海上三角洲相油田剩余油控制因素及挖潜——以渤海湾盆地JZ油田为例

颜冠山，刘宗宾，宋洪亮，韩雪芳，王欣然

（中海石油（中国）有限公司天津分公司渤海石油研究院，天津 300459）

0 引言

油田进入高含水、高采出程度和剩余油高度分散的“三高”阶段后，油藏中仍然存在大量的动用较弱或者未动用的油层［1-6］。目前，对于该类油田剩余油的认识，局限于“高度分散、局部富集”。研究此类油田剩余油的控制因素，在高含水油田中寻找含水低或者未动用的剩余油分布区，是实现油田调整挖潜、延缓自然递减、继续保持稳产的关键，也是“三高”油田开发地质工作者面临的重要课题之一［7-8］。

JZ油田位于渤海海域辽东湾坳陷，辽西低凸起的北端，整体为受辽西1号断层控制的发育在中生界基底之上的半背斜层状构造的边水油藏。边界断层附近，次级小断层发育，油田内部小断层基本不发育。主力开发层系为东营组东二下段I—Ⅲ油组，发育典型的三角洲沉积储层［8-9］，河口坝连片叠置分布，水下分流河道纵横交叉，表现为以水下分流河道为“骨架”，以河口坝为“肉”的典型三角洲沉积特征。JZ油田目前采用油井与注水井井距200 m、注水井排距采油井排400 m的排状井网，按油组分注统采的开发方式。历经18 a注水（聚）开发，油田综合含水率已达85%，采出程度已达25%，进入“三高”阶段。目前，寻找和挖掘剩余油潜力分布区是实现油田调整挖潜和高产稳产的重要手段。本文通过对JZ油田剩余油控制因素分析，明确了此类油田剩余油分布规律，对此类油田的挖潜具有一定的借鉴意义。

1 储层展布对剩余油的控制

构型研究表明：各单砂体间及内部存在着渗流屏障，使得在小层规模上看似连通的砂体实际上不连通，导致在小层规模上看似具有对应注采关系，实际上不具备注采对应关系，从而影响剩余油的分布［10-12］。

1.1 单砂体内部韵律差异

JZ油田东二下段I—Ⅲ油组储层以三角洲前缘河口坝和水下分流河道砂体为主。开发井水淹情况统计表明，60%以上的储层段出现不同程度的水淹，其中，河口坝约占水淹储层段的65%，水下分流河道约占30%，其他约占5%。研究表明：单一河口坝与水下分流河道砂体由于其韵律特征的差异，在注水驱替过程中，不同单砂体内部剩余油表现为特定的赋存状态。

1.1.1 河口坝砂体

单一河口坝砂体由于垂向上呈反韵律或者均质韵律，其内部油水运动规律主要受顶部高渗层优势通道作用向上运动和水的重力作用向下运动的双重影响。因此，剩余油表现样式多，主要为顶、底部剩余油富集。

底部富集型河口坝砂体往往具有较大的渗透率级差，储层顶部渗透率达到特高渗级别。通过对JZ油田新钻井水淹层统计分析，JZ油田河口坝砂体中剩余油底部富集型占28%。此类河口坝砂体渗透率级差一般大于 10，顶部渗透率大于 1 000×10－3μm2，注入水主要进入顶部高渗带，形成底部剩余油富集（见图1a）。

图1 JZ油田单成因砂体剩余油纵向分布类型

顶部富集型河口坝砂体渗透率级差小，相对较均质，顶部不能形成高渗层段。通过对JZ油田新钻井水淹层统计分析，JZ油田河口坝砂体中顶部剩余油富集型占50%。此类河口坝砂体渗透率级差一般小于6，渗透率大于500×10－3μm2，重力在水驱油过程中对剩余油的分布起到决定性作用，导致砂体下部水淹严重，形成顶部剩余油富集（见图1b）。

