張新春，陸文明，李林地，張 洪，石軍太，宋兆杰

(1.延長油田定邊采油廠，陜西 延安 716000;2.中國石化石油勘探開發(fā)研究院，北京 100083;3.中國石油大學(xué)(北京)石油工程學(xué)院，北京 102249;4.中國石油大學(xué)(北京)非常規(guī)能源研究院，北京 102249)

0 引言

濁流是呈湍流狀態(tài)流動具有牛頓流體性質(zhì)的重力流，受到重力滑塌等外力作用沿海底斜坡向下運動，外力逐漸降低時通過懸浮沉降方式卸載沉積顆粒形成濁積巖，正遞變層理是濁積巖最可靠的識別標(biāo)志[1]。深水濁積巖儲層年代新、埋藏淺，導(dǎo)致成巖作用不強、膠結(jié)弱，因而儲層物性普遍較好[2]。油氣主要儲存在深水濁積扇的濁積水道和朵葉體席狀砂中。因其物性好，生儲蓋組合佳，圈閉豐富，成為目前勘探開發(fā)的重要目標(biāo)，在構(gòu)造油氣藏儲量很難有所突破的背景下，作為隱蔽油氣藏的代表日益成為勘探開發(fā)的關(guān)注重點[3]。深水濁積巖儲層分布十分廣泛，在非洲西海岸，渤海灣盆地陸相湖盆的陡、緩坡帶，塔里木盆地寒武系碳酸鹽巖儲層都存在此類儲層，其中西非海岸盆地深水區(qū)(現(xiàn)今水深大于500 m)共發(fā)現(xiàn)了約180個油氣田，總可采儲量達57.24×108m3(360×108bbl)油當(dāng)量[4]?；谄渲匾匚唬瑖鴥?nèi)外學(xué)者對其進行了深入研究，包括濁流和砂質(zhì)碎屑流理論研究[5-9]，濁積扇形成機制研究[10-13]，濁積砂體分布及砂體和流體識別技術(shù)[14-17]，濁積砂體沉積相和儲層構(gòu)型研究[18-19]。但濁積巖水道切割和疊置頻繁，側(cè)向擺動劇烈，水道內(nèi)部巖性變化復(fù)雜，造成內(nèi)部非均質(zhì)性很強，而海上油田鉆井成本高，井網(wǎng)密度小，少量鉆井進入高含水階段，水竄較為嚴重，采出程度低于50%，在水道邊緣及席狀砂內(nèi)部存在相當(dāng)數(shù)量剩余油，儲層平面和縱向非均質(zhì)性造成注水措施不見效[20-22]。針對儲層強非均質(zhì)性進行的剩余油研究相對不足，該文研究了濁積巖儲層剩余油分布及主控因素，對該類油田有效開發(fā)至關(guān)重要。該研究利用地震和測井資料研究沉積相，以水道砂體分布作為基礎(chǔ)，結(jié)合構(gòu)造、注采及四維地震解釋成果等動靜態(tài)資料，研究目的油田4個主力層剩余油分布模式和主控因素，并用數(shù)值模擬成果進行了有效檢驗。該研究成果為該類濁積巖油田剩余油分布研究及由此控制開發(fā)方案編制和調(diào)整提供了借鑒。

1 地質(zhì)和油藏背景

下剛果盆地位于非洲西部，沿加蓬、剛果(布)、剛果(金)和安哥拉等國的海岸西側(cè)分布。盆地主要發(fā)育中生代晚侏羅世—新生代地層。其中深水區(qū)的鹽上新生界濁積巖是盆地內(nèi)最重要的油氣成藏組合，新生界濁積砂體主要分布于漸新統(tǒng)和中新統(tǒng)地層中，盆地南部主要展布漸新統(tǒng)濁積水道。而研究B區(qū)塊位于下剛果盆地南部，位于非洲西海岸，距海岸160 km，水深1 200～1 800 m，含油面積140.5 km2，地質(zhì)儲量22億桶，主要包括5個油田。研究區(qū)A油田位于最西部(如圖1所示)，發(fā)育構(gòu)造-巖性復(fù)合圈閉，A油田由早到晚發(fā)育4套儲層，分別為中生界始新統(tǒng)O76，O74，O73及O71層濁積水道和席狀砂，油氣大部分儲量位于O71和O73層，油田受斷背斜構(gòu)造控制，儲層孔隙度為22%～28%，滲透率為300～3 000 mD，原油黏度為0.520～0.796，油藏壓力為24.6～33.1 MPa，溫度為75～95℃，屬于具有邊底水中高孔高滲深水砂巖油藏[23-24]。

