基于储层构型的剩余油精细表征方法及挖潜策略——以渤海L 油田东营组东二下亚段油层为例

郑 彬，廖新武，刘宗宾，刘玉娟，张 静，闫志明

（1.中海石油（中国）有限公司天津分公司，天津300452；2.东北石油大学石油工程学院，黑龙江大庆163318）

进入“十三五”以来，随着注水开发的深入，渤海油田2006 年之前投产的主力油田大多数已进入了中高含水期，出现了产量递减快、含水上升快等现象，加强剩余油精细表征是油田后期调整挖潜的重要方式。海上油田钻井资料、测试资料等相对较少，要准确描述剩余油分布非常困难，更需要开展储层精细地质研究来指导剩余油精细挖潜。

严科等[1]综合利用重矿物组合法、砂岩分析法和砂体形态分析法，明确了单期砂体的物源方向及分布规律，选择最佳解剖方向，描述了水下分流河道和河口坝砂体的内部结构特征。卢亚涛[2]通过对辫状河道、心滩、河漫滩三种沉积微相进行研究，认为心滩砂体内部构型相对复杂，控制的剩余油较多。封从军等[3-4]结合现代浅水三角洲沉积模式，对三角洲前缘水下分流河道单砂体内部构型进行了精细解剖，水下分流河道内部构型要素主要分为前积层和前积体2 种，前积层可分为保留型、破坏型和混合型，前积体可分为进积型、退积型和加积型。石好果等[5]在地层精细划分的基础上，对侏罗系沉积期古地貌进行了恢复，建立了侏罗系沉积模式，还原了该时期的岩相古地理。李志华等[6]对167 口井的测井曲线进行了分类，建立了测井相模板。刘海等[7-8]从储层构型角度建立了沉积模式，以对储层构型进行精细刻画，对构型控制下的剩余油分布特征进行分析，并指明挖潜方向。马成龙等[9-11]遵循点-线-面的沉积微相分析原则，对辽河坳陷杜84 块构造区馆陶组的沉积微相类型及特征进行了详细研究。田博等[12]在三角洲相储层构型理论指导下，应用新钻井岩心、水淹等资料，对油田开展精细解剖，明确了构型要素的空间接触关系，提出一种基于构型表征的注采连通程度定量分类方法，并对剩余油进行研究。

本文以L 油田为研究对象，利用岩心、测井、地震、生产动态等资料，运用高分辨率层序地层学、地震沉积学等方法，开展基于古地貌研究的沉积模式再认识，在沉积模式指导下，分区带开展储层构型研究，指导油田剩余油精细表征，并提出挖潜策略。

1 油田概况

渤海L 油田位于渤海辽东湾海域，为在古潜山背景下发育起来的断裂半背斜构造油藏。自上而下发育第四系平原组、新近系明化镇组和馆陶组、古近系东营组以及古生界地层，其中东营组东二下亚段(简称东二下段)为主力含油层系，自上而下发育Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ、Ⅳ油层组，其中Ⅱ、Ⅲ为主力油层组。东二下亚段沉积时期，区域湖盆整体处于湖盆断陷期，湖平面不断上升，整体处于基准面上升旋回阶段，但由于研究区靠近盆地边部，受区域西北方向物源的控制，而发育辫状河三角洲前缘沉积，受潜山基底、断层及湖平面变化的影响，地层及储层厚度变化较大。油田储层平均厚度89.4 m，储层孔隙度主要分布在27%～35%，渗透率主要分布300～3 000 mD，为高孔中高渗储层。油田2005 年投入开发，从初期内部加密，到变井网、转流线，在历经多轮次调整后，目前油田已进入高含水、高采出程度阶段，平面剩余油分布零散，纵向水淹规律异常复杂，剩余油主控因素不清、分布不明，使油田挖潜难度越来越大，是海上油田开发急需解决的问题。

