋回階段儲層構型樣式（圖3）。

2.2.1 垂向接觸樣式

不同期次砂體垂向組合形成多種類型垂向接觸樣式。垂向上，將砂體劃分成3 種接觸樣式：分離型、疊合型和切疊型［圖3（a）］。

分離型：包括側向分離型和垂向分離型，垂向上為兩期砂體之間存在泥巖隔擋，砂體間垂向不連通。該類型接觸樣式主要發(fā)育在基準面旋回上升晚期和下降早期，研究區(qū)以河道-河壩分離型、河壩分離型為主。

疊合型：包括側向疊合型和垂向疊合型，垂向上為多期單砂體疊加，多期砂體間以溢岸泥質粉砂巖相接觸，垂向上相互連通，但連通性較差。該類型接觸樣式主要發(fā)育在基準面旋回上升中期和下降中期，研究區(qū)以河道-河壩疊合型和河壩疊合型為主。

切疊型：后期河道下切能力較強，下切至先期的單砂體，導致垂向上兩期砂體彼此連通，且連通性好。該類型接觸樣式主要發(fā)育在基準面旋回上升早期及下降晚期，研究區(qū)以河道-河壩切疊型和河壩切疊型為主。

2.2.2 側向拼接樣式

同期形成的不同河道或同一河道的不同分支河道單砂體側向上相互接觸，形成多種拼接樣式。結合本研究區(qū)單層解剖情況，側向上，將砂體劃分成3 種接觸類型：分離型、拼接型及側切型［圖3（b）］。

分離型：同期形成的河道只發(fā)育一條主支或同一河道的不同分支河道單砂體間沉積細粒泥質沉積物，側向由水下分流間灣泥巖分隔，彼此不接觸。該種接觸樣式主要發(fā)育在基準面旋回上升晚期和下降早期，研究區(qū)以河道-河壩側緣分離和河壩側緣交錯分離為主。

拼接型：同期形成的河道或同一河道不同分支河道單砂體彼此接觸，且單砂體間未見明顯切割。該種接觸樣式主要發(fā)育在基準面旋回上升中期和下降中期，研究區(qū)以河道-河壩橫向拼接和河壩側緣拼接為主。

側切型：受河道頻繁改道和側向遷移等因素影響，同期形成的多期河道側向上相互切割，平面呈交織網狀。該種接觸樣式主要發(fā)育在基準面旋回上升早期和下降晚期，研究區(qū)以河道-河壩側切型及河壩側切型為主。

圖3 渤海A 油田主力油層單砂體構型單元接觸樣式［據(jù)文獻16 修改］Fig.3 Contact patterns of single sand body architectural units of main oil layer in Bohai A oilfield

3 構型對剩余油分布的控制

油田進入中高含水期后，剩余油分布研究是制定挖潛措施以提高最終采收率的基礎工作。注水開發(fā)實踐表明，儲層構型是影響剩余油分布的主要因素［19］。筆者在精細儲層構型解剖基礎上，結合生產動態(tài)資料和油藏數(shù)值模擬方法，探討了儲層構型對剩余油分布的控制作用。

3.1 構型單元內部韻律性控制剩余油分布

根據(jù)渤海A 油田25 口井水淹分析資料，統(tǒng)計分析了水下分流河道砂體和河壩復合砂體等2 種主力砂體的水淹特征。結果表明：①水下分流河道砂體內部以單一正韻律為主，層內垂向巖性、物性具有明顯正韻律組合關系，砂體底部顆粒粗、物性好，向上粒度變細，泥質含量增高，物性變差，測井曲線響應為鐘形或箱形。油藏數(shù)值模擬結果表明，注入水在重力作用下沿儲層底部高滲透通道運動，驅替相對較差，水淹厚度較小，底部易形成無效水循環(huán)，頂部剩余油富集，從而形成正韻律頂部剩余油富集模式。②河壩復合砂體內部不同位置韻律樣式差異明顯，在條帶砂體中部主要表現(xiàn)為單一正韻律和復合韻律，而邊部表現(xiàn)為單一反韻律。油藏數(shù)值模擬結果表明，受重力及物性等綜合因素的影響，注入水主要沿儲層中部—中下部運動，驅替相對均衡，水淹厚度較大，剩余油分布相對較少。但對于不同韻律特征的河壩復合砂體，其剩余油富集模式也存在差異：對于復合韻律的河壩復合砂體，主要形成頂部、底部剩余油富集模式；對于反韻律河壩復合砂體，主要形成頂部側翼剩余油富集模式。從新增加密井實鉆結果來看，典型正韻律砂體實鉆水淹厚度較小，占比（水淹厚度/油層厚度）約12.7%，以頂部剩余油富集為特征；復合韻律實鉆水淹厚度較大，占比約45.2%，反韻律砂體實鉆水淹厚度大，占比約56.6%，復合韻律和反韻律砂體整體驅替效果好，以頂部側翼剩余油少量富集為特征（圖4）。