圖1 A油田位置圖Fig.1 A oilfield location

目前該油藏部署5采5注，注水井分別為A-IA，A-IB，A-IC，A-ID，A-IE;采油井為A-PA，A-PB，A-PC，A-PD，A-PE。A油田存在的問題主要是多層合采，縱向上非均質(zhì)性導(dǎo)致各層水驅(qū)不均衡。從平面上來看，井網(wǎng)部署采取高部位采油、低部位注水，從位置上可分為東、中、西3塊，縱向上4個小層合采。油田目前采出程度近70%，注水造成的高含水矛盾突出，如何有效采出剩余油成為關(guān)鍵。

2 沉積相研究

對研究區(qū)沉積環(huán)境及鉆井巖芯的巖性、物性進行綜合研究，結(jié)合測井相研究成果并參考甲方相關(guān)研究報告，劃分出4種主要沉積微相，如表1所示。濁積水道沉積是地震作用或自身重力作用下，來自陸源三角洲前緣斜坡帶的砂體不斷堆積，沿著一條主溝道(水動力較強)或多條溝道(水動力較弱)向海盆中心移動形成的條帶狀濁積巖沉積，是沉積物從陸架搬運到深海平原的主要通道，其中心物性較好的部位形成的高凈毛比砂巖即為水道軸[25]，濁積席狀砂是水道砂體在波浪簸箕作用下，在其前端附近形成砂泥混合(液化現(xiàn)象)沉積，或由于壓實沉陷作用而在濁積水道遠端形成的舌狀、席狀或橢圓狀細粒砂泥質(zhì)混合沉積[26]。水道邊緣沉積類似于牽引流河道，當(dāng)引發(fā)濁流的事件頻繁，短期內(nèi)不斷加積，沉積物太高漫溢出水道，沿著水道周圍形成近似平行于水道的砂泥互層沉積，沉積物粒度較細，主要是細砂巖、粉砂巖及泥巖的薄互層組合，物性較差，但由于流動性差在注水開發(fā)過程中可以形成部分剩余油。水道間灣泥則為半深海泥質(zhì)沉積，包圍著濁積巖，形成良好的蓋層和生油層。

2.1 單井相研究

以油田代表生產(chǎn)井A-PE井為例，研究其單井沉積相分布狀況。4個目的層上分別存在1～2層主水道形成的水道軸，主水道上部發(fā)育水道邊緣，水道被水道間灣泥包圍，O76和O74層水道厚度較薄，而O73和O71層水道厚度較大，如圖2所示。

圖2 A油田生產(chǎn)井單井沉積相Fig.2 Single well facies of A oilfield

2.2 剖面地震沉積相及平面沉積相

研究區(qū)A油田范圍大而鉆井稀少，單井難于控制具有較強平面非均質(zhì)性的水道砂體，因而單井剖面相研究意義有限。為了縱向上了解4個層位水道砂體變化情況，在甲方提供的地震測線中，由北向南水道展布方向選取了5條不同地震主測線421，371，321，231及191進行解釋，研究其水道砂體、水道邊緣砂體和席狀砂分布情況，通過對5條地震測線地震相詳細解釋，直接標(biāo)定了4個不同層位對應(yīng)沉積時期水道中心軸、水道邊緣及水道前緣席狀砂分布狀況。該文僅再現(xiàn)水道砂體分布最廣、儲量最多的O71層儲層砂體分布(圖3中僅給出3條剖面解釋圖)。421地震測線位于O71水道體系最前端，即主水道位置，地震測線上可以明顯看到剖面中部和西部各有一水道中心(表現(xiàn)為反射波同相軸軸上翹)，兩邊地層減薄，變?yōu)樗肋吘?371地震測線位于水道砂體前端，但砂體已經(jīng)由一個主水道分流成2個分支水道，中部和西部水道軸部更加明顯，厚度變大，水道間距也變大(高點向下重力作用增強，水道下切作用變大);321地震測線位于水道砂體中下部，中部和西部水道軸部寬度增加，水道間距進一步變大;231地震測線位于水道砂體下部，中部水道分化成2個水道，出現(xiàn)西部、中部和東部3個水道軸，由于下部水道漫溢作用，水道軸產(chǎn)狀變平，厚度減小;191地震測線位于水道砂體末端，水道軸漫流形成席狀砂，地震測線上表現(xiàn)為地層產(chǎn)狀變平，軸部消失，形成數(shù)個厚度較小且均勻的席狀砂團塊。