1.1.2 水下分流河道砂体

水下分流河道砂体垂向上为正韵律，下部物性好。在下部高渗层的优势通道和重力双重作用下，注入水优先在下部形成优势渗流通道，造成水下分流河道砂体顶部易富集剩余油（见图1c）。通过对水淹层统计分析，水下分流河道砂体顶部剩余油富集型约占84%。

1.1.3 单砂体垂向叠置

水下分流河道和河口坝在沉积过程中不断迁移叠加，相互叠置切割，形成多种叠置样式。构型解剖结果表明，砂体垂向叠置样式中最常见的就是“河道在坝上走”和多期河口坝垂向叠置。剩余油分布表现出单一水下分流河道和河口坝剩余油分布特征的集合，由于水下分流河道砂体渗透性极好，一般水下分流河道的顶部和河口坝驱替较弱（见图1d）。

1.2 单砂体之间渗流屏障和孤立单砂体

JZ油田主力油层经过先期开发井和后期多次调整加密，形成了一套400 m×200 m井距的排状注采井网，大型单砂体内部注采井网相对比较完善。在储层精细研究的基础上，对新钻井水淹情况统计表明，大型单砂体的边部以未水淹和弱水淹为主。同时JZ油田存在大量的小而薄的不规则孤立单砂体，此类油砂体分布范围一般在1个注采井距之内，钻遇井数少 （一般为1～2口），难以形成完善的注采关系，导致该类油层有采无注，动用程度低，有的单砂体甚至尚未动用。

1.2.1 大型单砂体的边部

对于较大型的油砂体边部剩余油较富集的情况，从表面上看，是由井网部署这一工程因素与单砂体分布特点不耦合造成的，实质上仍然是单砂体的平面分布对剩余油的控制作用［13-16］。在油田开发初期，井网部署是依据当时的井震资料，在油组级别的储层展布特征认识的基础上设计的。但随着井网的加密及对油田认识的深入，研究逐步细化，由最初的油组到单层，特别是细化到单砂体以后，可看出全区稳定分布的砂层组，实则由形态各异、展布规律复杂的单砂体横向拼接、垂向叠置而成（见图2）。由于不同单砂体间渗流屏障的存在，使得原本看似完善的井网变得不完善，在无井控制的大型单砂体边部形成剩余油富集区。

图2 JZ油田大型单砂体剩余油分布样式

JZ油田东二下段主力砂体以三角洲前缘河口坝和水下分流河道砂体为主。根据Mail的储层构型界面划分理论，利用岩心识别、电测曲线回返、钙质层等标志进行单成因砂体解剖，解剖结果经过生产动态资料验证。研究结果表明，研究区存在多种单砂体横向拼接模式，单砂体的拼接处往往发育钙质胶结和物性变差的含砾砂岩等物性或岩性的渗流屏障，使各单砂体表现出不同的剩余油分布特征。

以JZ油田东二下段I油组主力层2+3小层为例，该小层横向分布稳定，发育较大型的河口坝及水下分流河道砂体。对储层精细解剖发现，该小层至少可划分为4个单层，存在多个河口坝的横向拼接及多期河口坝与水下分流河道的垂向叠置（见图2）。图2中D8，D14，D18井的实钻表明，单成因河口坝边部及注采对应关系不好的水下分流河道末梢为剩余油富集区。D8井生产1 a后产油稳定（产液量平均289.6 m3/d，产油量平均85.5 m3/d），含水率（平均70.3%）仍明显低于油田的综合含水率，取得了较好的挖潜效果。

1.2.2 孤立单砂体

对于一些形态不规则或储量规模不够大的单砂体，往往钻遇井数较少，一般为1～2口。注水井钻遇此类单砂体由于工程、经济等原因不能单独设防砂段，若该单砂体先期无射开生产，一般注水井不射孔，致使该类型单砂体后期只能由天然能量开发或未动用。此类单砂体即使在井网中有一定的注采关系，但往往只有单向受效的一对一的注采关系，这样使注采井之间的油层很快被水锥推进，而采油井其他方向基本未驱替，成为动用程度较低的剩余油富集区。

