涂 乙，閆正和，戴建文，王亞會，朱義東，楊 勇，楊 嬌，王偉峰

[中海石油(中國)有限公司 深圳分公司，廣東 深圳 518067]

中國南海東部絕大多數(shù)油田已進入開發(fā)中后期，采出程度較高，含水率普遍較高，產(chǎn)量遞減加快，僅靠提液措施增產(chǎn)已達不到生產(chǎn)效果，并且剩余油分布規(guī)律異常復(fù)雜，呈高度分散狀態(tài)，層內(nèi)層間油水運移關(guān)系不清。目前，海上油田基于小層精度的剩余油研究，已經(jīng)解決實際油田生產(chǎn)要求，不同級次構(gòu)型界面是控制開發(fā)中后期的老油田剩余油運移和分布關(guān)鍵因素。因此，對層內(nèi)單砂體橫向和縱向上展布研究提出了更高要求，砂體接觸關(guān)系和不同構(gòu)型界面的識別和劃分顯得尤為重要?；诓煌壌螛?gòu)型界面控制下的剩余油分布以及單砂體流體勢能的研究，中國研究起步較晚，相關(guān)研究成果深度不夠。李志鵬和蒲玉國等以單一油藏為研究單元，對剩余油分布類型和動態(tài)運聚成藏模式進行了研究[1-2]；陳飛等對構(gòu)型地震響應(yīng)及解釋方法、復(fù)合砂體構(gòu)型與井網(wǎng)井距關(guān)系等方面進行調(diào)研和分析[3]；胡光義等結(jié)合海上油田大井距特點，對復(fù)合砂體構(gòu)型界面識別、構(gòu)型模式以及控制因素進行研究[4]；張瑞等研究了不同相帶間構(gòu)型界面識別，通過密閉取心資料建立半定量構(gòu)型界面識別標準[5]。雖然中國研究人員對儲層構(gòu)型研究較多，但僅考慮單一地質(zhì)因素控油聚集成藏還遠不夠，還需要結(jié)合構(gòu)型界面控制下層內(nèi)流體勢能研究，厘清零散分布的剩余油運移方向，再從界面級次和發(fā)育范圍研究剩余油運移時間，才能客觀找出剩余油富集成藏規(guī)律。

本文以珠江口盆地西江油田為例，從油田關(guān)停調(diào)整再開發(fā)改變儲層流體勢能場角度，來研究單砂體精度下的流體勢場變化，以及油氣在儲層內(nèi)重新運移規(guī)律，提出“勢控論”再生油藏模式，指出低勢閉合區(qū)是形成經(jīng)濟可采剩余油的必要條件，從而提高南海東部老油田剩余油挖潛程度。

1 油田概況

1985年，在南海珠江口盆地北部坳陷帶和惠州凹陷南部鉆探了Y-1X井，獲得了可觀的商業(yè)油氣流，從而發(fā)現(xiàn)了西江油田(圖1)。該油田內(nèi)部無斷層發(fā)育，屬于低傾角自圈構(gòu)造，構(gòu)造平緩、低幅度展布，走向為北西-南東向。油田目前開采程度已達到55%，含水率高達92%。

圖1 珠江口盆地西江油田位置Fig.1 Location of the Xijiang oilfield,PRMB1.韓江凹陷； 2.陸豐凹陷； 3.惠州凹陷； 4.西江凹陷； 5.恩平凹陷； 6.陽江凹陷； 7.瓊海凹陷； 8.文昌凹陷； 9.順德凹陷； 10.開平凹陷； 11.白云凹陷 Ⅰ.海豐隆起； Ⅱ.惠陸低凸起； Ⅲ.陽江低凸起； Ⅳ.瓊海凸起； Ⅴ.深狐—暗沙隆起； Ⅵ.番禺低隆起； Ⅶ.東沙隆起； Ⅷ.云開低凸起