圖4 構型單元內部韻律性控制剩余油機制Fig.4 Control mechanism of reservoir rhythmicity of various architecture units

3.2 構型單元間接觸樣式控制剩余油分布

構型界面為儲層物性轉折面，對油水垂向運動規(guī)律起重要作用，表現(xiàn)為滲流的阻隔和減緩。平面上，受不同構型單元橫向上的相互接觸關系影響，看似連片分布的厚層砂體內部單砂體間連通性相對復雜，使得剩余油分布研究更為困難［18-20］。筆者在前人研究基礎上，結合油田生產動態(tài)資料，分析單砂體間不同接觸樣式對剩余油分布的影響，建立了不同接觸樣式下的剩余油分布模式。

3.2.1 垂向滲流遮擋控油模式

分離型接觸樣式表現(xiàn)為兩期單砂體間以細粒泥巖沉積隔擋，彼此間不連通。在合采合注的開發(fā)方式下，注入水沿高滲區(qū)迅速推進，見效快，相對低滲區(qū)波及小，剩余油富集，發(fā)育“頂部型”剩余油富集模式；疊合型接觸樣式表現(xiàn)為兩期單砂體相互接觸且無明顯切割，彼此不連通或弱連通，在單砂體接觸界面及頂部剩余油富集，發(fā)育“垂向滲流遮擋型”及“頂部型”剩余油富集模式；切疊型接觸樣式表現(xiàn)為兩期單砂體間相互切割，彼此連通，但存在高程差。受物性、重力作用影響，注入水波及下部砂體，驅替效果較好，剩余油僅在上部砂體側緣零星分布（圖5）。

圖5 構型單元間垂向接觸樣式控制剩余油機制Fig.5 Control mechanism of vertical contact patterns between architecture units

3.2.2 側向拼接分割控油模式

分離型接觸樣式單砂體間以水下分流間灣泥巖沉積分隔，橫向不連通，且單砂體內部各期砂體平面上呈窄條彎曲狀，部分砂體發(fā)育區(qū)難以形成完善的注采對應關系，造成局部砂體有注無采或有采無注，從而形成“段塞式”和“欠注型”剩余油分布［20］，一般在河道砂體頂部及河壩復合砂體底部剩余油富集；拼接型接觸樣式單砂體間相互接觸，但不切割，橫向上不連通或弱連通，注采對應關系較差，同樣可形成“段塞式”和“欠注型”剩余油分布；側切型接觸樣式單砂體間相互切割，橫向性好，注采對應關系好，注水開發(fā)效果顯著，無剩余油富集（圖6）。

3.3 平面物性非均質性控制剩余油分布

選取渤海A 油田井網較密井區(qū)，在單井構型解剖基礎上，建立了解剖區(qū)構型平面分布。從構型解剖結果來看，不同構型單元平面組合形成以河壩復合砂體為主的指狀砂壩［圖7（a）］。根據(jù)800 多個樣本分析化驗數(shù)據(jù)統(tǒng)計，河口壩主體、壩緣和水下分流河道平均滲透率分別為2 300 mD，1 000 mD，2 645 mD，平面上物性差異較大。示蹤劑測試結果顯示，注水開發(fā)過程中示蹤劑在水下分流河道內滲流速度明顯高于由河道向河口壩方向的滲流速度，同一河道內注采井間容易形成優(yōu)勢通道，水線推進速度快，砂體底部明顯水淹，形成“頂部型”剩余油［圖7（a）—（b）］，而河-壩復合砂體邊部由于受注入水旁超作用影響，注水受效較差，剩余油相對富集，形成“欠注型”剩余油，如新鉆調整井D44H 和D45H，2 口井均鉆遇NmⅣ6 小層砂體，實鉆證實位于河道砂體中部的D45H 井水淹明顯，為中水淹層，而位于河-壩復合砂體邊部的D44H 井未水淹，河-壩復合砂體邊部剩余油相對富集［圖7（c）］。此外，由于受平面物性非均質性影響，位于同一河道內的注采井組間若無法形成完善的注采關系，且僅以注水井為主，平面上油層被分割成段塞狀，形成“段塞式”剩余油。