1.3 储层层间渗流差异

JZ油田主力油层段垂向上单井平均发育23.5个单砂体，对各个单砂体的统计发现，各单砂体的渗透率存在较大差异。同一口井钻遇的单砂体中，渗透率最小的不到 10×10-3μm2，最大的可以达到 2 000×10-3μm2。对于大段合采中的薄层低渗透单砂体，因其渗透率较低，受垂向单砂体间渗流差异的影响，导致其渗流能力被大大削弱，此类砂体的驱替效率也就很低，形成此类砂体井间剩余油的聚集。此类单砂体剩余油富集是储层层间渗流差异与现有开发井网和开发层系共同作用的结果，其影响因素主要体现在采油井与注水井的层间干扰上。

1.3.1 采油井层间干扰

采油井产出剖面能较好地反映具有不同渗流能力的储层合层开采时，不同测试段剩余油的多寡［17］。一般物性好、渗流能力强的单砂体，产出剖面含水率高，剩余油分布少；物性较差、渗流能力较差的单砂体，产出剖面含水率低，剩余油相对富集。统计表明，JZ油田层间渗透率级差大于2时，层间动用状况存在较大差距。表1列举了JZ油田2口调整井通过有效避射动用较好的砂体的开发效果。在以油组合采的情况下，物性较差的砂体易受高渗层的干扰，产液产油能力被限制，造成含水率高、产油能力低，有效避射高渗透层后，含水率明显降低、产油能力显著提高。

1.3.2 注水井层间干扰

在笼统注水情况下，从表2中C17井Ⅱ油组注入剖面分析可看出：物性较好的砂体吸水能力强，使受效的采油井相应的油层段驱替程度高，新钻调整井相应的油层段也相对水淹较强；而物性较差的其他层段吸水能力弱或不吸水，使受效采油井中对应的储层段受效较差甚至不受效，从而形成剩余油相对富集的层段。尽管目前采取了按细分防砂段分注的开发方式，从工程上最大可能地解决注水井的层间干扰，但仍无法做到对每个砂体剩余油的有效驱替。

表1 避射控水效果统计

表2 C17井Ⅱ油组注入剖面解释成果

2 微构造对剩余油的控制作用

JZ油田边界断层附近次生断层比较发育，呈雁列状分布在边界断层附近；同时边界断层附近存在多个局部高点，形成局部“小圈闭”。在长期的注水开发中，小断层遮蔽和正向微构造影响及油水重力分异作用，造成剩余油的差异富集。

2.1 次生小断层

前人研究发现，低级序的小断层封闭性好，具有渗流阻挡作用［18-19］。JZ油田采用排状注水（聚）开发，由于前期地震资料品质差和钻井资料少，在边界断层附近部署开发井比较谨慎，同时也低估了小断层对剩余油分布的控制作用。对JZ油田所有的小断层（断距小于10 m）两侧注采井注采受效分析表明，受边界断层附近小断层的遮蔽，注入水的波及程度较低，导致小断层附近动用程度较差。

从图3断层两侧砂泥对接可以看出：当砂地比大于50%时，均会形成断层两侧砂与砂对接的模式；当砂地比小于50%时，断距大于储层段厚度，且小于泥岩段厚度时会形成断层两侧砂泥对接的模式。JZ油田油组平均厚度30～40 m，储层主要分布在各油组上部薄砂层互层，砂地比5%～20%，小断层两侧易形成如图3a中的砂与泥对接。

2.2 油层正向微构造

JZ油田整体为一个沿北东—南西走向的边界断层展布的北西高、南东低的半背斜构造，构造较缓。对JZ油田主力油层顶面构造形态研究发现，在半背斜构造背景下，发育有若干闭合高度在10～20 m油层微构造高点（见图4）。在油田开发过程中，正向微构造高点受油水重力分异作用的影响，注入水对正向微构造高点的驱替较弱而成为剩余油滞留区［20-22］。

