渤海大厚层油藏剩余油分布规律及挖潜实践

刘玉娟 李红英 郑 彬 王立垒 胡端男

(中海石油(中国)有限公司天津分公司， 天津 300452)



渤海大厚层油藏剩余油分布规律及挖潜实践

刘玉娟 李红英 郑 彬 王立垒 胡端男

(中海石油(中国)有限公司天津分公司， 天津 300452)

针对X油田纵向及平面水淹不均、剩余油分布规律复杂等问题，从层内、层间及平面等角度进行研究。研究认为，层内水淹受韵律性及重力共同作用，层间水淹受层间夹层影响，平面水淹规律受沉积相带控制。纵向上剩余油分布于各小层顶部，平面上主河道侧向、断层附近、潜山井区等剩余油富集。采取油井转注实现井网重塑、增加新井完善注采井网等针对性挖潜策略，在实践中取得了显著效果。

大厚层；水淹规律；剩余油分布；挖潜

近年来，随着海上油田常规注水开发的深入，渤海大多数油藏进入了中高含水开发阶段，出现了产量递减快、含水上升快的现象，加强剩余油开发成为油田后期调整挖潜的重要内容。海上油田钻井资料、测试资料相对较少，很难对剩余油分布进行准确描述。本次研究是在水淹规律分析的基础上，通过精细地质分析及数值模拟研究，分析X油田剩余油分布及其影响规律，提出挖潜策略。

1 X油田地质概况

X油田位于渤海海域，是在古潜山背景上发育起来的断裂半背斜构造，主要发育辫状河三角洲前缘亚相。主力油组储层的分布特征受控于沉积相带的展布以及潜山古地貌的影响。垂向上，储层表现为多期砂体叠置，单层厚度大(30～60 m)，且无明显隔夹层；平面上，受沉积及潜山古地貌的影响较大，储层厚度变化大，平面上分布不均。主力油组主要发育3期砂体，自下而上具有继承性发育的特点，砂层厚度、平面展布范围及物性都有逐渐优化的趋势。

X油田自2005年投入开发至今，保持了高速开采的水平，油田整体开发效果较好。截至2014年6月底，油田已开始进入中高含水期，采出程度为24.0%，综合含水率为71.4%。经过多年开采，油田逐渐暴露出一些问题。首先，纵向上大厚层各个小层之间的动用差别较大，纵向上多期次叠置的厚层复合砂体出现严重的水淹不均；其次，平面上水淹复杂，各井区含水率差异明显，主体区剩余油分散；此外，受断层等因素制约，局部动用较差，现井网挖潜难。面对这种情况，必须进一步研究剩余油分布，制定对应的挖潜策略。

2 剩余油分布研究

剩余油的形成是由于油藏的非均匀性驱油所致，造成非均匀驱油的影响因素是：(1) 地质因素，即油藏自身的非均质性，包括储层非均质性(层间、层内以及平面非均质性)和构造导致的储层起伏和错断，以及所含流体性质的非均质性；(2) 开发因素，即外在开采条件的非均匀性，包括生产开发方式、作业制度、注采强度等[1-6]。下面主要从地质因素角度，即油藏自身非均质性对剩余油的影响来分析大厚层油藏层内、层间及平面的剩余油分布规律。

2.1 层内剩余油分布

通常，砂体发生水淹的部位主要受韵律作用的控制，正韵律层与均质韵律层多呈下部水淹，而反韵律层多呈上部水淹。X油田主力油组厚储层主要以水下分流河道砂体为主，多为正韵律或均质韵律储层，下部水淹特征明显；反韵律较少，且纵向上渗透率差异较小，并未表现出严格的反韵律上部水淹，注入水主要受重力作用向下运移，油层多以中下部水淹为主。图1所示为大厚层层内水淹规律。A21S1井1#小层，均质韵律，重力起主要作用，底部水淹强，顶部剩余油富集。A39井2#小层，反韵律油层，由于纵向上的储层物性差异较小，渗透率级差小于3，在韵律层渗透率非均质性和重力作用协同影响下，中部水淹强，顶底部有剩余油。

