侯東梅，牟松茹，周軍良，張文童，權(quán)勃

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

0 引言

在油田開發(fā)的各個(gè)階段，不同級(jí)次隔夾層描述是儲(chǔ)層描述的重點(diǎn)，尤其對(duì)于底水油藏而言，隔夾層是影響油藏內(nèi)部油氣水流動(dòng)的關(guān)鍵地質(zhì)因素[1-3]。渤海海域底水油藏較為發(fā)育，如遼東灣的旅大32-2油田、旅大27-2油田、石臼坨凸起上的秦皇島32-6油田、沙壘田凸起上的曹妃甸油田群等，儲(chǔ)層以辮狀河、辮狀河三角洲沉積為主，不同期次砂體切割疊置使得儲(chǔ)層厚度大、內(nèi)部隔夾層較為發(fā)育。渤海CFD11-X油田隸屬渤海海域最大的底水油田群曹妃甸油田群，油藏具有氣頂及較強(qiáng)規(guī)模底水，辮狀河儲(chǔ)層非均質(zhì)性強(qiáng)，全部采用水平井井網(wǎng)利用天然能量開發(fā)。受地震資料品質(zhì)差、井網(wǎng)密度稀、鉆井資料以水平井為主等因素制約，隔夾層描述難度大、剩余油認(rèn)識(shí)不清。目前CFD11-X油田進(jìn)入高-特高含水階段，含水率大于90%的水平采油井比例超過70%，迫切需要開展隔夾層精細(xì)刻畫及隔夾層對(duì)剩余油分布的影響研究，指導(dǎo)油田高效挖潛。

近年來，國內(nèi)外眾多學(xué)者在開展隔夾層巖相及成因研究的基礎(chǔ)上，以定向井資料為主、水平井資料為輔開展隔夾層識(shí)別，并以井震結(jié)合為橋梁，通過地震多屬性分析及地震反演，綜合動(dòng)態(tài)資料進(jìn)行隔夾層刻畫[3-6]，基于隔夾層認(rèn)識(shí)開展剩余油描述及挖潛實(shí)踐，取得了較好效果[7-8]，但缺乏水平段位置與隔夾層分布關(guān)系對(duì)剩余油分布影響方面的系統(tǒng)研究，尤其動(dòng)靜資料結(jié)合方面的研究還有待進(jìn)一步加強(qiáng)。前人根據(jù)CFD11-X油田靜態(tài)水平井資料及地震資料，開展了隔夾層成因、識(shí)別、刻畫等方面的研究[9-10]，對(duì)隔夾層的類型及分布有了一定認(rèn)識(shí)，但由于缺乏水平井動(dòng)態(tài)資料的應(yīng)用，尤其尚未開展動(dòng)靜資料結(jié)合下隔夾層刻畫及剩余油挖潛方面的系統(tǒng)研究，使得早期認(rèn)識(shí)已無法滿足油田特高含水期剩余油精細(xì)挖潛的需要。本文以CFD11-X油田NgⅢ下油組為研究目標(biāo)，在精細(xì)層序地層格架內(nèi)，充分利用動(dòng)靜態(tài)資料，剖析不同類型隔夾層的動(dòng)靜態(tài)響應(yīng)特征，刻畫隔夾層分布，分析不同類型隔夾層水平井開發(fā)模式下的油水運(yùn)動(dòng)規(guī)律，建立剩余油分布模式并制定水平井加密挖潛策略，指導(dǎo)油田剩余油的高效挖潛。

