鄧 猛，邵英博，趙軍壽，廖 輝，鄧 琪

（1.中海石油（中國(guó)）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(zhì)服務(wù)有限公司，天津 300450）

0 引言

儲(chǔ)層構(gòu)型是控制地下水運(yùn)動(dòng)及預(yù)測(cè)剩余油分布的主要地質(zhì)因素，開展儲(chǔ)集砂體構(gòu)型研究對(duì)剩余油分布預(yù)測(cè)及油田挖潛意義重大［1-2］。近年來(lái)，國(guó)內(nèi)外學(xué)者對(duì)地下儲(chǔ)層構(gòu)型作了大量研究，在儲(chǔ)層構(gòu)型級(jí)次劃分、界面識(shí)別、空間展布及對(duì)油水運(yùn)動(dòng)和剩余油分布控制等方面取得了長(zhǎng)足進(jìn)步［3-8］，尤其在河流相儲(chǔ)集砂體、三角洲前緣水下分流河道、河口壩砂體構(gòu)型解剖及剩余油分布規(guī)律研究中應(yīng)用廣泛［9-10］。渤海A 油田為渤海海域億噸級(jí)大油田之一，該油田經(jīng)過(guò)十多年注水開發(fā)，取得了良好的生產(chǎn)效果。近年來(lái)，隨著油田進(jìn)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(gòu)型及儲(chǔ)層內(nèi)部物性非均質(zhì)性等因素所致?？紤]到儲(chǔ)層內(nèi)部剩余油分布與儲(chǔ)集砂體內(nèi)部構(gòu)型關(guān)系密切［11］，因此有必要對(duì)研究區(qū)開展精細(xì)儲(chǔ)層構(gòu)型解剖，分析其油水運(yùn)動(dòng)規(guī)律及剩余油分布特征，為尋找隱秘“甜點(diǎn)”，實(shí)現(xiàn)穩(wěn)油控水奠定基礎(chǔ)。

本次研究利用鉆井、測(cè)井、生產(chǎn)動(dòng)態(tài)等資料，以沉積學(xué)、儲(chǔ)層地質(zhì)學(xué)理論為指導(dǎo)，運(yùn)用儲(chǔ)層構(gòu)型要素分析方法，對(duì)研究區(qū)主力油層開展精細(xì)儲(chǔ)層構(gòu)型解剖，分析研究區(qū)剩余油分布主控因素，總結(jié)剩余油分布模式，并提出相應(yīng)挖潛策略，以期為老油田進(jìn)入中高含水期后的產(chǎn)量接替和開發(fā)后期的綜合調(diào)整研究提供理論指導(dǎo)。

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(chǎng)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(gè)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(gòu)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(fù)合砂體等3 種類型，其中水下分流河道砂體和河壩復(fù)合砂體更為發(fā)育，垂向上表現(xiàn)為典型的正韻律和復(fù)合韻律特征。

2 儲(chǔ)層構(gòu)型及特征

水下分流河道砂體和河壩復(fù)合砂體是渤海A油田三角洲前緣亞相的骨架砂體，具有復(fù)雜的空間結(jié)構(gòu)。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(fù)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(fù)合砂體復(fù)雜的連通方式及自身質(zhì)量差異，該類型砂體儲(chǔ)層非均質(zhì)性較為復(fù)雜。單一河壩砂體識(shí)別是本次儲(chǔ)層構(gòu)型研究的關(guān)鍵。通過(guò)對(duì)研究區(qū)目的層不同類型單一河壩砂體的精細(xì)解剖，共總結(jié)了4 種垂向分期標(biāo)志和3 種側(cè)向劃界標(biāo)志（圖2）。

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

2.1 單砂體識(shí)別

2.1.1 垂向分期標(biāo)志

根據(jù)巖心觀察及測(cè)井曲線分析，總結(jié)出4 種垂向分期標(biāo)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(nèi)部垂向上存在多期完整的韻律砂體，說(shuō)明小層內(nèi)部砂體形成于多個(gè)時(shí)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(gè)砂體頂面存在高程差，說(shuō)明形成砂體的時(shí)期不一致，因此，當(dāng)2 口鄰井的砂體頂面出現(xiàn)高程差時(shí)，可以作為判斷砂體歸屬不同期次的標(biāo)志。③泥巖夾層。兩期砂體之間發(fā)育較連續(xù)分布的細(xì)粒泥巖沉積，可以作為判斷砂體歸屬不同期次的標(biāo)志。④曲線回返。厚層砂體中見明顯曲線回返響應(yīng)，可以作為不同期砂體的界線［圖2（a）］。

2.1.2 側(cè)向劃界標(biāo)志

在對(duì)各成因砂體類型單井識(shí)別及剖面上合理配置組合的基礎(chǔ)上，總結(jié)出3 種側(cè)向劃界標(biāo)志：①水下分流間灣泥巖。對(duì)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(fù)合砂體的外側(cè)，即存在單一河道、河壩復(fù)合砂體條帶的邊界，可作為側(cè)向邊界的標(biāo)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(cè)向邊界的標(biāo)志；③溢岸砂體。鄱陽(yáng)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(fù)合體條帶外側(cè)并與之相連，因此靠近條帶砂體邊緣的溢岸沉積可作為側(cè)向邊界的標(biāo)志［圖2（b）］。