在边界断层附近，受小断层的遮挡，往往也易形成局部构造高点，在二者的共同作用下，在小断层的夹持区域形成剩余油富集区。针对此类型的剩余油，JZ油田在次生断层与边界断层夹持的微构造高点新实施的D19井，钻后揭示所有层均为未水淹层，投产后产油量57 m3/d、含水率为41%，含水率明显低于井区整体含水率，产油量显著高于井区产油水平。

图3 断层两侧砂泥对接模式

3 工程因素与储层的非耦合性

对于孤立薄油层，由于其规模小，为减小有注无采的风险，一般先期实施的注水井未对其射孔，后期实施的采油井，也只能衰竭开发或单向受效，油层的动用程度大大降低。

图4 正向微构造和次生断层控制剩余油的分布

早期采油井钻遇的强水淹层或潜在强水淹层，受隔夹层厚度影响，不能单独设防砂段，故未射孔，而随着油田含水率的逐渐升高，这些水淹层依旧具有开发价值。在目前技术条件下，针对JZ油田的井型井况，各防砂段间距要求在10 m以上。为了缓解层间矛盾，个别井组需要在同一油组内设立多个防砂段，隔夹层厚度不够时就牺牲油层留作防砂隔层。以上因素造成防砂隔层内的油层动用差。

4 剩余油分布模式及挖潜策略

通过以上剩余油控制因素分析，总结出了JZ油田4种剩余油分布模式，并根据油田生产实践制定了相应的挖潜策略（见图5）。

1）层间干扰型。JZ油田各油组内隔夹层分布稳定，但层间纵向非均质性强，西区I油组物性最好，东区Ⅱ油组物性最好。在笼统注水条件下不能实现对每个砂体的有效驱替。目前，在JZ油田通过实施化学驱和智能分注，降水增油效果明显。为了实现油田未来特高含水阶段的控油稳水，针对此类剩余油，提出了老井抽稀变交错行列井网，主力层和非主力层分层系开发及利用水平井动用较差的非主力层，实现非主力层的有效动用及提高主力层的驱替效率［23-27］。

2）顶部富集型。JZ油田无论是水下分流河道还是河口坝砂体，均以顶部剩余油富集为主。因此，针对此类剩余油，在JZ油田利用有效避射（潜在）水淹层取得了较好的挖潜效果，下一步通过水平井进一步挖潜顶部剩余油。

3）砂体差异型。由于各单砂体间及内部存在着阻碍流体运动的渗流屏障，造成各单砂体内部剩余油的富集，此类剩余油主要分布在无井控制的大型单砂体的边部（水下分流河道的末梢、河口坝的边部）。针对此类剩余油，通过完善边部井网，提高整体动用程度。

4）平面动用差异型。平面上受小断层遮蔽和正向微构造影响及油水重力分异作用造成的剩余油，在小断层夹持的高部位形成剩余油的富集。针对此类剩余油，利用非规则井网在小断层夹持区域部署调整井，实现剩余油的挖潜。

图5 JZ油田剩余油分布模式

5 结论

1）对于单砂体，平面上剩余油主要分布在大型单砂体的边部及薄的孤立砂体；纵向上主要分布在渗透率级差小于10的反韵律砂体上部及正韵律型砂体的中上部。

2）局部微构造高点和低砂地比条件下的次生小断层导致的断层两侧砂泥对接，使得油水在驱替过程中受重力作用重新分异，造成局部“小圈闭”中剩余油的差异富集。

3）油层未射孔等工程因素造成井网暂时性的与储层因素不耦合，使得井网对地质储量控制作用减弱，也是影响剩余油分布的重要因素之一。

4）通过对JZ油田多年生产动态分析，总结了该油田4种主要剩余油分布模式，并对不同类型的剩余油提出了相应的挖潜策略。