1 油田概況

渤海CFD11-X油田位于渤海海域西部，構(gòu)造上位于渤海灣盆地沙壘田凸起的東南端，整體為受基底古地貌和斷裂系統(tǒng)共同影響發(fā)育的背斜構(gòu)造(圖1)。已鉆井自上而下鉆遇的地層有第四系平原組、新近系明化鎮(zhèn)組和館陶組、古近系東營組以及元古界地層，主力含油層系為明化鎮(zhèn)組和館陶組。館陶組埋深1300～1500 m，為晚第三紀(jì)盆地整體坳陷的產(chǎn)物，該沉積階段可容空間小，辮狀河道切割疊置，儲(chǔ)層厚度大且連片發(fā)育，但隔夾層發(fā)育使得儲(chǔ)層非均質(zhì)性強(qiáng)，沉積物以含礫砂巖、中細(xì)砂巖及薄層泥巖為主，儲(chǔ)層具有中高孔、高滲的特征[11-12]。油藏以底水油藏為主，30口水平采油井利用天然能量開發(fā)，綜合含水超90%。NgⅢ下油組作為油田主力產(chǎn)層，開發(fā)早期為避氣頂，水平井主要位于油層中下部，受內(nèi)部隔夾層發(fā)育影響，不同位置水平井液量、含水特征差異明顯。NgⅢ下油組已鉆定向井及直井井距大于1 km，鉆井揭示儲(chǔ)層厚度大于30 m，內(nèi)部隔夾層厚度0～5 m，平均厚度3 m，地震資料主頻35 Hz，利用已鉆井及地震資料進(jìn)行隔夾層精細(xì)刻畫難度大，從而影響了剩余油預(yù)測(cè)的精度。油田進(jìn)入特高含水期迫切需要結(jié)合動(dòng)靜態(tài)資料系統(tǒng)開展隔夾層描述，弄清水平井開發(fā)模式下不同類型隔夾層對(duì)剩余油分布的控制作用，指導(dǎo)油水井生產(chǎn)措施的制定及后續(xù)剩余油挖潛。

圖1 CFD11-X油田區(qū)域構(gòu)造位置、開發(fā)井位及層序柱狀圖Fig. 1 Regional structure location, development well location map and hierarchical histograms of CFD11-X oilfield

2 NgⅢ下油組層序地層格架

區(qū)域上新近系館陶組地層與下伏古近系東營組、上覆新近系明化鎮(zhèn)組地層呈不整合接觸，可劃分為一個(gè)三級(jí)層序，內(nèi)部細(xì)分為低位域、湖侵域及高位域[12-13]。CFD11-X油田館陶組縱向細(xì)分為NgI、NgⅡ、NgⅢ油組，分別對(duì)應(yīng)高位域、湖侵域及低位域，各體系域內(nèi)基準(zhǔn)面的起伏變化，導(dǎo)致內(nèi)部發(fā)育多個(gè)短期沉積旋回。根據(jù)旋回變化特征，將NgⅢ油組細(xì)分為兩個(gè)中期沉積旋回，均為基準(zhǔn)面上升旋回，其中NgⅢ下油組對(duì)應(yīng)早期沉積旋回。基準(zhǔn)面上升旋回早期，沉積物供應(yīng)充足，可容空間有限，河道在平面及縱向頻繁切割，使得儲(chǔ)層厚度較大，但由于河道切割侵蝕，泛濫平原泥巖分布不穩(wěn)定，形成儲(chǔ)層內(nèi)部不穩(wěn)定隔夾層；在基準(zhǔn)面上升旋回末期，沉積物供應(yīng)減弱，在儲(chǔ)層頂部發(fā)育穩(wěn)定的泛濫平面泥質(zhì)沉積，也是NgⅢ下油組NgⅢ上油組的分界線。為了更好識(shí)別隔夾層發(fā)育特征，結(jié)合NgⅢ下油組內(nèi)部砂體基準(zhǔn)面旋回變化，將NgⅢ下油組進(jìn)一步細(xì)分為3個(gè)短期旋回(圖2)，從上至下分別為旋回a、旋回b，旋回c，由下向上，水體不斷加深，可容空間增大，沉積物供應(yīng)相對(duì)減弱，局部隔層趨于穩(wěn)定，內(nèi)部夾層相對(duì)較發(fā)育。

