辽东湾坳陷S油田三角洲前缘储层构型及其对剩余油分布的控制

张雪芳， 刘宗宾， 刘 超， 田 博， 张 瑞

( 中海石油(中国)有限公司 天津分公司，天津 300452 )

辽东湾坳陷S油田三角洲前缘储层构型及其对剩余油分布的控制

张雪芳， 刘宗宾， 刘 超， 田 博， 张 瑞

( 中海石油(中国)有限公司 天津分公司，天津 300452 )

辽东湾坳陷S油田处于注水开发中后期，层内矛盾突出，水淹状况复杂，剩余油分散，水驱效果变差，以小层复合砂体为研究单元的精度无法满足需求。以海上S油田东营组三角洲前缘储层为例，利用地震、测井、岩心等资料，采用层次界面分析方法，确定不同级次界面响应特征，建立单砂体等时地层格架，开展三角洲前缘储层构型精细研究，分析它对剩余油分布的控制作用，并提出剩余油挖潜的对策。结果表明：在单一期次砂体内部，以“韵律差异法、厚度差异法、夹层法、岩性差异法”为侧向接触界面识别方法，对单一水下分流河道、单一河口坝进行精细解剖，刻画四级构型单元的平面组合关系；构型界面、构型单元对剩余油分布的控制作用，主要表现为构型界面对油水垂向运移的遮挡作用，以及构型单元平面组合造成的渗流差异导致的井间剩余油富集；剩余油精细挖潜可以采用层内剩余油挖潜技术、定向井射孔原则优化技术、平面剩余油挖潜技术及调整井井位优化技术。该研究为海上高含水期油田调整挖潜、高效开发提供思路，形成一套适合海上整装油田的三角洲前缘储层构型研究方法。

三角洲前缘； 储层构型； 剩余油分布； 精细挖潜； 东营组； 辽东湾坳陷

0 引言

自Miall A D于1985年提出构型要素分析方法以来，储层构型研究广泛应用于陆上油田，且主要集中于河流相储层，主要针对构型级次划分及构型要素类型，对三角洲前缘储层构型研究及其对剩余油分布的影响研究较少[1-3]。目前，陆上油田利用丰富的密井网和动、静态资料，结合现代沉积认识，采用“模式拟合、动态验证”思路，形成一套以单一河口坝、河口坝内部增生体为主的定量表征技术，研究尺度达到三级构型单元，并在油田剩余油挖潜中取得良好效果[4-9]。

海上油田井距大、井网稀，开发程度低，剩余储量丰富，受多层合采开发策略、投资、风险及沉积模式等因素限制，与陆上油田对比录取的资料相对较少，同时受地震资料品质及分辨率等因素影响，单砂体识别难度大。目前，研究尺度还处于复合河道、复合河口坝级别，储层构型研究处于探索阶段，对层内剩余油分布认识也较为局限。以渤海海域辽东湾坳陷S油田三角洲前缘储层为研究对象，运用地震、测井、岩心等资料，分析不同级次构型界面和构型单元，以及构型对剩余油分布的控制作用，形成一套成熟的剩余油挖潜技术，为高含水期油田剩余油精细挖潜提供地质依据。

1 研究区概况

S油田位于渤海海域辽东湾坳陷、辽西低凸起中段[10]。它是在古潜山背景上发育起来的半背斜构造，主力油层是东营组二下段Ⅰ、Ⅱ油组，油藏类型为受岩性影响的构造层状油气藏。S油田储层为湖相三角洲前缘沉积，具有垂向上多期次叠置、单层厚度大、平面上朵叶体交互形成泛连通体的特点。储层为高孔高渗储层，表现出较强的非均质性。

目前，油田已经完成综合调整项目，油气、水井分别为321、149口，井距由加密前的350 m调整为175 m，相对于其他海上油田井资料较为丰富。经过长期多层合注合采开发，综合含水率为76%，层内矛盾日益突出，注采不均衡，储层连通关系存在多解性；平面上注水见效方向性强，具有见效快、水窜快、注水波及体积小特点，严重影响开发效果。同时，调整井开发实践揭示井间存在大量剩余油，具有较大的挖潜空间。