圖3 A油田地震測線解釋剖面及標(biāo)定的O71層水道分布Fig.3 Seismic lines interpretation section of A oilfield O71 layer

為進一步研究O71層沉積相及砂體分布，給出了由中石化研究院提供的、依據(jù)三維地震資料解釋形成的O71層有效砂體厚度圖，如圖4所示。由圖可知，O71層砂體厚度在西南部最大。

圖4 地震資料做出的O71層有效砂體厚度圖Fig.4 O71 layer effective sand thickness by seismic data

顯示物源來自西南部，而西部、中部和東部明顯存在3個砂體厚度較大的區(qū)域，3個區(qū)域呈現(xiàn)水道分布形成的條帶狀，水道砂體厚度最大區(qū)域在西部，其次在中部，推斷西部水道經(jīng)過分化形成西部、中部及東部3個水道體系。經(jīng)過上述地震相和砂體厚度分布研究成果，結(jié)合單井相和綜合地質(zhì)分析，做出了O71層平面沉積相和水道砂體分布狀況，采用相似的步驟進一步給出了O73，O74和O76層沉積相和水道砂體分布狀況，如圖5所示(因篇幅所限，沉積相圖上標(biāo)出了剩余油分布)。

圖5 A油田O76～O71層平面沉積相及剩余油分布Fig.5 Facies and residual oil distribution from O76 to O71 layer in A oilfield

O76層一個主水道分化成3個彼此相距很近的水道及其朵葉體，水道向前范圍擴大，但總體延伸范圍十分局限，水道前端因流速減緩，碎屑沉積下來形成前端席狀砂，水道軸兩邊是水道邊緣沉積;O74層主水道分化成3個水道朵葉體向斜坡下部擴展，體現(xiàn)了水道前積演化過程，但3個水道彼此相距較近的格局沒有改變，水道整體范圍仍然局限，末端也因動力不足演化成席狀砂沉積，產(chǎn)狀變平，水道兩邊是水道邊緣沉積;O73層3個水道繼續(xù)向南部擴展，西部水道在末端彼此疊置切割嚴重，形成厚層水道沉積，成為重要含油儲集體，東部則為單一水道彎曲下行，總體上水道向南端推進距離較大，范圍相對較廣，水道周圍形成水道邊緣沉積;到O71層，水道向下前積發(fā)育到頂峰時期，分布范圍最廣，西部、中部和東部各有水道發(fā)育，以中西部水道為主，每個水道蜿蜒曲折向南部發(fā)育，周圍被水道邊緣沉積包圍，水道砂體較厚，范圍極廣，最終形成西部、中部及東部3個大范圍水道和水道邊緣砂體構(gòu)成的砂體群，成為研究區(qū)最重要含油砂體。

3 剩余油分布及主控因素分析

對注水開發(fā)油田而言，剩余油是油田開發(fā)到一定階段，儲層中注水未被波及或是因儲層非均質(zhì)性未能被水驅(qū)動而殘留在儲層的油氣[27]。剩余油富集主要受沉積相控制的儲層非均質(zhì)性和開發(fā)工程因素，即靜態(tài)地質(zhì)因素和動態(tài)開發(fā)因素[28]兩大因素控制。該研究將靜態(tài)因素和動態(tài)控制因素結(jié)合起來，推測剩余油分布范圍。靜態(tài)因素包括平面水道砂體分布情況和構(gòu)造高點分析為代表的綜合地質(zhì)研究，而動態(tài)因素則包括注采對應(yīng)關(guān)系和四維地震監(jiān)測水驅(qū)前緣變化情況。