3 NgⅢ下油組隔夾層特征及識(shí)別

3.1 隔夾層沉積特征

NgⅢ下油組隔夾層巖性主要為灰色泥巖、粉砂質(zhì)泥巖及泥質(zhì)粉砂巖(圖3)，主要為泛濫平原、河道頂部泥質(zhì)沉積，厚度差異主要受控于河道的下切侵蝕作用，不同短期旋回河流作用強(qiáng)弱變化使得隔夾層分布存在明顯差異。從縱向沉積特征上看(圖2)，NgⅢ下油組由上向下隨著河道作用增強(qiáng)，隔夾層分布趨于不穩(wěn)定發(fā)育。其中旋回a頂部為區(qū)域洪泛面，隔夾層分布相對(duì)穩(wěn)定，旋回a沉積時(shí)期，河流作用相對(duì)較弱，河道下切作用偏弱，使得旋回a和旋回b之間局部隔夾層分布穩(wěn)定；旋回b沉積時(shí)期，河流作用增強(qiáng)，河道下切旋回c頂部泥質(zhì)沉積及局部河道，使得隔夾層僅局部發(fā)育；旋回c沉積時(shí)期，河道來回切割，儲(chǔ)層較為發(fā)育，縱向厚度大，發(fā)育物性夾層，且多為局部發(fā)育。

圖2 CFD11-X油田NgⅢ下油組精細(xì)層序地層格架(剖面線見圖1中A-B)Fig. 2 Fine sequence stratigraphic framework of NgⅢ Lower Group in CFD11-X oilfield (section line see figure 1 A-B)

圖3 CFD11-X-I9P1井NgⅢ下油組巖心特征Fig. 3 Well CFD11-X-I9P1 core characteristics of NgⅢ Lower Group

3.2 靜態(tài)資料識(shí)別隔夾層

識(shí)別隔夾層的靜態(tài)資料主要包括巖心、測(cè)井及地震資料，一般而言，當(dāng)?shù)卣鹳Y料無法識(shí)別隔夾層時(shí)，密井網(wǎng)測(cè)井資料往往是隔夾層精細(xì)刻畫的重要基礎(chǔ)。研究區(qū)儲(chǔ)層厚度大于30 m，隔夾層平均厚度3 m，地震資料主頻35 Hz，直井及定向井資料少于10口，且井距大于1 km，取心井僅1口，無法滿足隔夾層精細(xì)刻畫需要，但由于水平井資料豐富，且水平段長(zhǎng)度平均350m，能在一定程度上彌補(bǔ)稀井網(wǎng)的不利條件。研究區(qū)NgIII下油組內(nèi)部隔夾層具有明顯的測(cè)井響應(yīng)特征，隔夾層發(fā)育時(shí)自然伽馬、電阻率特征與儲(chǔ)層存在差異(圖1)。結(jié)合7口定向井及30口水平井測(cè)井響應(yīng)特征，綜合建立了NgⅢ下油組孤立型單砂體、堆積垂疊型復(fù)合砂體、切割垂疊型復(fù)合砂體三類儲(chǔ)層結(jié)構(gòu)模式(圖4)，其中孤立型單砂體縱向隔夾層往往穩(wěn)定發(fā)育，堆積垂疊型復(fù)合砂體隔夾層不穩(wěn)定發(fā)育，切割垂疊型復(fù)合砂體隔夾層往往不發(fā)育。在利用定向井、水平井常規(guī)測(cè)井資料識(shí)別的基礎(chǔ)上，以研究區(qū)20余口水平井的探邊資料為輔助，對(duì)NgⅢ下油組內(nèi)部隔夾層進(jìn)行綜合識(shí)別。

圖4 CFD11-X油田NgⅢ下油組砂體切疊模式及定向井、水平井聯(lián)合隔夾層識(shí)別Fig. 4 Sand body stacking mode and interlayer identification using directional well and horizontal well of NgⅢ Lower Group in CFD11-X oilfield