西江油田已動用油藏主要分布在新近系珠江組，主要產(chǎn)油層段為T5—T13，物源來自西北方向的古珠江物源，主要發(fā)育三角洲前緣水下分流河道沉積，儲層巖性以細-中粒長石石英砂巖為主(圖2)。上部中等分選為主，埋深2 370 m以下分選較好，磨圓度為次圓-次棱角狀，粒徑一般0.2～0.6 mm，屬細-中粒級，個別為粗?；虿坏攘?，屬于低-中孔和低-中滲儲集層。主力油藏相對均質(zhì)，夾層發(fā)育較少，非主力油藏儲層內(nèi)部發(fā)育不同級次構(gòu)型界面，以非主力油藏T9為例，儲層橫向上砂體發(fā)育3期砂體疊置，一期砂體和三期砂體表現(xiàn)為高電阻，低密度特征，儲層物性好，含油飽和度高；二期砂體為低電阻，高密度特征，砂體物性差，含水量高。泥巖夾層較為發(fā)育，且空間分布較穩(wěn)定，使得剩余油分布比較分散，剩余油分布規(guī)律復(fù)雜。

圖2 西江油田綜合地層柱狀圖Fig.2 Stratigraphic column of the Xijiang oilfield

2 “控油”模式

2.1 “勢控論”基本原理

由于油田開發(fā)政策調(diào)整，西江油田在2009年逐步關(guān)停了大部分油藏，2014年實施調(diào)整挖潛方案。期間，不同類型的油藏內(nèi)部油水勢被打破，高度分散的剩余油從高勢區(qū)逐步向低勢區(qū)運移和聚集，形成一定成藏規(guī)模。根據(jù)赫伯特和蒲玉國等人研究，單砂體流體勢是指：選定某一基準參考面，單一砂體單元內(nèi)單位質(zhì)量流體所具有的總機械能[2-5]。任意一點的油勢和水勢公式如下：

φo=gho=gz+p/ρo

(1)

φw=ghw=gz+p/ρw

(2)

式中：φo為油勢，m·m/s2；φw為水勢，m·m/s2；g為重力加速度，m/s2；ho為油藏中任意一點油柱高度，m；hw為儲層中任意一點水高度，m；z為測點高程，m；p為標準大氣壓，MPa；ρw為水密度，g/m3；ρo為油密度，g/m3。

將上述兩式聯(lián)立求解ho=hwρw/ρo-z(ρw-ρo)/ρo。在特定的油藏內(nèi)，ρw/ρo與(ρw-ρo)/ρo為一定值，hw和z的大小決定ho的大小。

在靜水情況下，hw為一定值，ho大小只與z測點高程有關(guān)。即在含油構(gòu)造范圍內(nèi)，油水界面呈水平狀態(tài)，構(gòu)造閉合區(qū)即為低勢區(qū)。

在動水情況下，hw和z共同確定ho的大小，hw隨巖層方向下傾遞降時，不同方位ho等值線出現(xiàn)傾斜狀態(tài)，具體表現(xiàn)為油水界面不在同一水平面上，而油藏中油、水密度差、以及與水頭遞降梯度，將直接決定油水界面傾斜程度，同時，在受到構(gòu)造層面或者巖性變化界面元素的控制時，可形成封閉的低勢閉合區(qū)。

2.2 “勢控論”剩余油分布模式

“勢”的形成與閉合是“勢控論”的核心。油藏內(nèi)部油、水兩相由相對高勢區(qū)向低勢區(qū)運移的過程，就是“勢”形成的過程。勢能主要來源于邊、底水或注水能量，構(gòu)造因素、構(gòu)型界面以及動態(tài)勢能大小直接影響“勢”的閉合，相對低勢閉合區(qū)主要在井控程度低和隔夾層發(fā)育的區(qū)域形成，剩余油在低勢閉合區(qū)富集、規(guī)模成藏將是經(jīng)濟開發(fā)的必要前提。結(jié)合對剩余油動態(tài)運移和分布形態(tài)進行研究，剩余油分布模式可分為靜態(tài)型、動態(tài)型(圖3a，b)及復(fù)合型3種類型[6-12]。

圖3 剩余油分布模式(據(jù)文獻[2]修改)Fig.3 Remaining oil distribution (modified from reference[2])a.靜態(tài)型； b.動態(tài)型

