高浅南区复杂小断块油藏特高含水期剩余油分布规律研究

李海东，刘道杰，崔 建，龚晶晶，王 红

(中国石油冀东油田分公司，河北唐山 063004)

复杂小断块油藏具有断层发育、构造复杂、含油层系多、油水关系复杂等特点，剩余油分布受多种因素共同控制，导致特高含水期剩余油不但分散而且难以识别，目前研究该类型油藏剩余油分布主要有常规测井解释识别水淹层、密闭取心井检验、投产状况分析、水淹特征分析等方法[1-5]。应用动态分析法和常规水淹层解释方法，通过分析高浅南区剩余油分布控制因素，总结了复杂小断块油藏特高含水期剩余油分布规律，并针对不同剩余油主控因素提出了相应挖潜对策。

1 油藏概况

高浅南区位于冀东油田高尚堡浅层构造带高柳断层的下降盘，是一个受高柳断层控制的、被断层复杂化的逆牵引背斜构造。该区断块破碎、砂体小(平均0.46 km2)、含油面积小(平均0.20 km2)，为典型的复杂小断块油藏。开发20多年来，主要依靠天然能量生产，2008年和2009年进行过注水开发，后停注。目前，该区可采储量采出程度为75.84%，而综合含水已高达98.05%，主力油层水淹状况严重，已进入特高含水开发后期。剩余油分布认识不清成为制约油藏整体开发效果提高的瓶颈。

2 剩余油分布研究方法

2.1 常规测井解释识别水淹层

利用常规测井资料定性识别水淹层时，应根据工区的具体地质条件，结合生产动态资料和生产测井资料，以及邻井吸水或生产状况，采用合适的定性识别方法进行综合识别[6]。

高浅南区2008年至2013年共投产定向井19口，通过对比分析其水淹层与邻近老井原始地层的测井响应特征及C/O曲线资料，对水淹层进行定性识别，再根据检查井岩心分析资料和测井资料建立了水淹层测井解释模型，从而对水淹层进行测井解释。最终共解释油层378 m/97层，平均3.9 m/层；解释水淹层208.9 m/33层，平均6.5 m/层。测井解释结果显示，大约有25.4%的油层解释为水淹层，以强水淹、中水淹为主。从新井解释结果上看，主力厚油层水淹程度较高，薄层水淹程度较低，薄层是剩余油富集区。

2.2 密闭取心井检验

高检69-29井是高浅南区一口密闭取心井，该井位于高69-13断块构造高部位，于2010年8月完钻，密闭取心段为NmⅢ2至NmⅢ5油层段，钻探目的是检验构造高部位水淹情况。室内岩心常规分析测试216块岩心样品，实测岩样的含油饱和度主要分布在15%～60%，平均值为33.2%。通过水滴实验得出，未水淹2.4 m，占8.5%；弱水淹0.55 m，占1.9%；中水淹20.1 m，占71.4%；强水淹0.3 m，占1.1%。综合评价高检69-29井区明三上段油层整体以中水淹状态为主，油层顶部剩余油富集。

2.3 投产状况验证

新井投产含水率的高低可以较直观地反应油层水洗状况。2010年至今，高浅南区新投产油井22口，初期有4.5%的井点处于水层区，18.2%的井点处于强水淹区，27.3%的井点处于中水淹区，36.4%的井点处于未水淹区，反映出井区存在较多剩余油，证明该区块新钻井区具有较大开发潜力。

2.4 水淹特征分析

受储层物性、投产时间及注水时机等多种因素影响，油层纵向上水淹程度差别较大。由高29断背斜NmⅢ3水线推进图可以看出，油藏平面上水淹区和强水淹区主要位于油藏边部的油水边界处，其面积占总面积的52．5%。油区和弱水淹区分布面积较小，剩余油主要分布在油藏高部位、封闭性断层、岩性尖灭带、井控程度低和注采系统不完善的地区(如图1)。

