劉玉娟，張 靜，張倩萍，鄭 彬，瞿朝朝

（中海石油（中國）有限公司天津分公司，天津 300459）

油田開發(fā)中后期，查明剩余油分布的主控因素對制定油田后續(xù)調(diào)整方案及挖潛策略有著非常重要的意義[1]。剩余油控制因素一般包括地質因素和開發(fā)因素兩大類，地質因素從根本上導致了剩余油的形成和富集，包括沉積微相、儲層非均質性和構造等因素；開發(fā)因素從外部影響了油田的注采效果，包括注采井網(wǎng)、層系劃分、射孔井段、注采強度等因素，多種因素相互作用、相互影響。本文以渤海A 油田為例，分析厚層油藏剩余油地質主控因素，并指導后續(xù)挖潛。

1 油田概況

A 油田是渤海典型的厚層油藏，屬于在古潛山背景上發(fā)育起來的受邊界大斷層控制的斷裂半背斜構造，主要發(fā)育辮狀河三角洲前緣亞相，主力油組儲層垂向上表現(xiàn)為多期砂體疊置，單層厚度大（最大單層厚度可達67 m）；平面上受沉積展布及潛山古地貌的影響較大，儲層橫向變化大，平面上分布不均。A 油田經(jīng)過15 年高速開發(fā)，已經(jīng)進入“雙高”階段。經(jīng)過多次調(diào)整，現(xiàn)階段剩余油分布極為分散，弄清剩余油分布規(guī)律及主控因素對油田后續(xù)穩(wěn)油控水深度挖潛有著非常重要的意義。

2 水淹特征

分析A 油田近年來加密調(diào)整井油層水淹程度發(fā)現(xiàn)，調(diào)整井實鉆油層水淹厚度比例已達73.8%，即大多數(shù)油層已經(jīng)水淹，這與油田處于雙高階段也是匹配的。對A 油田水淹砂體的水淹部位與水淹強度進行分析，揭示油田水淹特征較為復雜[2]。根據(jù)砂體水淹部位與水淹強度，A 油田厚油層水淹類型可分為上部水淹、中部水淹、下部水淹、整層均勻水淹及分段水淹五種（見圖1）。所有水淹砂體中，下部水淹類型的砂體厚度占比最大，占水淹砂體總厚度的42.9%，均勻水淹次之，砂體厚度占比25.4%。分析五種水淹類型的砂體個數(shù)，均勻水淹砂體個數(shù)較多，占比47.5%，下部水淹次之，砂體個數(shù)占比29.4%。從單井水淹砂體水淹情況來看，A 油田油層驅替相對均衡，而剩余油主要分布于厚油層頂部。

圖1 A 油田5 種水淹類型

3 剩余油地質主控因素

地質因素從根本上導致了剩余油的形成和富集。結合厚油層水淹規(guī)律，提出A 油田3 類8 種剩余油地質主控因素，分別為垂向沉積（隔夾層、韻律性、砂體厚度）、橫向沉積（巖性尖滅、物性差異、微相接觸面）、構造（斷層封閉帶、構造幅度）。

3.1 垂向沉積

3.1.1 隔夾層 隨著注水油田進入高含水和高采出程度的“雙高”階段，隔夾層對于剩余油的分布影響日益顯著。隔夾層對流體滲流具有遮擋作用，可以阻止注入水的垂向運移，從而影響儲層水淹的發(fā)育部位和發(fā)育程度，是影響厚油層縱向水淹的主要因素[3]。在層內(nèi)發(fā)育有連續(xù)穩(wěn)定的巖性或物性夾層的情況下，在緊靠夾層的下部或夾層之間物性相對較差的區(qū)域形成一定剩余油分布，由于隔夾層的存在造成油井多段水淹。

A 油田厚油層剩余油分布規(guī)律受隔夾層影響顯著。以A23 井區(qū)Ⅱ油組為例（見圖2），1 小層橫向連通性好，層內(nèi)無夾層封隔，調(diào)整井C21 井頂層剩余油富集；1、2 小層間發(fā)育1 m 泥質夾層，由于夾層的垂向隔擋，夾層下部剩余油較富集。對于這類剩余油有針對性地射孔才能有效動用。