1) 靜態(tài)型：主要受油藏構(gòu)造因素和構(gòu)型界面控制，動態(tài)因素為輔。

2) 動態(tài)型：主要受油藏流體動態(tài)流勢能大小控制，靜態(tài)因素為輔。

3) 復(fù)合型：油藏構(gòu)造因素、成藏遮擋條件與動態(tài)水勢共同作用形成。多見于斷裂系統(tǒng)發(fā)育的構(gòu)造型油田或者巖性油氣藏，具有動態(tài)變化特征，剩余油挖掘增效潛力較大。

3 運聚再生油藏模式與開發(fā)效果

3.1 運聚再生油藏模式

西江油田剩余油分布類型主要為復(fù)合型，受動、靜態(tài)因素控制的剩余油分布模式是海上老油田較為常見的潛力類型[13-17]。新發(fā)現(xiàn)的油氣田成藏是以“地質(zhì)時代”為尺度進行運移時間的計算，老油田剩余油動態(tài)運移—聚集—成藏，形成“再生油藏”的時間跨度是以“年”為尺度進行計算的[18-21]。

西江油田儲層碎屑由西北向東南方向沉積，整體上沿物源方向儲層物性逐漸變差，西北方向是油藏優(yōu)勢滲流通道。西江油田自1997年6月投產(chǎn)以來，先后鉆有17口大位移井投入生產(chǎn)。由于早期的生產(chǎn)井漏嚴重，含水率上升較快，產(chǎn)量遞減日益明顯，油田正常開采生產(chǎn)效率影響較大，大位移井開發(fā)風險越來越大并陸續(xù)關(guān)停(表1)，2014年開發(fā)調(diào)整方案實施，為剩余油運移聚集成藏創(chuàng)造了時間條件。

表1 珠江口盆地西江油田老生產(chǎn)井基本情況Table 1 Production statistics of mature wells in the Xijiang oilfield,PRMB

3.1.1 主力油藏“控油”成藏規(guī)律

西江油田主力油藏相對較為均質(zhì)，夾層發(fā)育少而薄，物性好(孔隙度Φ>20%，滲透率K>380×10-3μm2)，有效厚度約10 m。原油油品好，粘度低，流動性高。投產(chǎn)初期日產(chǎn)量高，開采中后期底水錐進快，導(dǎo)致生產(chǎn)井見水也快，目前主力油藏含水近100%。

T11和T13屬于邊、底水能量充足、高滲輕質(zhì)油藏，關(guān)停后剩余油分布零星分散，剩余油重新聚集主要受井控程度和物性差異控制。2009年6月，T13油藏構(gòu)造高部分最后一口生產(chǎn)井關(guān)停，剩余油主要在油藏邊部孔喉結(jié)構(gòu)差異大，物性差區(qū)域零散分布，呈現(xiàn)出少、小和散等特點。2010年后，經(jīng)過1年多時間地層能量恢復(fù)，剩余油沿著優(yōu)勢滲流通道逐漸向構(gòu)造高部位(低勢閉合區(qū))運移聚集成藏，實際調(diào)整井實施后的剩余油儲量豐度平面圖以及剩余油飽和度圖，均顯示剩余油在構(gòu)造高部位聚集。2013年(油田開發(fā)設(shè)計方案設(shè)計階段)和2015年生產(chǎn)井鉆后剩余油分布沒有發(fā)生明顯變化，說明主力層剩余油運移、聚集時間短，成藏儲量規(guī)模也有限，T11主力油藏也具有類似剩余油運聚規(guī)律，主力油藏成藏模式如運聚再生期所示(圖4)。

圖4 西江油田主力油藏運聚再生油藏模式Fig.4 Model for regenerated reservoirs through further migration-accumulation of remaining oil in major pay reservoirs in the Xijiang oilfield

3.1.2 非主力油藏“控油”成藏規(guī)律

西江油田非主力油藏夾層發(fā)育，砂體接觸類型多樣，物性較主力油藏差(Φ<18%，K介于70×10-3μm2～300×10-3μm2)，投產(chǎn)早期產(chǎn)量較低，儲層非均質(zhì)性較強，開采中后期底水錐進快，生產(chǎn)井含水上升速率相對主力均質(zhì)油藏慢。

T9為典型的非主力油藏，儲層內(nèi)發(fā)育不同級次泥質(zhì)夾層界面(表2)，縱向上發(fā)育3期砂體疊置，主要以側(cè)疊和孤立類型為主(圖5；表3)，受夾層遮擋影響，流體在縱向上流動受阻[21]。