3.3 動(dòng)態(tài)資料識(shí)別隔夾層

近年來，除利用靜態(tài)資料識(shí)別隔夾層外，越來越多的動(dòng)態(tài)資料被用于隔夾層的識(shí)別與刻畫。研究區(qū)NgⅢ下油組為底水油藏，水平井開發(fā)模式下，受不同類型隔夾層的遮擋，水平采油井往往表現(xiàn)出不同的生產(chǎn)動(dòng)態(tài)特征，可以用來較好判別水平井軌跡附近隔夾層是否發(fā)育及發(fā)育的規(guī)模。根據(jù)研究區(qū)NgⅢ下油組30口采油井的動(dòng)態(tài)資料，將水平井生產(chǎn)動(dòng)態(tài)特征歸結(jié)為三類(圖5)，第一類動(dòng)態(tài)上表現(xiàn)為無水采油期較短，試井壓力倒數(shù)曲線明顯下降，分析認(rèn)為油藏能量較強(qiáng)，受底水錐進(jìn)影響，底部快速水淹導(dǎo)致，對(duì)應(yīng)于隔夾層往往不發(fā)育，底水呈無遮擋狀態(tài)，儲(chǔ)層類型多為切割垂疊型復(fù)合砂體，即使局部隔夾層發(fā)育，但其規(guī)模往往小于水平段的長(zhǎng)度；第二類動(dòng)態(tài)上表現(xiàn)為無水采油期中等，含水上升多為階梯上升，試井壓力倒數(shù)曲線下降趨勢(shì)中等，分析認(rèn)為油藏能量雖較強(qiáng)，但底水受隔夾層遮擋，推進(jìn)緩慢，底水呈半遮擋狀態(tài)，儲(chǔ)層多為堆積垂疊型復(fù)合砂體，對(duì)應(yīng)隔夾層不穩(wěn)定發(fā)育，但隔夾層規(guī)模大于水平段長(zhǎng)度，具有一定規(guī)模，對(duì)底水具有抑制作用；第三類為動(dòng)態(tài)上表現(xiàn)為無水采油期或低含水期較長(zhǎng)，含水上升多為緩慢增長(zhǎng)型，試井壓力倒數(shù)曲線多無明顯下降，分析認(rèn)為油藏能量受隔夾層遮擋影響較大，底水僅能沿局部切疊部位繞隔夾層呈邊水推進(jìn)，對(duì)應(yīng)隔夾層往往穩(wěn)定發(fā)育，底水呈全遮擋狀態(tài)，儲(chǔ)層多為孤立型砂體，隔夾層分布相對(duì)穩(wěn)定，或隔夾層分布規(guī)模遠(yuǎn)大于水平段長(zhǎng)度，底水無法沿底部向上突破。

圖5 CFD11-X油田底水油藏不同隔夾層模式下動(dòng)態(tài)響應(yīng)特征Fig. 5 Dynamic characteristics of bottom water reservoir with different interlayer modes in CFD11-X oilfield

3.4 不同類型隔夾層分布

以定向井、水平井測(cè)井資料為基礎(chǔ)，通過靜態(tài)方法在等時(shí)層序地層格架內(nèi)識(shí)別隔夾層的基礎(chǔ)上，根據(jù)不同隔夾層模式下水平采油井生產(chǎn)動(dòng)態(tài)特征，綜合對(duì)NgⅢ下油組不同旋回之間及內(nèi)部隔夾層進(jìn)行綜合識(shí)別。從識(shí)別結(jié)果來看(圖6)，縱向上隔夾層的分布具有一定的規(guī)律性，表現(xiàn)為各旋回內(nèi)部隔夾層多呈不穩(wěn)定發(fā)育，以夾層為主要特征，水平井開發(fā)動(dòng)態(tài)表現(xiàn)為夾層對(duì)底水的遮擋表現(xiàn)為無遮擋或半遮擋型；旋回與旋回之間，受不同旋回沉積時(shí)期河流下切作用強(qiáng)弱的影響，隔夾層分布具有明顯差異，其中旋回b和旋回c之間隔夾層多呈不穩(wěn)定發(fā)育，表現(xiàn)為夾層特征，尤其旋回c內(nèi)部?jī)?chǔ)層以堆積垂疊型復(fù)合砂體為主，夾層規(guī)模較小，水平井開發(fā)動(dòng)態(tài)表現(xiàn)為夾層對(duì)底水的遮擋多表現(xiàn)為無遮擋型，旋回b內(nèi)部?jī)?chǔ)層以切割垂疊型復(fù)合砂體為主，夾層分布具有一定規(guī)模，水平井開發(fā)動(dòng)態(tài)表現(xiàn)為夾層對(duì)底水的遮擋表現(xiàn)為半遮擋型；旋回a和旋回b之間隔夾層多呈穩(wěn)定發(fā)育，以隔層為主要特征，旋回a內(nèi)部?jī)?chǔ)層以孤立單砂體為主，水平井開發(fā)動(dòng)態(tài)表現(xiàn)為對(duì)底水的遮擋表現(xiàn)為遮擋型。