圖2 A23 井區(qū)夾層垂向遮擋型剩余油模式

3.1.2 韻律性 韻律性是指縱向上的微觀巖石學特征變化而引起的儲集層物性在垂向上的變化規(guī)律。韻律性不同，其水淹模式也不同。A 油田主力油組早期以反韻律的席狀砂、河口壩沉積為主，沉積晚期以正韻律、均質韻律及相對均質復合韻律的水下分流河道為主，砂體層內(nèi)非均質性不強。通過對近年來實施的調(diào)整井單個韻律油層水淹特征分析，無論正、反韻律還是均質韻律油層，若縱向上儲層物性差異較小，其水淹部位大多趨向于單韻律儲層的中下部（見圖1（b）、1（c））。而對于縱向上儲層物性差異較大的反韻律儲層，注入水沿高滲層驅動，中上部水淹較強（見圖1（a））。

3.1.3 砂體厚度 砂體厚度對剩余油分布也存在影響，油層越厚，重力分異越明顯。A 油田油層厚度超過10 m 的水淹砂體重力作用明顯，多以下部水淹為主，占比57.1%。厚度相對較薄的油層，一般分兩種情況，（1）主力油組內(nèi)因厚層局部發(fā)育不穩(wěn)定隔夾層而形成的薄砂層，此類薄層橫向連通較好，由于厚度薄重力作用不明顯，驅替相對均勻形成整層均勻水淹，如主力油組內(nèi)油層厚度小于5 m 的水淹砂體，均勻水淹類型占比74.2%；（2）非主力薄油層，如天然堤等，此類砂體厚度薄、物性差、連通性差，儲層因吸水能力差造成驅替效果差，基本未水淹而形成剩余油。由此可見主力油組厚層頂部型剩余油及非主力薄層是后續(xù)挖潛的重點[4]。

3.2 橫向沉積

隨著河流的分叉改道以及河口壩的形成，不同成因類型的砂體橫向尖滅，分流河道砂體與河口壩砂體彼此切割，形成復雜的切疊關系。尤其是水下分流河道邊部砂體，厚度較薄，尖滅快。同時，受沉積條件及壓實作用的控制，儲層砂體尖滅方向物性變差。這些區(qū)域一般難以形成有效的注采對應關系，水洗程度低，為剩余油滯留區(qū)[5，6]。

3.2.1 巖性尖滅 在某類微相或微相組合砂體尖滅部位，可能向沉積前方（向湖）尖滅，也可能向側緣尖滅，由于巖性尖滅遮擋造成流體滯留而形成的剩余油。砂體和泥巖接觸帶具有天然的滲流屏障，阻礙了流體的流動和交換，影響了水驅效果，導致沉積前方或邊部剩余油較多。另外，A 油田是古潛山背景上發(fā)育的辮狀河三角洲沉積，潛山圍區(qū)因潛山遮擋造成巖性變化，油層驅替方向受限也會形成剩余油富集。以A14 井區(qū)Ⅱ油組3 小層為例，注水井A14 井3 小層發(fā)育水下分流河道沉積，儲層厚度大、物性好，而位于河道側緣A9 井3小層儲層基本尖滅。由于井間巖性尖滅，井間加密調(diào)整井C5 井整體水淹較弱，剩余油富集（見圖3）。

圖3 A14 井區(qū)巖性尖滅型剩余油模式

3.2.2 物性差異 儲層物性差異與驅油效率和剩余油分布具有相關關系，通常儲層物性好的地方驅油效率高剩余油少，儲層物性較差的地方驅油效率低剩余油殘留在地層中不易被開采出來。A 油田三角洲前緣亞相沉積中水下分流河道及河口壩微相為骨架砂體，物性相對較好的砂巖分布受水下分流河道位置及方向控制，砂體展布具明顯的方向性。以A43 井區(qū)Ⅱ油組1小層為例，注水井A43 與采油井A22 井均為水下分流河道沉積，儲層發(fā)育物性好，滲透率均超過600 mD，為優(yōu)勢注采方向，驅替效果較好。而往水下分流河道沉積邊緣方向，由于儲層物性變差，易形成剩余油。調(diào)整井C26 井實鉆情況證實了這一結論，該井1 小層儲層變薄，質量變差，滲透率230 mD，油層未水淹（見圖4）。

圖4 A43 井區(qū)儲層物性差異型剩余油模式

3.2.3 微相接觸面 指因微相間沉積界面的存在，接觸面兩側砂體物性、韻律、結構等特征存在差異而成剩余油。分為2 種類型：（1）同相接觸型：指同一微相不同單砂體之間因接觸面差異形成的剩余油；（2）異相接觸型：指不同微相接觸面差異而成的剩余油。一般來講，單砂體不同的平面接觸關系反映了砂體的連通程度，單砂體的側向接觸模式通過影響注水見效時間，來達到對剩余油分布規(guī)律的控制。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，在無井控制的單砂體邊部形成剩余油富集區(qū)。