表2 珠江口盆地西江油田河道或河口壩復(fù)合體不同級次構(gòu)型界面Table 2 Different orders of configuration interfaces for channels or mouth bar complexes in the Xijiang oilfield,PRMB

表3 珠江口盆地西江油田夾層分布模式統(tǒng)計Table 3 Interbed distribution in the Xijiang oilfield,PRMB

圖5 西江油田T9油藏近東西向砂泥巖對比Fig.5 Comparison of nearly WE-trending sandstone and mudstone in Reservoir T9 in the Xijiang oilfield①號為不滲濾型夾層，②號為大范圍半滲濾型夾層，③—⑥號為小范圍半滲濾型夾層

1) 斜交型前積體3級界面控制作用

西江油田T9儲層主要以水下分流河道和河口壩沉積為主，儲層內(nèi)部發(fā)育③—⑥號小范圍半滲濾型夾層。巖性主要為泥質(zhì)粉砂巖或粉砂質(zhì)泥巖，主要表現(xiàn)為在順物源方向單一河口壩內(nèi)部增生體之間的分界面，以斜交型前積分布形態(tài)為主，發(fā)育規(guī)模1～3個井區(qū)，厚度主要集中在1 m左右，泥質(zhì)含量為20%～30%，對剩余油運移主要表現(xiàn)在側(cè)向遮擋，受層內(nèi)發(fā)育的3級低滲透界面遮擋，地層水疑是沿砂層頂部向生產(chǎn)井推進(Y-20-1井區(qū))，導(dǎo)致該井區(qū)整體上部水淹較嚴重，一部分邊、底水可以穿過該模式夾層，但是會大大延緩錐進速率，另一部分底水會繞過夾層往低勢區(qū)推進，從而形成次生底水驅(qū)或者次生邊水驅(qū)。

2) 疊置型水平狀4級界面控制作用

T9儲層內(nèi)部發(fā)育①號不滲濾型夾層和②號大范圍半滲濾型夾層。巖性主要為泥巖或泥巖粉砂質(zhì)，順物源方向發(fā)育河口壩復(fù)合體(約10 m)或水下分流河道復(fù)合體。4級界面主要表現(xiàn)為單一壩體(約2 m)或河道之間的分界面，以縱向疊置分布形態(tài)為主，發(fā)育規(guī)模2個井區(qū)以上，厚度大于2 m，泥質(zhì)含量30%～40%，4級界面滲透性極差，對復(fù)合體內(nèi)油水運動主要表現(xiàn)為垂向遮擋，底水不能穿過夾層，只能沿著界面展布方向側(cè)向流動，繞過夾層的兩端發(fā)生油水運動，在夾層中間下附油無法被底水驅(qū)替，從而形成了“屋檐油”分布(Y1-3H井區(qū))，夾層形成的“屋檐油”閉合高度和面積決定著油量大小，同樣，繞流而上的底水無法有效驅(qū)替夾層上覆的油(Y1-6H井區(qū))，使得形成“屋頂油”分布(圖6)。

圖6 西江油田T9油藏剖面Fig.6 Cross-section of Reservoir T9 in the Xijiang oilfield

從西江油田不同夾層分布模式與生產(chǎn)效果統(tǒng)計表來看：非主力油藏集中發(fā)育有夾層分布模式2和夾層分布模式3情況下，此類油藏主要發(fā)育3級和4級構(gòu)型界面，對油水運移具有遮擋作用，隨著地層壓力恢復(fù)，剩余油主要集中在3級和4級低滲透界面附近，挖潛潛力大、效果好，非主力油藏剩余油挖潛是油田提高采出程度重點方向。

3) 剩余油運移方向和時間

非主力油藏T9主要來水方向為北西-南東向，也是早期油水運移主要方向。該油藏構(gòu)造高部位Y-24-2井和西北方向構(gòu)造低部位Y-14-2井相繼在2011年和2014年關(guān)停，其余生產(chǎn)井均于2009年前關(guān)停。2009年南邊剩余油零星分布在孔喉差異大、物性差的油藏邊部，高部位剩余油豐度低，經(jīng)過3年多時間零散分布剩余油運移，2013年油藏南邊聚集有一定規(guī)模的剩余油，2015年調(diào)整井投產(chǎn)初期。油藏南邊剩余油豐度有了進一步變大，說明該油藏油水一直在運移并聚集，受到4級和3級低滲透界面垂向遮擋，不斷向油藏南邊低勢閉合區(qū)進行運聚，形成規(guī)模較大的剩余油(圖7東南角紅色富集區(qū)域)。