图1 大厚层层内水淹规律

2.2 层间剩余油分布

层间夹层的存在可以阻止注入水的垂向运移，从而影响储层水淹的发育部位和发育程度，是影响大厚层纵向水淹的主要因素。X油田大厚层层间夹层主要为泥质夹层和砂砾岩夹层。夹层在平面上的分布特征明显受沉积环境的控制，层间泥质夹层主要分布在水下分流河道间及三角洲外前缘部位(研究区边部)；砂砾岩夹层主要发育在水下分流河道集中发育的中心区域。垂向上夹层的分布特征同样与沉积环境密切相关，X油田大厚层砂体具有继承性发育的特点，自下而上沉积水动力条件依次增强，砂体发育的规模也越来越大，层间泥质夹层保存条件变差，层间夹层的分布范围依次变小、平均厚度依次变薄。图2所示为隔夹层对水淹规律的影响。

图2 隔夹层对水淹规律的影响

注采井组内层间分布稳定的夹层，将厚油层细分为若干个流动单元，易形成多段水淹，且夹层上下水淹程度差异明显。在A10(注水井)井组中，2#、3#小层靠近河道边缘沉积，夹层分布比较稳定，调整井A44井表现为多段水淹；1#小层下部即夹层上部为强水淹，夹层下部2#小层为中水淹。稳定夹层在一定程度上阻挡了注入水的纵向窜流。

若夹层分布不稳定，对水驱的阻挡作用较弱，在重力作用下则表现为注入水下窜。不稳定夹层越多，其间油水运动和分布也越复杂。在A5井组中，A5井1#、2#小层间发育0.5 m泥质夹层，到A11井(水下分流河道中心)处1#、2#小层间夹层缺失，1#小层注入水因重力作用进入2#小层，1#小层底部和2#小层顶部受效程度最好，产液剖面测试显示含水率较高。

X油田大厚层油藏纵向层间油水运动主要受层间夹层及重力作用的共同影响，各小层顶部普遍存在剩余油，特别是层间夹层相对稳定分布的河道边缘区域剩余油富集。

2.3 平面剩余油分布

根据生产动态资料及测试资料，结合地质条件进行平面上油水运动规律及剩余油研究分析。

沉积的方向性影响油水运动方向。X油田水下分流河道发育充分，沿水下分流河道方向渗透率变化速度一般低于垂直于河道方向；因此，沿水下分流河道方向注入水比较容易推进，经长期水洗之后易形成“注水通道”。这种注采分布模式下的生产井初期产能很高，一旦见水，则含水率快速上升。长期来看，不利于油田高效开采，还会因为注水通道使得注入水沿河道方向无效循环，以及河道侧向剩余油富集。图3所示为主河道区含油饱和度与沉积相带的关系图。

图3 主河道区含油饱和度与沉积相带的关系图

以A10注水井为例，注入水主要向A16井方向运移，表现为沿河道主流线方向推进，而水下分流河道侧向水驱程度差，含油饱和度高。油藏数值模拟技术预测结果显示，在油田开发末期即使主河道区井网相对完善，水下分流河道边缘附近仍有剩余油富集。

X油田属于受断层控制岩性影响的构造层状油藏，油田范围内断层较发育。开发初期考虑断层风险，制约了井网的部署。断层附近生产井单向受效，靠近断层部位水驱效果差，断层的遮挡作用会造成注采系统不完善，因此断层附近易形成剩余油富集区。

X油田是在古潜山背景上发育起来的油田。在沉积早期，主力油组受古潜山影响存在沉积间断；在沉积后期，水动力增强河道连片分布沉积体才覆盖古潜山。潜山区域油层厚度不足5 m，早期开发未将其作为主力区块开发，储量动用较差，为剩余油的富集区。