2 小尺度构型单元

2.1 构型分级

参照Miall A D六级构型分级理论及三角洲前缘储层构型分级认识[11-15]，考虑三角洲前缘砂体沉积时水动力条件及沉积过程，建立三角洲前缘砂体4～6级内部建筑结构的级次划分方案。不同级次构型单元与常用油田分层单元具有一一对应的关系(见表1)。

表1 不同级次构型单元与S油田分层单元对应关系

2.2 单砂体等时地层格架

利用地震、测井、岩心等资料，对研究区其余非取心井进行构型要素分析，建立海上三角洲相储层不同级别构型界面的识别及表征方法。

2.2.1 构型界面识别方法

为了构型解剖在等时地层单元内完成，以宏观沉积背景分析为前提，以三角洲自身沉积特点为约束，借助地震资料与层序地层学理论划分6级构型界面，识别较高级次等时体；根据岩心、测井曲线旋回变化，细分5～4级构型界面，识别小层、单砂体等时地层单元；井间主要依靠测井曲线形态、地层厚度、沉积旋回组合变化等特征，最终建立单砂体等时地层格架。

2.2.2 构型界面识别特征

图1 S油田6级构型界面地震反射特征Fig.1 The seismic reflection characteristics of 6 stage architecture interface in S oilfield

在地震上可识别6级构型界面，地震反射特征为横向上较连续、振幅较强的波谷反射(见图1)。6级构型界面对应单井上较厚层的泥岩隔层(见图2)，横向延伸范围广，不具有渗透性，属于有效隔层，界面上下为不同沉积过程的等时沉积体，对应的地层单元为砂层组。5级构型界面对应小层单元，在地震剖面上较难反映，主要根据测井曲线的旋回变化划分，对应厚度较薄的隔层(见图2)，横向延展范围有限。4级构型界面对应单砂体界面，在单井上表现为泥岩夹层或者较大程度的曲线回返面，在岩心上对应厚度较薄的泥岩段或者层理发育、粒度较细的砂岩过渡段，物性较差，且延伸距离短，表现为低渗条带，对流体起局部遮挡作用或延缓流体的流动。

2.3 四级构型单元解剖

单期次分流河道、河口坝对应的四级构型单元研究尺度能够满足海上油田开发精度需求，可以作为重点研究对象。

2.3.1 侧向界面识别方法

根据井间构型要素接触关系，横向上不同单砂体之间存在明显的界面。侧向界面是刻画井间不同单砂体平面组合关系的依据[16]。通过对单砂体侧向接触关系研究，确定韵律差异法、厚度差异法、夹层法、岩性差异法等4种侧向界面识别方法。

图2 S油田6级、5级构型界面测井响应特征Fig.2 The logging response characteristics of 6 stage and 5 stage architecture interface in S oilfield

(1)韵律差异法：韵律特征在一定程度上能够反映水动力条件变化，不同类型的构型单元成因不同，呈现的韵律也有差异。因此，邻井间测井曲线呈现明显的韵律差异，为两个不同的单砂体沉积。

(2)厚度差异法：按照沉积规律，无论是分流河道还是河口坝，从沉积主体向边缘过渡，砂体厚度逐渐减薄。因此，邻井间测井曲线呈现明显的厚度差异，具有厚—薄—厚的“跷跷板”特征，为两个不同的单砂体主体沉积。可以根据砂体的厚度趋势判断具体单砂体界面位置。

(3)夹层法：在垂向上划分为同一期次形成的单砂体级别单元内，单井上测井解释有明显夹层的，为同一时期形成的两个不同单砂体。

(4)岩性差异法：泥岩或砂泥薄互层与邻井砂体之间形成的岩性差异面是砂体发育的终止界面，可以作为横向上识别不同单砂体的界面标志。

2.3.2 接触关系

在四级构型单元界面识别基础上，通过纵剖面解剖找出井排间不同构型单元的变化点,通过横剖面解剖找出同一井排内不同构型单元的衔接点；然后将变化点在平面上有序连接起来，绘制平面上不同构型单元的组合关系。