3.1 四維時移地震檢測推測剩余油位置

原理:研究油藏是由一系列的深水濁沉積組成，表現(xiàn)為大段穩(wěn)定泥巖背景下顯著的厚層濁流粗砂巖，儲層上下為穩(wěn)定沉積的泥巖圍，容易形成強波阻抗差。而在油氣開采中，整體注采液量基本保持1∶1，可認為是保持地層壓力開發(fā)。所以在水驅(qū)替油或氣、油驅(qū)替氣等流體替換過程中，會使巖石孔隙內(nèi)流體密度增大，同時由于油藏地層壓力的減小致使巖石孔隙體積縮小，造成巖石密度的增大。從地震反射理論而言，這種作用使得地震波反射速度升高，導(dǎo)致波阻抗增大。利用地震振幅屬性或阻抗屬性的變化可以檢測油層流體性質(zhì)的變化。

依據(jù)上述原理，中石化研究院在該油田分別于2009年、2011年及2013年利用三維地震資料做了四維地震監(jiān)測和解釋工作，圖6展示O73層2013年最終流體驅(qū)替監(jiān)測結(jié)果。

圖6 2013年A油田四維地震O73層監(jiān)測流體前緣Fig.6 O73 layer waterflood front survey by 4D seismic interpretation in A oilfield

O76期，見效注水井包括A-IB井和A-IE井，該期儲層較為均質(zhì)，兩口井注入水均勻沿下部席狀砂向上部主水道推進，對A-PB和A-PE生產(chǎn)井附近儲層驅(qū)替效果良好，而A-PD井水道儲層位于高點位置，且距離兩口注水井位置較遠，驅(qū)替效果不好，容易產(chǎn)生剩余油;O74期，見效注水井仍為A-IB井和A-IE井，該期儲層非均質(zhì)性較強，兩口井注入水沿下部席狀砂向上部主水道推進，但推進速度緩慢，僅對水道下部驅(qū)替良好，在水道上部A-PD井以東、A-PB井和A-PC井連線附近驅(qū)替效果不好，容易產(chǎn)生剩余油;O73期，見效注水井為A-ID井和A-IC井，A-IC井剛好在東部水道末端沿水道軸向上產(chǎn)生良好驅(qū)替效果，東部水道驅(qū)替效果良好，A-ID井在水道邊緣推進緩慢，水驅(qū)前緣僅到達A-PA井，在A-PA井和A-PB井連線附近主水道位置驅(qū)替效果不好，容易產(chǎn)生剩余油;O71期，見效注水井為A-ID井、A-IA井及A-IB井，A-ID井在水道邊緣，推進緩慢，A-IA井注水沿水道軸向上對西部水道下部，驅(qū)替效果良好，A-IB井在中部水道下部，驅(qū)替中部水道西部效果良好，在西部水道上部、東部水道位置容易產(chǎn)生剩余油。

3.2 剩余油分布挖潛措施及數(shù)模驗證

以平面沉積相形成的水道儲層分布為主，四維地震監(jiān)測結(jié)果推測的剩余油分布位置作為基礎(chǔ)，結(jié)合構(gòu)造分布(研究區(qū)為斷背斜構(gòu)造，構(gòu)造高點位于A-PD，A-PB，A-PE井一線)和5口注水井及5口采油井形成的注采對應(yīng)關(guān)系，分析了4個目的儲層剩余油分布，并將結(jié)果顯示在平面沉積相中(如圖5所示)。