圖7 西江油田T9油藏剩余油儲量豐度Fig.7 Residual oil reserve abundance in Reservoir T9 in the Xijiang Oilfield

根據(jù)T9實際動態(tài)資料分析，基于單砂體構(gòu)型單元流體勢的變化，非主力油藏邊部零星分散的剩余油，遵循油水運移規(guī)律，經(jīng)過3年以上時間運移聚集再成藏，在3級和4級低滲透界面低勢閉合區(qū)易形成具有一定經(jīng)濟規(guī)模剩余油，對應(yīng)動態(tài)富集再生油藏模式中期(圖8c)。不同級次夾層界面在橫向上和縱向上疊置延緩了油水流動，但經(jīng)過長時間的動態(tài)流動，剩余油會繼續(xù)向構(gòu)造高部位(低勢閉合區(qū))再運聚，對應(yīng)運聚再生后期(圖8d)。

圖8 動態(tài)富集再生油藏模式Fig.8 Dynamic enrichment model of regenerated reservoirs

3.2 實例應(yīng)用

3.2.1 主力油藏挖潛效果

以T11和T13主力油藏為例，夾層少且薄。1997年投產(chǎn)開井日產(chǎn)油很高，截至2013年6月，油藏日產(chǎn)油降至經(jīng)濟門檻，綜合含水高達98.9%，進行了關(guān)停調(diào)整。2014年調(diào)整方案陸續(xù)實施，為剩余油運移創(chuàng)造了時間條件。

T13油藏經(jīng)過2年左右時間剩余油在構(gòu)造高部位低勢閉合區(qū)聚集。2015年初，在構(gòu)造高部位部署Y1-5H1井，投產(chǎn)后平均日產(chǎn)高達200 m3，含水僅為1.8%。隨后含水上升較快，半年后達到55%，2016年底進入高含水開發(fā)階段。截至2020年6月，該層含水率超過97%，日產(chǎn)量下降了約85%，目前日產(chǎn)油低至經(jīng)濟門檻。

2014年底，在T11油藏構(gòu)造高部位部署Y1-8H井。該井投產(chǎn)后平均日產(chǎn)高達300 m3，含水僅為19.5%，半年后含水突破60%，進入了高含水開發(fā)階段。截至2020年6月含水率已超過98%，日產(chǎn)量下降了約92%。目前日產(chǎn)油低至經(jīng)濟門檻。

主力輕質(zhì)油藏容易形成優(yōu)勢滲流通道，剩余油運移聚集所需時間較短，儲量規(guī)模一般不大，生產(chǎn)井一般表現(xiàn)出高產(chǎn)高效短命的生產(chǎn)效果，實際生產(chǎn)動態(tài)與地質(zhì)油藏認識一致。

3.2.2 非主力油藏挖潛效果

以T9非主力油藏為例，儲層內(nèi)部發(fā)育3級和4級低滲透界面，剩余油經(jīng)過3年以上時間運聚再成藏，主要在井控低、構(gòu)型界面等低勢閉合區(qū)富集。

2015年初，在T9油藏構(gòu)造高部位部署Y1-3H井，實際投產(chǎn)效果欠佳，日產(chǎn)油低，含水高達80%。截至2020年6月，日產(chǎn)油逐漸降低至經(jīng)濟門檻。同年，在T9油藏低勢閉合區(qū)部署Y1-6H井。該井所在的東南部發(fā)育3級和4級低滲透界面，剩余油繞過夾層兩端在界面上腹聚集成藏，同時對底水錐進有一定的遮擋作用。Y1-6H井投產(chǎn)后平均日產(chǎn)油超過250 m3，含水僅為3.5%，目前仍保持較高產(chǎn)量，已穩(wěn)產(chǎn)近5年，且含水率上升較緩慢。截止2020年6月，日產(chǎn)油仍有接近百方的產(chǎn)能，含水率72%，生產(chǎn)效果遠好于Y1-3H井。