以S油田D井区为例，对比五级、四级构型单元平面分布图(见图3和图4)，平面上看似连片分布的厚层复合砂体，实际上是由多条不同分流河道的切割叠置及河口坝的拼接而成的。同一时期沉积的不同单砂体之间组合导致平面上的渗流差异，是平面注采不均衡、剩余油分布复杂的根本原因。

3 剩余油分布

构型对剩余油的分布控制作用显著[17-19]。主要体现在构型界面对油水垂向运移的遮挡作用，以及构型单元平面组合造成的渗流差异导致的井间剩余油富集，分别形成基于构型界面垂向渗流遮挡控油模式和基于构型单元拼接平面分割控油模式。

图3 S油田五级构型单元平面分布Fig.3 The plane distribution map of the 5 stage architecture unit in S oilfield

图4 S油田四级构型单元平面分布Fig.4 The plane distribution map of the 4 stage architecture unit in S oilfield

3.1 垂向渗流遮挡控油模式

构型界面一般为物性差异转折面。根据新钻调整井水淹特征及其与周边邻井构型解剖分析，构型界面对油水垂向运动规律起重要作用，主要表现为阻隔和减缓作用。当构型界面为泥岩夹层时，对流体垂向渗流具有明显的阻隔作用，对剩余油的分布起到分隔控制作用，使得界面上、下单砂体出现不同程度的水淹效果；当构型界面为低渗条带时，流体在界面上、下单砂体之间的垂向沟通受到阻碍而减缓，同样表现为不均匀驱替。

3.2 构型单元拼接平面分割控油模式

不同构型单元的横向接触关系加剧储层的平面非均质性。看似连片分布的厚层油砂体实际上是由水下分流河道、河口坝、河口坝侧缘不同的拼接模式组合而成的，影响注水开发效果。如G46井为注水井排间加密井，于2015年4月投产，先期排液至今稳产50 m3/d，含水率为80%(见图5)。根据G46井测井解释结果和周边邻井吸水剖面测试判断，虽然周边多年注水，G46井2.1、2.2、2.3及4.2号单砂体基本未动用，4.1号单砂体为主力吸水层，表现为强水淹层，水洗严重。根据构型单元剖面和平面解剖结果，平面上对不同类型构型单元拼接，使得注采对应关系复杂化，储层水驱动用不好，水淹程度弱，易富集剩余油；同一构型单元内注采关系对应好，水驱动用程度高，水淹程度较强，不易富集剩余油。

4 现场应用

对储层构型单元进行精细解剖，刻画构型单元的剖面、平面展布规律，分析构型对剩余油分布的控制作用。结合新钻调整井的水淹特征，判断剩余油分布位置，将研究成果应用于油田调整挖潜实践。基于两种控油模式，形成剩余油精细挖潜的四项关键技术，分别是构型界面控油模式下的层内剩余油挖潜技术、定向井射孔原则优化技术，以及构型单元平面控油模式下的平面剩余油挖潜技术、调整井井位优化技术。

4.1 构型界面控油模式

4.1.1 水平井层内剩余油挖潜技术

通过储层构型精细研究，将复合砂体解剖至单砂体，结合新钻调整井的剩余油分布特征，提出水平井层内挖潜技术。如C46H井(见图6)设计层位为3小层，储层厚度为10 m。周边新实施定向井C32井揭示，该井区3小层主力砂体顶部及底部出现不同程度的水淹，但中部3.2小层显示未水淹。3小层为多套单一砂体叠置而成，3.2号砂体为中间一期的单一河口坝，由于单砂体上、下构型界面遮挡富集大量剩余油，设计C46H井水平段钻遇3.2号单砂体。该井实施措施后，水平段全部钻遇未水淹储层，与钻前预测结果一致，平均产油量为129 m3/d，综合含水率为16%，且生产稳定。因此，利用构型界面—夹层对流体的遮挡作用，能够充分挖潜厚油层内未动用的剩余油。

图5 S油田构型单元拼接平面分割控油模式Fig.5 The oil control mode of plane segmentation by architecture unit splicing in S oilfield

图6 S油田水平井挖潜层内剩余油分布Fig.6 The development remaining oil in layer by the horizontal well in S oilfield