2 储层构型精细解剖

厚油层沉积、构型等精细地质研究是油田开发至中后期剩余油表征的重要基础，为此开展了沉积模式、储层构型及砂体连通关系研究。

2.1 辫状河三角洲前缘“三朵叶体”沉积模式

沉积环境及沉积类型不但控制着砂体宏观分布，更制约其内部构成样式。原认为本区是大面积连片的厚层辫状河三角洲前缘沉积，但从层序、古地貌、沉积特征、微相与砂体展布及内部构成等方面综合研究提出了具有差异的辫状河三角洲前缘“三朵叶体”沉积模式。

由于古地貌在一定程度上控制着沉积体系的类型与展布以及层序的形成，为此可以通过古地貌研究还原沉积时古构造格局，重塑古物源系统，明确物源区、搬运通道及沉积与砂体分布格局。Ⅰ-Ⅳ油层组内部不存在地层不整合面，且区内皆为三角洲前缘亚相，为此通过井震层位标定、追踪、等T0时差图、开发井地层厚度校正等，恢复了东二下段II油层组沉积时期古地貌。并揭示该时期古地貌复杂，表现为北西部陡坡带、南部缓坡带、东南部潜山隆起带、北东部平缓带（见图1），古地貌复杂、变化大。

图1 渤海L 油田II 油层组沉积时古地貌Fig.1 Paleogeomorphologic map of sedimentary time of II oil layer group in Bohai L oilfield

在古地貌研究基础上，通过井震结合小层划分对比、沉积相、砂体分布、正演模拟等方法进行沉积再认识，确定研究区平面上原连片分布的厚层辫状河三角洲前缘砂体可分为南、中、北部3 个朵叶体（见图2），且具有不同的古地貌、沉积及构型等特征。

图2 渤海L 油田辫状河三角洲前缘“三朵叶体”及砂体平面展布模式Fig.2 Three lobes of braided river delta front and the plane distribution pattern of sand body in Bohai L oilfield

南部朵叶体位于研究区南部缓坡带，后端处于北西大断层的南末端，前端(东南部)下部被潜山隆起带遮挡，两者间为缓坡带，构造相对平缓，三角洲次分支发育于此，物源供给速率和可容纳空间变化率近似，厚砂体以“垂向加积型”为主，构成三角洲次要朵叶体，成为本区主要储集区；中部朵叶体发育于西北部的陡坡带，前端(东南部)呈半敞开式，无潜山隆起带遮挡，三角洲主分支发育于此，物源供给充沛，且古地貌最低，可容纳空间及坡度最大，形成面积大、厚度大、垂向切叠严重的以“前积型”为主的厚砂体，构成三角洲主朵叶体，成为本区最主要储集区；北部朵叶体位于北部平缓带，古地貌稍高，为三角洲边部，构成三角洲最小朵叶体，砂体以“垂向加积型”为主。由此建立了辫状河三角洲前缘“三朵叶体”沉积模式（见图2）。

2.2 储层构型解剖

厚油层储层构型解剖首先建立在厚油层内部单砂体（其底界面为5 级构型界面）划分与精细对比基础上，即充分利用岩心及测井资料，依据隔夹层、（冲刷面或突变面等）沉积界面、沉积旋回、典型独立单砂体厚度等在单井垂向上开展厚砂体内部5、4级构型界面识别与划分；并在井井标志层、沉积旋回对比及井震层位标定与追踪控制下，进行厚砂体内部5 级界面井井对比与统层，由此建立了L 油田Ⅱ油组4 小层7 个单元的高精度等时地层格架，将厚砂体内部垂向上划分为多期单砂体。再根据测井微相模式及各井测井曲线识别沉积微相类型，得到各单元平面微相分布。由此将厚砂体内部划分为垂向多期、平面多微相的5 级界面构型模式。

