渤海SZ油田非主力油层构型解剖及挖潜实践

2019-02-13刘宗宾贾晓飞王颍超

西安石油大学学报（自然科学版） 2019年1期

田博，刘宗宾，刘超，贾晓飞，王颍超

(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)

引言

SZ油田是中国海上最大的自营普通稠油油田，自1993年投产至今已有20余年的开发历程，具有高孔、高渗、强非均质性的特点，采用注水的开发方式。随着油田开发的深入，逐渐暴露出水驱动用差，平面、层间、层内矛盾突出等一系列问题[1-2]。

自2009年底，SZ油田实施了海上首个大型综合调整项目，通过“定向井+水平井”的整体加密调整模式，油田的开发效果得以明显改善和提高。而首次调整后的加密井水淹解释资料显示，在长期多层合采的条件下，厚度较大、物性较好的主力油层水淹较强，储量动用程度较高；而厚度较薄、物性相对较差的非主力油层水淹较弱，储量动用程度较低。

因此，随着老油田逐渐进入高含水开发后期，主力油层水淹日趋严重，而且在一次加密调整期间，厚层内部动用不均的剩余油均已部署相应的水平井实施挖潜。在此背景下，动用较差的非主力油层的作用和地位日益提高。为了有效提高非主力油层的动用程度，对该类油层的沉积特点、构型单元展布特征、剩余油控制因素等进行精细研究，总结高含水期非主力油层的剩余油分布模式，提出相应的挖潜策略，为老油田进入高含水期后的产量接替奠定基础。

1 非主力油层沉积成因

SZ油田位于渤海辽东湾海域辽西低凸起中段，为一北东走向的半背斜，主力含油层段为古近系东营组下段，储层孔隙度26%～37%，渗透率(100～13 058)×10-3μm2，为典型的湖相三角洲沉积[3]。沉积微相类型主要以水下分流河道、河口坝主体(坝主体)及河口坝侧缘(坝缘)为主。

结合密闭取芯井资料，通过岩电标定，发现SZ油田主力油层主要以水下分流河道和坝主体沉积为主，非主力油层主要以坝缘沉积为主。与主力油层相比，非主力油层明显具有“小、散、薄、差”的沉积特点(即“储量规模小、厚度薄、分布散、物性差”)，储层厚度一般小于4 m，渗透率小于1 000×10-3μm2。与陆上油田相比，显然渗透率值处于较好范围，但对于长期多层合采的海上油田而言，该类油层物性仍相对较差。从岩心观察的水淹程度来看，主力油层呈现出明显的强水洗特征，驱油效率高，动用较好，而非主力油层则以未—低水淹为主，驱油效率较低，整体动用较差。

2 构型单元精细解剖

储层构型研究即从三维角度去解剖储层的空间结构，研究各个构型单元的类型、组合、接触关系等[4-8]。目前国内外对储层构型的研究主要集中于河流相储层，而对于三角洲相储层的相关研究较少。本文综合运用岩心、测井等资料，通过不同级次构型界面的识别，详细刻画各个构型单元在空间的接触关系，为剩余油控制因素及分布模式的精细研究奠定基础。与之前以小层为单元的研究成果相比，无论是垂向尺度还是平面尺度，都更为精细和准确。

2.1 构型单元垂向解剖

传统意义的小层单元往往为复合砂体概念，在垂向上是由多个期次沉积的砂体叠置而成，不同期次砂体的平面的展布方向及连通关系各不相同[9-10]。因此，油田开发至中后期，面对日益复杂的剩余油分布特征，储层研究尺度必须提升至单砂体级别，才能更加精确地描述地下油水的运动规律。

以岩心资料为基础，按照构型研究的层次性原则，对研究区的构型界面进行了级次划分，纵向上共分为3个级次界面(图1)。五级构型界面为河口坝或分流河道复合体之间的前三角洲泥质层，GR曲线为基线，具有一定的厚度，延伸范围广，是有效的隔层；四级构型界面为单一河口坝或单一水下分流河道之间的物性夹层，岩性一般为泥岩或粉砂质泥岩，物性较差，可对砂体内部渗流起屏障作用；三级构型界面为单一河口坝内部增生体之间的夹层，以泥质粉砂岩为主， SP与GR曲线轻微回返，厚度较薄且延伸范围有限，一般对流体起局部遮挡作用或延缓流体的流动。

图1 同级次储层构型界面划分Fig.1 Division of reservoir interfaces of different grades

对于非主力油层的研究而言，五级和四级构型界面为研究的重点内容。

以SZ油田5小层为例，在构型界面识别的基础上，首先依据层序地层学的原理，将小层在纵向上划分为5.1、5.2两个单层等时地层格架，进而在单层格架内部，对水下分流河道、河口坝主体、河口坝侧缘等单一构型单元在垂向及侧向的接触关系进行详细解剖(图2)。研究发现，之前看似大片连通的复合砂体实际上内部接触关系非常复杂，多期次河道、河口坝砂体在纵向上相互叠置，之间发育相对稳定的泥质夹层。