O76期，剩余油分布在A-PD井附近，該層剩余油形成的2個主控因素是水道平面非均質(zhì)性和注采不對應(yīng)，注采對應(yīng)效果較差和高滲水道滯留形成水道滯留型剩余油。進一步開采該區(qū)剩余油的方式之一就是對A-PD井側(cè)鉆或是繼續(xù)鉆進達到O76層(A-PD井未鉆到O76層)，同時加大A-IB井注水強度;O74期，A-PD井西部主水道位置及A-PC井和A-PE井西部水道朵葉體位置富集剩余油，剩余油富集仍然是水道滯留型，該層剩余油形成的主控因素是水道形成的平面非均質(zhì)性和注采不對應(yīng)。根據(jù)剩余油形成原因和分布狀況，剩余油挖潛措施可以考慮A-PE井轉(zhuǎn)注(該井剩余油少，已充分產(chǎn)出)，水可以沿東部水道向左右彌散，充分驅(qū)出A-PD井和A-PC井兩井附近的剩余油;O73期，西部水道構(gòu)造高點A-PA井和A-PD井附近殘留大量剩余油。該層剩余油形成的主控因素是隔夾層和構(gòu)造，隔夾層形成封隔及水道高點富集形成隔夾層型剩余油，剩余油挖潛措施也可以考慮A-PA井轉(zhuǎn)注，由A-PD井生產(chǎn)，該層儲層非均質(zhì)性強且儲層分布廣泛，還可以考慮空氣泡沫驅(qū)(氣水交替)提高驅(qū)替效果;O71期水道分布范圍最廣，含油性較好，西部主水道A-PD井富集及東部2條水道朵葉體位置形成較多剩余油。因此該層剩余油分布包括水道形成的平面非均質(zhì)性、注采不對應(yīng)和構(gòu)造3個主要因素，構(gòu)造高點滯留形成閣樓型剩余油。剩余油挖潛措施也可以考慮A-IA井和A-ID井側(cè)鉆定向分支進入西部水道東部分支中，增加對西部水道東部分支的驅(qū)油效果，另外增加A-IC井注水強度，提高對最東部水道注水驅(qū)油效果，該層儲層非均質(zhì)性強且儲層分布廣泛，可以考慮空氣泡沫驅(qū)(氣水交替)提高驅(qū)替效果。

為進一步確定動靜態(tài)資料結(jié)合形成剩余油分布可靠性，利用數(shù)模成果驗證。觀察目前儲量并對比原始儲量變化情況，儲量剩余較多的區(qū)域是剩余油富集區(qū)。結(jié)合平面沉積相分布可知，原始儲量主要位于濁積水道上。O76期剩余油主要位于A-PD井周圍和A-PE井附近;O74期剩余油主要位于A-PD井周圍及A-PE井與A-PC井連線水道上;O73期剩余油主要位于A-PA井及A-PD井周圍主水道上;O71期剩余油主要位于過A-PA井西部水道上和過A-PB井東南部水道上，儲量分布示意圖如圖7所示。數(shù)模剩余儲量分布與上述地質(zhì)和工程綜合因素分析得出的剩余油分布基本一致。

圖7 A油田O76～O71層數(shù)模儲量Fig.7 Numerical simulation reserves from O76 to O71 layer in A oilfield

4 結(jié)論

1)A油田含油儲層主要由濁積水道及其末端朵葉體、水道邊緣及席狀砂沉積構(gòu)成，石油儲量大部分位于水道及其朵葉體之中。O76期一個主水道分化成3個彼此相距很近的水道，范圍局限;O74期主水道分化成的3個水道向遠端擴展，水道整體范圍仍然局限，末端因動力不足演化成席狀砂沉積;O73期3個水道繼續(xù)向南部擴展，西部水道在末端彼此疊置切割嚴重，形成厚層水道沉積;O71期水道向下、向前發(fā)育到頂峰時期，西部、中部和東部各有幾個水道發(fā)育，以中西部水道為主，厚度大，砂體物性最好。

2)A油田剩余油主要分布在原始儲量較高、未被注水有效驅(qū)動的主水道上，受平面上水道分布控制明顯。形成的主控因素主要有3個，即濁積水道形成的平面高滲條帶、注采對應(yīng)關(guān)系和構(gòu)造高點。剩余油分布模式包括注采不對應(yīng)造成的“水道滯留型剩余油”，隔夾層和構(gòu)造共同控制的“隔夾層型剩余油”及構(gòu)造高點和儲層非均質(zhì)性控制的“閣樓型剩余油”3種模式。

3)針對濁積水道形成的中高滲油田現(xiàn)狀，即單井成本高，少井高產(chǎn)，儲層非均質(zhì)性強，底部注水頂部采油，多水道且部分水道中的原油無法有效水驅(qū)。剩余油挖潛措施主要包括3個，一是進行空氣泡沫驅(qū)或是氣水交替注入，減緩?fù)七M速度、變換推進方向，實現(xiàn)對所有水道均勻注入;第二是對構(gòu)造高點上的低產(chǎn)采油井轉(zhuǎn)注，利用重力作用反向水驅(qū)，底部注水井采油，提高驅(qū)替效率;第三可以對一些生產(chǎn)井進行側(cè)鉆，控制相鄰未被注水有效驅(qū)替的濁積水道和朵葉體。