通过构型解剖，形成了不同级次构型界面识别及刻画技术，勾勒出油田不同构型单元在平面上展布规模及叠置样式，总结出L 油田厚层砂体垂向上发育切叠式、接触式、分离式3 种砂体叠置构型样式。①切叠式叠置砂体主要发育于水动力强，后期水下分流河道对早期沉积砂体冲刷，形成切叠式砂体，在测井曲线上表现为两套砂体之间存在高伽马、高阻、高密度的底部滞留砂砾岩或呈厚层箱型（见图3（a））；②接触式叠置砂体主要发育于水动力较强-中，两期砂体之间普遍存在较薄的泥岩、粉砂质泥岩或泥质粉砂岩，测井曲线上表现为伽马，电阻率存在一定程度的回返（见图3（b））；③分离式砂体沉积时水动力相对较弱，两期砂体之间有一定厚度的泥岩分割，测井曲线上表现为两个分离的钟形或箱型特征（见图3（c））。

图3 渤海L 油田厚层砂体内部垂向砂体叠置构型样式Fig.3 Vertical sand body superimposition pattern in thick sand body of Bohai L oilfield

平面上发育切割式、对接式、相变式、分离式4种砂体对接构型样式：①切割式砂体为处于同一平面上的后期砂体侧向切割早期砂体而形成平面复合砂体，存在井间可追踪对比的界面，可通过测井曲线形态、加密调整井钻后水淹情况等特征进行识别，砂体之间连通关系较好；②对接式砂体接触关系为两个砂体侧向对接搭界，砂体之间存在一定的连通关系，是油田内最主要的砂体接触关系，水平段钻遇砂体界面可见差油层或曲线突变；③相变式接触关系为由一种相平面侧变为另一种相，如河道砂体之间侧变为河口坝或席状砂等微相，相变处以粉砂岩或泥质粉砂岩为主，砂体之间具有弱连通，该类占比较少；④分离式接触关系为两个砂体之间具有明显的间湾泥岩，砂体不连通，油田范围内占比较小，主要发育在Ⅱ油组4 小层。

L 油田南部、北部朵叶体，前后期砂体以垂向加积型构型为主（见图4），层间物性夹层和泥质夹层较发育，纵向上砂体叠置样式以接触式为主（图4 中A7、C1 井），局部为切叠式（图 4 中 A33 井）；中部前积型朵叶体，因为三角洲主支水体能量强，致使早期砂体受晚期水下河流冲刷较严重，隔夹层不发育，纵向砂体叠置样式以切叠式为主。

图4 渤海L 油田厚砂体内部垂向加积构型及加密井剩余油垂向分布类型Fig.4 Vertical aggradation architecture of thick sand body and vertical remaining oil type in infill wells in Bohai L oilfield

平面上，Ⅱ油组沉积早期研究区离岸较远、水体较深、粗碎屑较难到达，以薄层砂为主，平面上以孤立式和相变式为主；中、晚期，沉积填浅、离岸较近、水下分流河道至此，砂体沉积范围不断扩大，平面砂体接触关系以河道与河道的接触式为主，局部区域发育相变式或切割式（见图5）。

图5 渤海L 油田II-1-1 单层沉积微相图Fig.5 II-1-1 single sedimentary microfacies in Bohai L oilfield

2.3 砂体连通关系

结合加密井水淹层测井解释、示踪剂、油水井动态响应关系等动态资料，在储层构型精细解剖的基础上，建立了不同构型单元在不同接触关系下的注采连通程度分类标准。依据辫状河三角洲相沉积模式，相关注水井与采油井在平面的相带接触关系总共可划分为三类（见图6）。（1）一类连通：注采井位于河道同一相带内部，注采对应关系好，其间加密的生产井水淹程度较强，驱油效率较高；（2）二类连通：注采井分别位于河道或坝等不同相带以及不同坝内部，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，有一定的剩余油分布；（3）三类连通：注采井分别位于坝主体及河道边缘相带内部或者均位于河道边缘内部等，由于河道边缘以及席状砂等沉积物性较差，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，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6 渤海L 油田不同构型单元平面注采接触模式Fig.6 Different plane configuration unit injection-production contact pattern in Bohai L oilfield

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。因此，油田进入高含水期后，对于主力相带砂体而言，注采对应关系较好，动用程度较高；对于非主力的边缘相带而言，注采对应关系较差，动用程度较低。