图2 SZ油田储层构型解剖结果Fig.2 Division results of reservoir configuration in SZ Oilfield

2.2 构型单元平面解剖

传统的小层微相图描述的是复合沉积砂体在平面的展布特征，无法真实反映储层的非均质性。纵向上厚层的沉积砂体实则为多期次的单一砂体叠置而成。因此，在垂向单一构型单元解剖的基础上，通过沉积模式的指导，对各个构型单元进行平面组合，能够更加准确地刻画单期次沉积砂体在平面的接触关系和展布特征。

以SZ油田5小层为例，通过对构型单元精细解剖，能够定量表征单一构型单元在平面上的展布形态。SZ油田在平面上主要分布南北2个大的三角洲朵叶体沉积，单一水下分流河道在平面上呈条带状展布，宽度一般小于1个井距(300 m)；单一河口坝呈朵状或带状展布，平均宽度为800～2 000 m；坝缘微相分布于朵体的边部，与坝主体及湖相泥接触(图3)。

图3 单层级别构型平面分布Fig.3 Plane distribution of single layer configuration

3 非主力油层剩余油控制因素及分布模式

通过储层构型精细解剖，可以发现不同储层类型的剩余油控制因素及分布模式各不相同[11-12]。对于主力厚层砂体而言，除重力及沉积韵律外，其在高含水期的剩余油分布特征主要受控于内部不同级次构型界面(夹层)的遮挡[13-14]，表现为底部、中部、顶部等复杂多样的水淹特征。而对非主力薄层而言，由于其内部沉积结构较为单一，层内矛盾并非其开发动用所面临的主要问题。本文将从平面及层间的角度出发，在上述构型解剖成果的基础上，对薄层坝缘沉积的剩余油控制因素及分布模式进行深入剖析。

3.1 基于构型单元的平面注采接触关系分类方法

SZ油田开发初期采用反九点面积井网的形式开发，综合加密调整后逐步演变为排状注采井网。对于此类大型整装注水油田而言，注采接触通关系的研究对剩余油的分析至关重要。

在储层构型精细解剖的基础上，通过对加密井水淹层测井解释资料的大量统计，建立了不同构型单元的接触关系定量分类标准，相关注水井与采油井的平面相带组合关系可划分为3类(图4、图5)。

一类接触：注采井位于河道或坝主体等同一相带内部，注采对应关系好，其间加密的生产井水淹程度较强，中强水淹厚度比例高于35%，驱油效率均值高于20%。

二类接触：注采井分别位于河道或坝主体等不同相带内部，注采对应关系较好，其间加密的生产井水淹程度较一类接触减弱，中强水淹厚度在10%～35%，驱油效率均值10%～20%，砂体内部仍然有一定的剩余油分布。

三类接触：注采井分别位于坝主体及坝缘相带内部或者均位于坝缘内部，由于坝缘沉积物性较差，导致注采对应关系变差，其间加密的生产井水淹程度较低，剩余油最为富集，中强水淹厚度比例低于10%，驱油效率均值低于10%，且主体相带与边缘相带物性差异越大，剩余油饱和度越高，剩余油富集区域越大。

图4 不同构型单元接触关系下的加密井水淹程度Fig.4 Water flooded degree of infill wells under of different configuration unit contact relationships

图5 注采连通程度分类标准定量识别图版Fig.5 Quantitative recognition chart for classification of injection and production connectivity

通过上述分析，可以明确得出3种类别构型单元接触关系分别对应3种类别注采连通程度，按照接触关系的分类，注采连通程度由好到差依次为：一类连通>二类连通>三类连通。油田进入高含水期后，主力相带砂体的注采对应关系较好，动用程度较高，非主力的坝缘相带注采对应关系较差，动用程度较低。因此，受构型单元平面注采关系的影响，非主力相带在高含水期依然富集大量剩余油。

3.2 基于构型单元的纵向储层质量差异分析

根据海上油田少井高产的原则，在开发初期一般采用多层合采的方式。在长期合采的情况下，各个油层吸水及产出能力不一，层间动用不均的矛盾较为突出，而导致这种现象的根本原因是储层质量的差异。

储层质量代表储层储集流体和渗滤流体的能力[15]，选取孔隙度(Φ)、渗透率(K)、泥质含量(Vsh)等特征参数，通过对研究区的岩心数据统计分析，认为SZ油田储层质量可分为Ⅰ—Ⅲ类。

Ⅰ类储层：Φ≥34%、K≥2 500×10-3μm2、Vsh≤10%，以高孔、高渗为主要特征，储层质量最好，岩性主要为中砂岩，一般分布于正韵律主水道的中下部和反韵律坝主体微相的中上部。