圖6 CFD11-X油田復(fù)雜底水油藏剩余油挖潛模式圖(剖面線見圖1中C-D)Fig. 6 Residual oil digging pattern of complex bottom water reservoir in CFD11-X oilfield (section line is shown in figure 1 C-D)

4 剩余油分布及挖潛實(shí)踐

復(fù)雜油藏內(nèi)部剩余油的分布不僅與儲(chǔ)層內(nèi)部的隔夾層有關(guān)，也與開發(fā)井網(wǎng)有關(guān)。對(duì)于水平井開發(fā)的復(fù)雜底水油藏而言，水平井的分布位置、隔夾層的分布規(guī)模、水平井軌跡與隔夾層的關(guān)系等綜合影響著剩余油的分布[14-17]。需要在明確剩余油影響因素的基礎(chǔ)上，建立剩余油分布模式，指導(dǎo)復(fù)雜底水油藏剩余油挖潛。

4.1 不同遮擋條件下剩余油分析

4.1.1 無遮擋型底水油藏

在水平井開采底水油藏時(shí)，井筒周圍產(chǎn)生壓力降及油藏中的物質(zhì)平衡關(guān)系，使得底水油藏中會(huì)出現(xiàn)油水界面發(fā)生變形呈脊形上升的現(xiàn)象，其方向垂直于水平井方向的橫截面因形狀相似于直井中形成的“錐面”，稱為底水的水脊[18]。

當(dāng)?shù)姿筒責(zé)o隔夾層遮擋時(shí)，水脊腔形態(tài)的刻畫是剩余油研究的重點(diǎn)，在相同儲(chǔ)層及流體條件下，井距及生產(chǎn)制度對(duì)水脊的形態(tài)有較大影響[19-21]。通過分析驅(qū)油效率、剩余油飽和度，認(rèn)為無隔夾層遮擋時(shí)水平井水脊腔可分為內(nèi)、外兩層，內(nèi)、外水脊的劃分以區(qū)域含油飽和度56%(對(duì)應(yīng)驅(qū)油效率30%)為界限，內(nèi)水脊區(qū)底水驅(qū)替倍數(shù)大、驅(qū)油效率中等偏強(qiáng)，剩余油飽和度低，外水脊區(qū)底水驅(qū)替倍數(shù)較小，驅(qū)油效率偏低，剩余油飽和度偏高。結(jié)合研究區(qū)水平井日產(chǎn)液水平，對(duì)水脊形態(tài)進(jìn)一步分析發(fā)現(xiàn)，日產(chǎn)液通過影響水脊腔內(nèi)驅(qū)動(dòng)壓力梯度會(huì)導(dǎo)致水脊形態(tài)發(fā)生變化，水平井實(shí)施提液可以提高內(nèi)水脊區(qū)的驅(qū)動(dòng)壓力梯度，使得內(nèi)水脊區(qū)波及增大，大幅降低剩余油飽和度，但外水脊區(qū)驅(qū)動(dòng)壓力梯度仍相對(duì)偏小，剩余油飽和度較高(圖7)?；谒骨恍螒B(tài)定量刻畫分析，認(rèn)為原水平井井距300 m開發(fā)，底水水脊波及半徑最大為100 m，井間及儲(chǔ)層頂部剩余油富集，該類油藏開發(fā)井井距可以加密至120～150 m。

圖7 無遮擋型底水油藏水平井脊腔形態(tài)示意圖Fig. 7 Horizontal well ridge cavity illustration in bottom water reservoir without occlusion