因此，受沉积相带及断层、潜山等因素影响，平面上主河道侧向、断层潜山区域等为剩余油富集区，利用现有井网难以采出。

3 剩余油挖潜策略与实践

3.1 挖潜策略与实践

在认识了油田的纵向和平面剩余油分布规律之后，可以根据剩余油分布特点制定不同的策略来挖潜，以改善油田开发效果[7-9]。图4所示为推荐调整方案井位部署图。

(1) 河道主体区井网重塑。平面上根据储层沉积微相的平面特征重塑注采井网，使液流转向扩大波及，实现流场重构，改善水驱效果。具体做法是对部分老井进行转注(见图4中A37、A47S1井等)，形成顺着河道方向(北西 — 南东向)的注水井排，使注入水往垂直物源方向(南西 — 北东向)驱替，从而缓解注入水往河道下游方向水窜，以达到扩大波及的目的。

(2) 断层、潜山区域完善井网。断层、潜山区域剩余油富集，主要是由地质先天条件使得井网部署不完善所致，动用程度较差。此类型剩余油动用主要以完善注采井网为主。潜山区域根据地质模式结合古潜山形态分析区域的储层分布特征，对古潜山形态进行定量表征，因地制宜，根据古潜山面倾角优化部署新井，保证其钻遇的储层厚度(见图4中C9、C10井)。断层附近剩余油富集区增加新的注采井点(见图4中C8、C13井)，完善注采井网。

图4 推荐调整方案井位部署图

(3) 纵向挖潜因地制宜。大厚层油藏受重力作用影响，底部水淹较严重，油层顶部剩余油相对富集。针对单层厚度较大、地质储量富足的油层实施水平井，实现定向井水平井联合开发(见图4中C3H井)；针对层数较多、单层厚度较小实施定向井加密挖潜(见图4中C7井)。

3.2 应用效果

X油田主力油组新钻井13口(采油井9口、注水井4口)，采油井转注5口。新井以未水淹油层为主，未水淹油层比例达到66.3%。全部投产后油田日产油增加600 m3，预测可提高采收率2.8%，极大地缓解了大厚层的开发矛盾，改善了油田开发效果。

4 结 语

渤海大厚层油藏剩余油纵向上主要受重力作用及层间夹层影响，小层顶部剩余油较富集，平面上受沉积相带、断层及潜山等因素影响，主河道侧向、断层附近、潜山区域等剩余油富集。

根据剩余油分布规律提出针对性的挖潜策略。平面上通过转注、加密调整井重塑注采井网，使液流转向扩大波及，实现流场重构，改善水驱效果。纵向上剩余油富集区域采用水平井挖潜，实现大厚层油藏定向井水平井联合开发。

X油田大厚层挖潜效果显著，投产后日产油增加600 m3，可提高采收率2.8%，极大地缓解了大厚层油藏开发矛盾，改善了油田开发效果。

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Remaining Oil Distribution and Digging Potential in Practice of the Thick Oil Reservoir in Bohai

LIUYujuanLIHongyingZHENGBinWANGLileiHUDuannan

(Tianjin Branch of CNOOC Limited, Tianjin 300452, China)

X oilfield has development difficulties, such as unequal vertical and horizontal flooding, complex remaining oil distribution and so on, so this paper aims to research this oilfield from internal layer, interlayer and plane 3 aspects. The results show that internal layer flooding was affected by rhythmic and gravitational interaction; interlayer water-flooding was influenced by interlayer intercalation; horizontal water flooding was controlled by sedimentary facies belt. Vertically residual oil distributes on top of each layer, horizontally abounded in main channel, near fault and buried hill. The digging potential strategies include transferring production well into injection well to achieve well pattern reconstruction, and drilling new wells to improve injection-production well pattern, through which good effect was achieved.

thick reservoir; water-flooding rule; remaining oil distribution; digging potential

2017-01-07

国家科技重大专项“海上油田丛式井网整体加密及综合调整油藏工程技术应用研究”(2011ZX05024—002)

刘玉娟(1980 — )，女，湖北荆门人，硕士，工程师，研究方向为地质开发。

TE53

A

1673-1980(2017)02-0057-04