2.2 單砂體構(gòu)型特征

基于對(duì)研究區(qū)儲(chǔ)層構(gòu)型在平面上和剖面上展布特征的精細(xì)刻畫，參考前人對(duì)單砂體接觸樣式的研究成果［16-18］，總結(jié)出研究區(qū)淺水三角洲單砂體垂向、側(cè)向上的接觸樣式，并結(jié)合基準(zhǔn)面旋回特征，明確了不同旋回階段儲(chǔ)層構(gòu)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(cè)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(zhǔn)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(cè)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(zhì)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(zhǔn)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(qiáng)，下切至先期的單砂體，導(dǎo)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(zhǔn)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(cè)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(cè)向上相互接觸，形成多種拼接樣式。結(jié)合本研究區(qū)單層解剖情況，側(cè)向上，將砂體劃分成3 種接觸類型：分離型、拼接型及側(cè)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(xì)粒泥質(zhì)沉積物，側(cè)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(zhǔn)面旋回上升晚期和下降早期，研究區(qū)以河道-河壩側(cè)緣分離和河壩側(cè)緣交錯(cuò)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(zhǔn)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(cè)緣拼接為主。

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

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

3 構(gòu)型對(duì)剩余油分布的控制

油田進(jìn)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(chǔ)工作。注水開發(fā)實(shí)踐表明，儲(chǔ)層構(gòu)型是影響剩余油分布的主要因素［19］。筆者在精細(xì)儲(chǔ)層構(gòu)型解剖基礎(chǔ)上，結(jié)合生產(chǎn)動(dòng)態(tài)資料和油藏?cái)?shù)值模擬方法，探討了儲(chǔ)層構(gòu)型對(duì)剩余油分布的控制作用。

3.1 構(gòu)型單元內(nèi)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(jì)分析了水下分流河道砂體和河壩復(fù)合砂體等2 種主力砂體的水淹特征。結(jié)果表明：①水下分流河道砂體內(nèi)部以單一正韻律為主，層內(nèi)垂向巖性、物性具有明顯正韻律組合關(guān)系，砂體底部顆粒粗、物性好，向上粒度變細(xì)，泥質(zhì)含量增高，物性變差，測(cè)井曲線響應(yīng)為鐘形或箱形。油藏?cái)?shù)值模擬結(jié)果表明，注入水在重力作用下沿儲(chǔ)層底部高滲透通道運(yùn)動(dòng)，驅(qū)替相對(duì)較差，水淹厚度較小，底部易形成無(wú)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(fù)合砂體內(nèi)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(fù)合韻律，而邊部表現(xiàn)為單一反韻律。油藏?cái)?shù)值模擬結(jié)果表明，受重力及物性等綜合因素的影響，注入水主要沿儲(chǔ)層中部—中下部運(yùn)動(dòng)，驅(qū)替相對(duì)均衡，水淹厚度較大，剩余油分布相對(duì)較少。但對(duì)于不同韻律特征的河壩復(fù)合砂體，其剩余油富集模式也存在差異：對(duì)于復(fù)合韻律的河壩復(fù)合砂體，主要形成頂部、底部剩余油富集模式；對(duì)于反韻律河壩復(fù)合砂體，主要形成頂部側(cè)翼剩余油富集模式。從新增加密井實(shí)鉆結(jié)果來(lái)看，典型正韻律砂體實(shí)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(fù)合韻律實(shí)鉆水淹厚度較大，占比約45.2%，反韻律砂體實(shí)鉆水淹厚度大，占比約56.6%，復(fù)合韻律和反韻律砂體整體驅(qū)替效果好，以頂部側(cè)翼剩余油少量富集為特征（圖4）。

圖4 構(gòu)型單元內(nèi)部韻律性控制剩余油機(jī)制Fig.4 Control mechanism of reservoir rhythmicity of various architecture units

3.2 構(gòu)型單元間接觸樣式控制剩余油分布

構(gòu)型界面為儲(chǔ)層物性轉(zhuǎn)折面，對(duì)油水垂向運(yùn)動(dòng)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(gòu)型單元橫向上的相互接觸關(guān)系影響，看似連片分布的厚層砂體內(nèi)部單砂體間連通性相對(duì)復(fù)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(chǔ)上，結(jié)合油田生產(chǎn)動(dòng)態(tài)資料，分析單砂體間不同接觸樣式對(duì)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(xì)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(jìn)，見效快，相對(duì)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(wú)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(qū)替效果較好，剩余油僅在上部砂體側(cè)緣零星分布（圖5）。

圖5 構(gòu)型單元間垂向接觸樣式控制剩余油機(jī)制Fig.5 Control mechanism of vertical contact patterns between architecture units