非主力油藏發(fā)育不同級次構(gòu)型界面，隔夾層對流體的遮擋作用，以及儲層非均質(zhì)性影響，導(dǎo)致早期挖潛程度不高，大量剩余油殘留在儲層內(nèi)，經(jīng)過一段時間的運移聚集，能形成較大的儲量規(guī)模。從開發(fā)生產(chǎn)井效果來看，低勢閉合區(qū)生產(chǎn)井投產(chǎn)日產(chǎn)油較高，受到低滲透界面的遮擋，上水相對較緩慢，整體表現(xiàn)出高產(chǎn)高效長命的生產(chǎn)效果。目前地質(zhì)油藏研究成果與實際生產(chǎn)動態(tài)認識一致。

同時，借鑒T9非主力油藏低勢閉合區(qū)生產(chǎn)井開采經(jīng)驗，在西江油田T5-2，T6-1，T8和T12非主力油藏在西南部位和東部發(fā)育低勢閉合區(qū)，在此區(qū)域概念設(shè)計部署調(diào)整井(圖9a—d)，投產(chǎn)初期平均日產(chǎn)油可達兩百方以上，生產(chǎn)效果明顯。此類非主力層生產(chǎn)效果好的主要原因受控于3級和4級低滲透性和非滲透性構(gòu)型界面遮擋，延緩或阻擋底水上升，延長中、高含水期產(chǎn)油期，導(dǎo)致累產(chǎn)油增多。實例研究表明在低勢閉合區(qū)挖潛剩余油具有很高經(jīng)濟價值。

圖9 珠江口盆地西江油田油藏剩余油儲量豐度圖Fig.9 Abundance of remaining oil reserves in the Xijiang oilfield,PRMBa.T6-1油藏剩余油儲量豐度疊合構(gòu)造；b.T5-2油藏剩余油儲量豐度疊合構(gòu)造；c.T8油藏剩余油儲量豐度疊合構(gòu)造；d.T12油藏剩余油儲量豐度疊合構(gòu)造；紅色區(qū)域代表勢能較低，易形成低勢閉合區(qū)

4 結(jié)論及展望

4.1 結(jié)論

1) 對于具有邊、底水能量的高滲性厚層輕質(zhì)油油藏，剩余油的分布主要由井網(wǎng)和構(gòu)造共同控制，零星散落的可動剩余油能較短時間內(nèi)，富集在構(gòu)造的低勢閉合區(qū)，剩余油主要集中在井控低、構(gòu)造高部位及低勢閉合區(qū)，是剩余油挖潛的目標區(qū)。

2) 對于儲層非均質(zhì)強、物性差的輕質(zhì)油非主力油藏剩余油的分布主要由不同級次構(gòu)型界面和流體勢能大小控制，高度分散的剩余油經(jīng)過3年以上時間運移聚集在低勢區(qū)，是剩余油挖潛的重點潛力區(qū)，生產(chǎn)井一般表現(xiàn)出高產(chǎn)高效長命的生產(chǎn)效果。

3) 以儲層構(gòu)型單元為研究單元，結(jié)合單砂體內(nèi)、單砂體間流體勢的研究，可以從油、水運移方向和時間預(yù)測剩余油聚集規(guī)律，為該類低效開發(fā)老油田深度挖潛提供思路和方向。

4.2 展望

中國南海珠江口盆地在生產(chǎn)油田目前大部分已進入開發(fā)中后期，處于高-特高含水產(chǎn)油期，為了進一步提高油田采出程度，急需從小層級別(5級構(gòu)型)向單期次和單砂體精度(3/4級構(gòu)型)進行轉(zhuǎn)換研究，同時，結(jié)合儲層單砂體流體勢，輔助厘清老油田油藏不同級次構(gòu)型界面對剩余油控制作用，將是未來海上老油田深度立體挖潛的方向。而本文正是基于此開展的相關(guān)研究工作，研究思路和技術(shù)體系目前已用于番禺和西江等老油田剩余油挖潛，預(yù)測將為公司年度生產(chǎn)目標實現(xiàn)至少貢獻2個百分點的產(chǎn)量。