4.1.2 遮擋型底水油藏

當(dāng)?shù)姿筒卮嬖诟魥A層遮擋時(shí)，受不同遮擋條件的影響，底水波及范圍、水體推進(jìn)方式不同使得油井表現(xiàn)出不同的動(dòng)態(tài)特征，也使得剩余油分布存在差異[22-24]。當(dāng)隔夾層對(duì)水平井下方底水屬于全遮擋類型時(shí)，底部水體推進(jìn)因隔夾層受阻，僅能沿局部連通區(qū)繞流為油井提供能量，使得隔夾層下方遮擋區(qū)以及隔夾層上方非來水區(qū)剩余油富集。當(dāng)隔夾層對(duì)水平加下方底水屬于半遮擋類型時(shí)，研究發(fā)現(xiàn)隔夾層的遮擋規(guī)模、分布寬度、分布位置均影響著剩余油的分布(圖8)。當(dāng)隔夾層側(cè)向及底部遮擋時(shí)，受遮擋一側(cè)剩余油富集；當(dāng)側(cè)向不遮擋僅底部遮擋時(shí)，隔夾層之下遮擋區(qū)存在剩余油；當(dāng)隔夾層靠近油藏中上部時(shí)，隔夾層之下遮擋區(qū)剩余油富集，隔夾層位于油藏中下部，且分布范圍小于水平段長(zhǎng)度時(shí)，隔夾層之下遮擋剩余油相對(duì)較少。因此可以結(jié)合隔夾層的分布位置，對(duì)剩余油進(jìn)行有針對(duì)性挖潛。

圖8 不同遮擋類型下底水油藏下剩余油模擬圖Fig. 8 Simulation of residual oil under bottom water reservoir with different shielded interlayer

4.2 剩余油分布特征

底水油藏的剩余油分布不僅與隔夾層有關(guān)，也與開發(fā)方式有關(guān)，尤其水平井開發(fā)時(shí)，水平井與隔夾層的位置關(guān)系對(duì)剩余油分布影響較大[25-26]。結(jié)合剩余油機(jī)理分析及水平井軌跡與隔夾層分布的相對(duì)位置關(guān)系，將研究區(qū)剩余油類型分為頂部富集型、中部富集型、下部富集型，剩余油的富集類型與水平井、隔夾層的位置有關(guān)，當(dāng)水平井開發(fā)呈無遮擋型時(shí)，底水水脊明顯，縱向主要在頂部和中部剩余油富集，平面主要在井間、局部構(gòu)造高部位以及低井控區(qū)剩余油富集；當(dāng)水平井開發(fā)呈半遮擋型時(shí)，底水水體以拖進(jìn)模式推進(jìn)，水驅(qū)波及范圍增大，縱向上在頂部及隔夾層之下剩余油富集，平面主要在局部構(gòu)造高部位、低井控區(qū)以及水體推進(jìn)不均一側(cè)剩余油富集；當(dāng)水平井開發(fā)呈全遮擋型時(shí)，水體呈繞流上升推進(jìn)，縱向主要在儲(chǔ)層中下部剩余富集，平面上在水體推進(jìn)不均一側(cè)、低井控區(qū)域、局部構(gòu)造高部位剩余油富集。基于隔夾層分布特征及水平油井開采特征對(duì)研究區(qū)剩余油進(jìn)行了刻畫，由于旋回a內(nèi)部?jī)?chǔ)層主要為孤立型單砂體，且高部位發(fā)育氣頂，剩余油主要分布在低井控區(qū)；旋回b內(nèi)部?jī)?chǔ)層主要為堆積垂疊型復(fù)合砂體，剩余油主要分布在水平井井間、低井控區(qū)、局部構(gòu)造高部位以及隔夾層遮擋區(qū)；旋回c內(nèi)部?jī)?chǔ)層主要為切割垂疊型復(fù)合砂體，剩余油主要分布在低井控區(qū)、局部構(gòu)造高部位、水平井井間(圖6)。綜合油藏、層序地層、儲(chǔ)層特征，利用現(xiàn)有水平井生產(chǎn)動(dòng)態(tài)特征，分析隔夾層遮擋類型及天然能量驅(qū)動(dòng)特征，根據(jù)不同能量下的驅(qū)替機(jī)理，確定了不同隔夾層遮擋條件下的剩余油分布模式(表1)。