Ⅱ类储层：32%<Φ<34%、1 000×10-3

Ⅲ类储层：Φ≤32%、K≤1 000×10-3μm2、Vsh≥20%，此类储层质量相对较差，岩性主要为粉、细砂岩，一般分布于坝缘微相。

由于主力构型单元储层质量优于非主力单元，注入水会优先进入储层质量较好的主力砂体，在相带干扰的影响下，储层质量较差的非主力薄层砂体往往为弱势水驱区域，造成剩余油大量富集。

3.3 非主力油层剩余油分布模式

基于上述理论研究，认为受平面构型单元注采对应关系及层间相带干扰的控制，在油田进入高含水期后，主力相带动用较好，水淹程度较高，而在沉积相带的边部区域依然富集大量的剩余油可供挖潜。

在坝缘沉积剩余油富集理论研究的基础上，依据非主力薄层在纵向上的分布特征，其剩余油分布模式大致可以分为纵向孤立分布型和纵向零散分布型2种类型。

纵向孤立分布型：纵向储层以主力构型单元(河道、坝主体)为主，非主力薄层(坝缘)孤立发育。

纵向零散分布型：纵向主力油层及非主力油层交互发育、零散分布。

4 非主力油层剩余油挖潜策略及实践

应依据非主力薄层在纵向的不同分布模式，分别制定不同的挖潜策略，主要包括：纵向孤立分布型及纵向集中分布型均采取水平井挖潜策略，纵向零散分布型采取注采主流线小井距加密策略。以上两项关键技术在SZ油田矿场实际中均取得了较好的开发效果。

4.1 纵向孤立分布模式下的水平井挖潜

当非主力薄层在纵向上呈孤立分布状态时，采用水平井进行剩余油挖潜，依据三角洲相带边部的沉积特征及注采井的位置部署水平井。

4.1.1 坝主体—坝缘过渡相带挖潜

在相带边部区域，当注水井位于坝主体内部、采油井位于坝缘内部时，在坝缘剩余油区部署水平井进行挖潜。以E14H1井为例，该区域在4.2小层由D19向E14方向依次发育河口坝主体及坝缘沉积，顶部砂体渗透率依次为2 600×10-3μm2、1 400 ×10-3μm2、900×10-3μm2、60 ×10-3μm2，物性逐渐变差。预测三类接触关系下E14井4.2小层富集大量剩余油，部署E14H1井(图6)。虽然厚度只有4 m，渗透率为900×10-3μm2，但该井投产后生产效果较好，产量维持在40 m3/d，且含水较低。

图6 过渡相带水平井挖潜示意图Fig.6 Potential tapping of transitional facies belt by horizontal wells

4.1.2 坝缘相带内部挖潜

当注水井与采油井均位于坝缘相带内部时，同样可部署水平井对剩余油富集区进行挖潜。以P60H井为例，该区域2小层位于坝缘相带内部，储层厚度为4 m，渗透率800×10-3μm2。受三类接触关系及相带干扰的影响，预测该区域剩余油较为富集，部署P60H井(图7)。该井投产后生产效果较好，产量可维持在60 m3/d，且含水较低。

4.2 纵向零散分布模式下的小井距加密

当纵向上主力构型单元与非主力构型单元交替分布时，在平面非均质性较强的区域，在注采主流线位置实施小井距加密的挖潜技术，并取得了较好的开发效果。以N32井为例，F22井位于注水井排，F27井位于采油井排。

加密前对F22井与F27井的注采接触关系进行精细刻画，研究发现2井之间的注采对应关系主要以二、三类接触为主(图8)，尤其是三类接触，注采连通程度较差，判断剩余油依旧较为富集。

图7 坝缘相带内部水平井挖潜示意图Fig.7 Potential tapping of dam margin facies belt by horizontal wells

在主流线位置加密N32井显示，只有处在一类接触位置的1小层主力构型单元水淹较强，其余二、三类接触砂体均水淹较弱，尤其是三类接触，基本未水淹，该井产能达到45 m3/d。通过小井距加密，一、二类储层连通比例得以大幅提高，由厚度比例25%提升至50%，有效改善了非主力油层的水驱控制及动用程度。

图8 小井距加密开发实施效果Fig.8 Development practice of small well spacing encryption

5 矿场应用效果

基于三角洲相储层内部构型研究，在非主力油层剩余油挖潜技术体系的指导下，2014-2016年期间累计实施31口调整井对不同剩余油类型进行挖潜，进一步完善了注采井网，累计增加动用储量1.39×107m3。调整井投产初期平均产能达到45 m3/d，平均含水50%，三年累计产油量83万m3，油田开发效果得以明显改善，实现连续3年稳产500万m3。