3.3 構造

構造影響剩余油分布，主要由構造導致的儲層起伏和錯斷引起。

3.3.1 斷層封閉帶 地層被斷層切割會導致斷層兩側地層砂體中的流體被斷層遮擋而無法自由流動，往往會形成注入水驅替不到或水驅很差的水動力滯留區(qū)，這類滯留區(qū)即為剩余油富集區(qū)。A 油田為斷裂半背斜構造，區(qū)內(nèi)斷層發(fā)育，除邊界斷層外，斷塊內(nèi)部斷層延伸長度以小于1 km 為主，斷距以小于20 m 為主，走向以近東西向和北東向為主。開發(fā)初期斷層基本封堵，封閉類型主要為巖性對接和泥巖涂抹封閉。開發(fā)中后期，部分斷層不封堵發(fā)生滲漏。由于斷層的錯斷和封閉作用，斷層兩側的砂體連續(xù)性發(fā)生中斷，流體滲流也被阻斷，造成剩余油在斷層附近富集。

3.3.2 構造幅度 油田注水開發(fā)，注入水會影響油藏原始油水平衡系統(tǒng)，受油層構造起伏、微構造、重力的影響，在構造幅度較平緩的地區(qū)，受沉積微相影響物性較好的地方油氣優(yōu)先被驅替，剩余油富集在物性較差的地方；而在構造幅度較大、或微構造較為突出的地方，流體受重力分異作用影響，構造低部位形成水驅優(yōu)勢通道，構造高部位非優(yōu)勢通道區(qū)域水驅波及范圍小，加之油氣向上運移，構造高部位剩余油較富集。A 油田數(shù)模各小層剩余含油飽和度圖顯示各層構造高部位剩余油富集程度均高于構造腰部及低部位。

4 剩余油分布規(guī)律及挖潛實踐

結合油田水淹規(guī)律和剩余油地質主控因素分析，A 油田厚油層剩余油分布規(guī)律有兩方面：平面上主要受封閉斷層、潛山遮擋、沉積微相等因素影響，剩余油主要富集在斷層封閉帶、沉積邊部以及潛山圍區(qū)巖性尖滅帶；縱向上，主要受韻律、隔夾層及厚度等因素影響，剩余油主要富集于厚層砂體頂部，或夾層的下部。根據(jù)不同的剩余油分布模式采用不同的挖潛策略。

基于厚層頂部及沉積接觸面的剩余油挖潛：A49井區(qū)厚層頂部剩余油富集，且A49-A35 注采井間存在同相沉積接觸面，在兩支分流河道單砂體接觸面附近油層頂部部署水平井X1H 井挖潛剩余油。該井投產(chǎn)后產(chǎn)能較高，初期日產(chǎn)油平均68 m3（見圖5），為周邊老井的2 倍。

圖5 A49 井區(qū)調(diào)整井X1H 井生產(chǎn)曲線

基于斷層封閉帶的剩余油挖潛：在邊界斷層與伴生斷層夾持的A19 井區(qū)高部位部署1 口定向采油井X2，該井實鉆水淹程度較弱，證實剩余油富集。X2 井投產(chǎn)后生產(chǎn)形勢良好，初期平均日產(chǎn)油139 m3（見圖6），含水率僅10.0%，之后雖然含水突破，通過控水穩(wěn)油措施，產(chǎn)量仍維持在50 m3左右，取得較好挖潛效果。

圖6 A19 井區(qū)調(diào)整井X2 井生產(chǎn)曲線

5 結論及認識

（1）剩余油分布受很多因素控制，一般包括地質因素和開發(fā)因素兩大類，地質因素從根本上導致了剩余油的形成和富集。

（2）A 油田厚油層剩余油地質主控因素包括3 類8 種地質控因，主要為垂向沉積（隔夾層、韻律性、砂體厚度）、橫向沉積（巖性尖滅、物性差異、微相接觸面）、構造（斷層封閉帶、構造幅度）。

（3）A 油田厚油層剩余油平面上主要富集在斷層封閉帶、沉積邊部以及潛山圍區(qū)巖性尖滅帶；縱向上剩余油主要富集于厚層砂體頂部或夾層的下部。