圖6 構型單元間側向接觸樣式控制剩余油機制Fig.6 Control mechanism of lateral contact patterns between various architecture units

圖7 平面宏觀非均質性控制剩余油分布機制Fig.7 Control mechanism of the macroscopic heterogeneity

4 現(xiàn)場應用

在儲層構型研究基礎上，通過精細刻畫構型單元剖面、平面展布規(guī)律，結合不同構型單元以及平面非均質性對剩余油分布的控制，精準判斷剩余油分布位置并制定相應開發(fā)策略，有效指導油田調整挖潛。

基于儲層構型精細解剖及控油模式研究成果，針對“頂部型”剩余油，采用水平井層內挖潛技術取得了良好的開發(fā)效果。如新鉆調整井D21H1 井實施后，分析剖面、平面構型解剖及生產動態(tài)特征，D21S 井投產初期不含水，D20 井周期注水后，D21S井爆性水淹，后期多次調剖效果不明顯，綜合分析認為原井位砂體頂部剩余油富集［參見圖7（b）］。因此設計水平井D21H1 井在該層位挖潛，自2019年投產至今持續(xù)穩(wěn)產，平均產油量60 m3/d，含水率為16%，增油效果顯著［圖8（a）］；針對“垂向滲流遮擋型”剩余油，采用“厚注薄采”開發(fā)方式，即在單砂體疊加部位厚層砂體注水，薄砂層位置采油，同樣取得了良好的開發(fā)效果。結合精細構型解剖研究成果，優(yōu)選E3S 井進行轉注，該井自2016 年轉注以后，位于砂體邊部的受效采油井E2 井增油效果顯著，日增油達15 m3［圖8（b）］；針對“段塞式”和“欠注型”剩余油，主要利用井間加密、側鉆水平井和井網調整等方式進行挖潛，其中對于平面非均質性控制的“欠注型”剩余油，通過采用“邊部低滲注水，中部高滲采油”注水開發(fā)方式在油田注水開發(fā)過程中取得了良好的生產效果。如注采井組E17-E35-E22 井，根據(jù)構型解剖研究成果，注水井E35 位于河-壩復合砂體邊部，且與周邊E17 和E22 采油井注采連通關系較好，生產動態(tài)表明E35 井增注后，E17 井和E22 井油量、液量均明顯上升，井組日增油約17 m3，注水開發(fā)效果顯著［圖8（c）］。

圖8 渤海A 油田不同類型剩余油分布挖潛實踐Fig.8 Tapping potentials practices of different types of remaining oil in Bohai A oilfield

5 結論

（1）通過單砂體的識別與劃分，認為渤海A 油田發(fā)育韻律組合差異、頂面高程差、泥巖夾層和曲線回返等4 種垂向分期識別標志；發(fā)育水下分流間灣泥巖、壩緣微相和溢岸砂體等3 種側向劃界識別標志。

（2）通過單砂體的精細構型解剖，認為渤海A油田河-壩砂體主要發(fā)育分離型、疊合型和切疊型等3 種垂向接觸樣式和分離型、拼接型和側切型等3 種側向拼接樣式，且隨基準面變化，單砂體接觸樣式呈規(guī)律性變化。

（3）構型單元內部韻律性、構型單元間接觸樣式及平面非均質性均是剩余油分布的主要控制因素。渤海A 油田剩余油主要為“頂部型”、“垂向滲流遮擋型”、“段塞式”和“欠注型”等4 種類型。針對不同剩余油分布類型，結合儲層構型精細解剖，通過側鉆水平井、厚注薄采、井間加密、邊部低滲注水中部高滲采油等開發(fā)方式挖潛剩余油，取得了良好的開發(fā)效果。