4.1.2 定向井射孔原则优化技术

在构型界面识别基础上，在制定调整井射孔方案时，考虑构型界面对流体垂向运移的遮挡作用，根据构型界面的发育情况优化射孔原则，对强水淹层选择性避射。如M1井在3、4号小层内部局部位置水洗严重(见图7)，在制定射孔方案时，采用构型解剖方法在3、4小层复合砂体内部识别构型界面，分别划分出3.1、3.2和4.1、4.2号单砂体。3.2和4.2号单砂体发育强水淹层，按照以往的射孔原则应对强水淹层避射三分之一，考虑构型界面的隔挡作用，对3.1号单砂体未避射；4.2号单砂体中部发育强水淹，在同一构型单元内部储层的连通性较好，判断顶部存在潜在水淹层，对强水淹层采取避射原则，只对构型界面之上的油砂体射开。该井实施措施后，以产油量70 m3/d、含水率40%的产能持续稳产1 a，累计增油2.95×104m3。

图7 S油田构型界面射孔方案优化结果Fig.7 The diagram of optimization function to perforation by configuration interface in S oilfield

4.2 构型单元平面控油模式

4.2.1 水平井平面剩余油挖潜技术

平面上，不同构型单元形成时的沉积过程、水动力条件的差异导致储层物性的平面差异，在注水开发过程中容易形成不均衡驱替，使得剩余油富集。如新钻调整井N1实施后，分析剖面、平面构型解剖及水淹特征(见图8)，4.1号单砂体在F6井与N1井分别发育水下分流河道和河口坝，由于侧向界面的遮挡作用导致注采关系对应不好，根据N1井水淹分布状况，判断4.1号单砂体富集大量剩余油。设计水平井N25H在该层位挖潜，自2015年1月投产至今持续稳产，平均产油量为100 m3/d，含水率为13%。由于构型单元平面拼接的复杂性使得剩余油在平面上呈“相对分散、局部集中”的特征，采用水平井侧向构型界面遮挡形成的平面剩余油挖潜技术效果明显。

图8 S油田N25H井挖潜平面剩余油分布Fig.8 The potential in planar remaining oil by N25H well in S oilfield

4.2.2 调整井井位优化技术

通过储层构型研究指导水平井精细化布井，提高有效储层钻遇率(见图9)。如M30H井为油田综合调整期间设计的水平井，目标层位为4小层，平面位置在D23井与D28井之间，在M17、M18井实施措施后，结合水淹分布状况，判断M17井4.1号单砂体上部存在潜在水淹层，M30H井原设计位置存在较大的水淹风险。M30H井按原设计方案实施，随钻过程密切跟踪，根据随钻测井解释结果，在水平段初期钻遇强水淹层；将该井原井眼侧钻，平面位置改为D28井与F2井之间，层位为4.1号单砂体。实钻结果显示，该井钻遇以未水淹、低水淹储层为主，初期产油量为70 m3/d，含水率为40%。采用调整井井位优化技术，已实施调整井优化井位共计14口，保障未水淹、低水淹油层钻遇率超过95%。

图9 S油田M30H调整井井位优化结果Fig.9 The scheme of M30H well location optimization in adjustment wells in S oilfield

5 结论

(1)提出一套具有海上油田特色的三角洲前缘储层构型研究方法和技术。采用层次约束方法划分期次，建立单砂体等时地层格架；根据单砂体侧向接触界面识别方法，识别同一期次内的单一水下分流河道和河口坝砂体，进而刻画同期、不同构型单元的平面展布特征。

(2)构型对剩余油的分布控制作用主要表现为两种模式，即基于构型界面垂向渗流遮挡控油模式和基于构型单元拼接平面分割控油模式。

(3)构型单元的剖面、平面解剖技术及对控油模式的认识，为深入挖掘层内和平面剩余油、优化射孔、调整井井位提供地质依据，对于海上油田中高含水期提高油气采收率具有指导作用。

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2016-09-06；编辑：任志平

国家科技重大专项(2011ZX05024)

张雪芳(1985-)，女，硕士，工程师，主要从事油气田开发地质方面的研究。

TE122

A

2095-4107(2016)06-0001-08

DOI 10.3969/j.issn.2095-4107.2016.06.001