3 剩余油分布控制因素研究

3.1 构造对剩余油分布的影响

宏观上，断块构造油藏高部位靠近断层，侵入水难以波及，易形成剩余油富集区。高29断背斜和高63-10断块12个单砂层中，断层封挡的构造高部位有井控制的占25%，局部有井控制的占到25%，无井控制的占到50%；而高部位油井累积水油比(5.6)远低于该层平均水平(25.6)，证明断层封挡的构造高部位为剩余油的富集区[7-8]。

图1 高29断背斜NmⅢ3水淹分级

微观上，油层倾斜和起伏形成的高差易引起油水次生分异，它对层内剩余油分布规模具有较大影响，易形成剩余油富集区。对高29断背斜NgⅣ2、NgⅡ6、NmⅡ3三个小层内微构造上的采油井生产情况统计表明：处于微高点的井累产油量最高，单井寿命最长。G37井位于NmⅡ3-2单砂体油水过渡带的微鼻状构造上(图2)，该井累积产油量高、生产寿命长，投产后曾3次回采，总生产时间很长，说明在每两次生产的间隔时间内，由于油水重力分异作用，造成微构造高点重新聚集了一定量的油气。

图2 G37井平面位置及油层剖面示意

3.2 沉积微相对剩余油分布的影响

高浅南区河道亚相砂体有效厚度大，地质储量高，物性条件好，所以开发效果好于其它相带。高浅南各相带的开发情况表明：心滩微相和辫状河河道微相的开发情况最好，边滩微相次之，天然堤微相的开发效果最差。虽然河道亚相水洗程度高，但是剩余储量远大于同层位的堤岸亚相，主力相带仍然是剩余油的主力富集区。

3.3 韵律性对剩余油分布的影响

高浅南区砂体以正韵律主，射孔位置一般为砂体顶部。在砂层顶部射孔后会造成液流发生一定量的垂向流动，增加顶部的水淹厚度。邻井对应砂体由于中下部渗透率高[9]，在油水重力分异作用下，水淹严重，但顶部仍是剩余油的富集区。同理，在井间无井控制的储层顶部也是剩余油富集区(如图3)。

图3 无夹层正韵律砂体顶部射孔水淹示意图

3.4 水淹路径、大孔道及物性变化带对剩余油分布的影响

在水淹路径和大孔道发育的位置，由于侵入水长期冲刷，水流无效循环，水淹严重，剩余油很少，而物性变化带由于物性差异形成天然屏障而不受侵入水的影响，所以水淹路径以外区域、大孔道以外的区域和物性变化带上[10]，由于水流冲刷作用不强，为剩余油富集区。

3.5 井网控制及注采完善程度对剩余油分布的影响

高浅南区有些区块进行过短期注水开发，使剩余油在平面上分布更加复杂，但是水驱波及范围之外和注采井网不完善区域仍是剩余油富集区。而天然能量开发区块，井网控制不完善区域也存在大量剩余油。

4 实施效果

根据高浅南区剩余油分布研究成果，在剩余油富集区部署新井12口、老井补孔78.9 m/25层。自2010年至今，该区块累积增产原油5.23×104t，新增动用储量18.76×104t，综合递减率降低3.7%，综合含水下降了6.83%，油藏控制程度和动用程度分别增加了8.64%和13.6%，油藏整体开发效果逐渐向好的方向发展。

5 结论

(1)高浅南区剩余油的分布规律体现了复杂小断块油藏特高含水期剩余油分布特点，既总体零散又相对集中。平面上剩余油主要分布在断层遮挡的构造高部位、断层夹角含油区域、物性变化带、边水油藏水淹路径之间的滞留区、水驱波及范围之外的注采井网不完善区域和井网控制不完善区域；纵向上主要分布于未射孔正韵律砂体顶部和夹层下部。

(2)高浅南区剩余油分布的主要控制因素为构造、沉积微相、储层非均质性、水淹路径、大孔道及物性变化带、注采井网的完善程度。

(3)高浅南区实施效果证明，研究复杂小断块油藏特高含水期剩余油分布规律能够有效指导油藏挖潜方向，从根本上改善油藏整体开发效果，在油田开发现场具有较强的实用和指导意义。

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