3.2.2 側(cè)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(nèi)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(duì)應(yīng)關(guān)系，造成局部砂體有注無(wú)采或有采無(wú)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(fù)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(duì)應(yīng)關(guān)系較差，同樣可形成“段塞式”和“欠注型”剩余油分布；側(cè)切型接觸樣式單砂體間相互切割，橫向性好，注采對(duì)應(yīng)關(guān)系好，注水開發(fā)效果顯著，無(wú)剩余油富集（圖6）。

3.3 平面物性非均質(zhì)性控制剩余油分布

選取渤海A 油田井網(wǎng)較密井區(qū)，在單井構(gòu)型解剖基礎(chǔ)上，建立了解剖區(qū)構(gòu)型平面分布。從構(gòu)型解剖結(jié)果來(lái)看，不同構(gòu)型單元平面組合形成以河壩復(fù)合砂體為主的指狀砂壩［圖7（a）］。根據(jù)800 多個(gè)樣本分析化驗(yàn)數(shù)據(jù)統(tǒng)計(jì)，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(cè)試結(jié)果顯示，注水開發(fā)過(guò)程中示蹤劑在水下分流河道內(nèi)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(nèi)注采井間容易形成優(yōu)勢(shì)通道，水線推進(jìn)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(fù)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(duì)富集，形成“欠注型”剩余油，如新鉆調(diào)整井D44H 和D45H，2 口井均鉆遇NmⅣ6 小層砂體，實(shí)鉆證實(shí)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(fù)合砂體邊部的D44H 井未水淹，河-壩復(fù)合砂體邊部剩余油相對(duì)富集［圖7（c）］。此外，由于受平面物性非均質(zhì)性影響，位于同一河道內(nèi)的注采井組間若無(wú)法形成完善的注采關(guān)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(gòu)型單元間側(cè)向接觸樣式控制剩余油機(jī)制Fig.6 Control mechanism of lateral contact patterns between various architecture units

圖7 平面宏觀非均質(zhì)性控制剩余油分布機(jī)制Fig.7 Control mechanism of the macroscopic heterogeneity

4 現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用

在儲(chǔ)層構(gòu)型研究基礎(chǔ)上，通過(guò)精細(xì)刻畫構(gòu)型單元剖面、平面展布規(guī)律，結(jié)合不同構(gòu)型單元以及平面非均質(zhì)性對(duì)剩余油分布的控制，精準(zhǔn)判斷剩余油分布位置并制定相應(yīng)開發(fā)策略，有效指導(dǎo)油田調(diào)整挖潛。

基于儲(chǔ)層構(gòu)型精細(xì)解剖及控油模式研究成果，針對(duì)“頂部型”剩余油，采用水平井層內(nèi)挖潛技術(shù)取得了良好的開發(fā)效果。如新鉆調(diào)整井D21H1 井實(shí)施后，分析剖面、平面構(gòu)型解剖及生產(chǎn)動(dòng)態(tài)特征，D21S 井投產(chǎn)初期不含水，D20 井周期注水后，D21S井爆性水淹，后期多次調(diào)剖效果不明顯，綜合分析認(rèn)為原井位砂體頂部剩余油富集［參見圖7（b）］。因此設(shè)計(jì)水平井D21H1 井在該層位挖潛，自2019年投產(chǎn)至今持續(xù)穩(wěn)產(chǎn)，平均產(chǎn)油量60 m3/d，含水率為16%，增油效果顯著［圖8（a）］；針對(duì)“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(jié)合精細(xì)構(gòu)型解剖研究成果，優(yōu)選E3S 井進(jìn)行轉(zhuǎn)注，該井自2016 年轉(zhuǎn)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(dá)15 m3［圖8（b）］；針對(duì)“段塞式”和“欠注型”剩余油，主要利用井間加密、側(cè)鉆水平井和井網(wǎng)調(diào)整等方式進(jìn)行挖潛，其中對(duì)于平面非均質(zhì)性控制的“欠注型”剩余油，通過(guò)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(guò)程中取得了良好的生產(chǎn)效果。如注采井組E17-E35-E22 井，根據(jù)構(gòu)型解剖研究成果，注水井E35 位于河-壩復(fù)合砂體邊部，且與周邊E17 和E22 采油井注采連通關(guān)系較好，生產(chǎn)動(dòng)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(shí)踐Fig.8 Tapping potentials practices of different types of remaining oil in Bohai A oilfield

5 結(jié)論

（1）通過(guò)單砂體的識(shí)別與劃分，認(rèn)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(shí)別標(biāo)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(cè)向劃界識(shí)別標(biāo)志。

（2）通過(guò)單砂體的精細(xì)構(gòu)型解剖，認(rèn)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(cè)切型等3 種側(cè)向拼接樣式，且隨基準(zhǔn)面變化，單砂體接觸樣式呈規(guī)律性變化。

（3）構(gòu)型單元內(nèi)部韻律性、構(gòu)型單元間接觸樣式及平面非均質(zhì)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(duì)不同剩余油分布類型，結(jié)合儲(chǔ)層構(gòu)型精細(xì)解剖，通過(guò)側(cè)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。