4.3 剩余油挖潛對(duì)策及效果

根據(jù)CFD11-X油田NgIII下油組復(fù)雜底水油藏特征、隔夾層分布及剩余油研究，制定了井型上繼續(xù)采用水平井開發(fā)的挖潛思路，建立了后期加密挖潛模式(圖9)。對(duì)氣頂、底水能量聯(lián)合驅(qū)動(dòng)的無隔夾層遮擋型油藏，油井投產(chǎn)初期會(huì)呈現(xiàn)氣油界面下推、底水錐進(jìn)的情況，早期主要在油層中部位部署井位，上避氣下避水大井距(井距500～600 m)進(jìn)行開發(fā)，待氣頂采出程度較高時(shí)(50%左右)，氣油界面恢復(fù)原來位置后，布井位置位于油層頂部，井距加密至250～300 m；對(duì)于底水驅(qū)動(dòng)無隔夾層遮擋型油藏，早期主要在高油柱區(qū)開發(fā)，后期采用井間加密、低油柱區(qū)有效動(dòng)用的挖潛模式；對(duì)于近似邊水、底水聯(lián)合驅(qū)動(dòng)的隔夾層半遮擋型油藏，早期主要在高油柱區(qū)開發(fā)，后期采用平面井間加密，縱向依托隔夾層分布交錯(cuò)加密進(jìn)行挖潛的模式；對(duì)于有隔夾層全遮擋的油藏，早期主要在高油柱區(qū)開發(fā)，后期采用平面井間加密，縱向依托隔夾層細(xì)分開發(fā)層系開發(fā)的挖潛模式。

圖9 不同隔夾層遮擋條件下剩余油挖潛模式Fig. 9 The residual oil tapping mode under different types of interlayer occlusion

通過以上研究，形成了無遮擋區(qū)井間加密挖潛、低井控區(qū)有效動(dòng)用挖潛、遮擋區(qū)縱向立體挖潛的剩余油高效挖潛對(duì)策，指導(dǎo)了NgIII下油組特高含水期綜合調(diào)整方案的研究與實(shí)施。15口水平井實(shí)鉆與研究成果吻合率達(dá)90%以上(表1)，投產(chǎn)初期平均產(chǎn)油130 m3/d，初期含水率低于60%的油井5口，較好的驗(yàn)證了成果的合理性，水平井加密挖潛后，油田產(chǎn)量提升效果明顯(圖10)，也為后續(xù)進(jìn)一步挖潛打下了堅(jiān)實(shí)基礎(chǔ)。

圖10 CFD11-X油田水平井加密挖潛效果Fig. 10 Encryption and potential effect of horizontal well in CFD11-X oilfield

表1 CFD11-X油田15口水平井設(shè)計(jì)與投產(chǎn)情況對(duì)比Table 1 The Comparison between the horizontal well design and the actual production situation

5 結(jié)論

(1)對(duì)于CFD11-X油田NgⅢ下油組底水油藏，通過動(dòng)靜資料對(duì)隔夾層進(jìn)行研究，明確孤立型單砂體、堆積垂疊型復(fù)合砂體、切割垂疊型復(fù)合砂體儲(chǔ)層結(jié)構(gòu)模式?jīng)Q定了隔夾層從穩(wěn)定發(fā)育、不穩(wěn)定發(fā)育到不發(fā)育，建立的基于模式控制的定向井、水平井資料聯(lián)合隔夾層識(shí)別及不同隔夾層模式下水平井的動(dòng)態(tài)響應(yīng)模式為隔夾層精細(xì)刻畫提供了有利條件。

(2)CFD11-X油田NgⅢ下油組底水油藏隔夾層發(fā)育，水平井開發(fā)模式下縱向隔夾層對(duì)底水的遮擋特征存在明顯差異。各旋回之間，隔夾層穩(wěn)定至不穩(wěn)定發(fā)育，對(duì)底水的遮擋表現(xiàn)為遮擋型或半遮擋型，各旋回內(nèi)部隔夾層多呈不穩(wěn)定發(fā)育，對(duì)底水的遮擋表現(xiàn)為無遮擋或半遮擋型。遮擋型和半遮擋型區(qū)域?qū)Φ姿囊种谱饔檬沟迷搮^(qū)剩余油富集。

(3)針對(duì)CFD11-X油田NgⅢ下油組底水油藏水平井開發(fā)現(xiàn)狀，基于隔夾層精細(xì)刻畫及剩余油分布影響因素分析，推薦無遮擋區(qū)開展井間加密挖潛、低井控區(qū)開展有效動(dòng)用挖潛、遮擋區(qū)開展縱向立體加密挖潛，礦場(chǎng)實(shí)踐結(jié)果表明，該方法及思路改善了油田開發(fā)效果，也可供國內(nèi)外底水油藏剩余油的高效挖潛借鑒。