3 剩余油精细表征及挖潜

3.1 剩余油主控因素分析

根据实钻井情况及数值模拟研究，影响L 油田大厚层剩余油分布规律有两方面：第一平面矛盾，主要受断层、潜山、沉积微相等因素影响，剩余油主要富集在断层附近、沉积边部、潜山围区；第二层内矛盾，主要受韵律、重力作用及物性夹层等因素影响，剩余油主要富集于砂体顶部，如C1 加密井井Ⅱ1a、1b 单元为 2 期砂体垂向叠置的厚砂层，C1、A7 井为接触式叠置而存在泥质夹层，A33 井为切叠式叠置而无夹层，当A33 井在厚层砂上中下部射孔并注水后，注入水由A33 井向A7 井方向推进的驱油过程中，因注入水重力作用而逐渐下沉，在远离A33井的C1 井处致使厚砂层顶部未水淹、底部强水淹（见图4），若在注采井的厚层砂中部存在泥质薄夹层，可出现2 段顶部未水淹、底部强水淹。

3.2 剩余油赋存模式

基于储层构型解剖成果，结合剩余油主控因素分析及调整井实钻水淹结果，建立了平面尖灭型、切叠河道-顶部富集型、接触河道-顶部富集型、切叠相变富集型、接触相变富集型5 种剩余油赋存模式（见图7）。

图7 渤海L 油田剩余油赋存模式Fig.7 The occurrence pattern of remaining oil in Bohai L oilfield

3.3 挖潜策略及效果

基于剩余油赋存模式研究，制定了“连通分级、精细注水，大小结合、分区挖潜”的策略。针对油田内部部分井区油水井间注水受效差以及部分层注入水单层突进含水高等问题，结合单砂体平面连通关系分级研究成果，针对性的分层调控优化注水，且针对不同剩余油分区带赋存模式进行挖潜。

3.3.1 优化注水 对于高含水老井及新投产的高含水调整井，通过减少一类连通层注水量，强化二、三类连通层的注水量，老井降水增油效果明显。以A35 井组为例，周边老井均已处于高含水期，基于储层构型解剖及连通关系分级研究成果，通过分层调配，降低一类连通关系的第一防砂段注水量，减少无效或低效驱替，增加二类连通关系的第三防砂段注水量，强化动用程度较差区域驱替，降水增油效果明显，日增油83 m3（见图8）。

图8 渤海L 油田A35 井组注采曲线Fig.8 Injection and production curve of A35 well group in Bohai L oilfield

3.3.2 调整挖潜 对于南部加积型朵叶体，纵向隔夹层相对发育，层间矛盾突出，平面上受沉积微相、断层、潜山等影响井网不完善，流场较弱，部署定向井进行挖潜；对于中部进积型朵叶体，整体井网完善，流场较强，隔夹层不发育，纵向渗流作用较强，剩余油主要富集于砂体顶部及相变砂体的边缘，通过部署水平井挖潜砂体顶部剩余油。

在挖潜策略指导下，近两年针对南部朵叶体平面尖灭型剩余油赋存模式，共部署了8 口定向井进行挖潜，针对中部朵叶体，纵向上存在切叠河道-顶部富集型、接触河道-顶部富集型、切叠相变富集型、接触相变富集型4 种剩余油赋存模式，部署水平井挖潜顶部，均取得了较好的效果。

3.3.3 实施效果 通过实施优化注水，L 油田近几年递减率持续降低，2019 年自然递减率降低6.9%，基础产量实现零递减。2019 年投产的5 口调整井初期平均日产油545 m3。近3 年已实施的21 口调整井预计增加可采储量115.36 万m3，提高油田最终采收率2.5%。

4 结 论

应用岩心、测井、地震、生产动态等资料从地质方面对渤海L 油田沉积模式、储层构型及砂体连通关系进行精细刻画，分析剩余油的主控因素和赋存模式，并提出了相应的挖潜策略。

（1）L 油田受古地貌及物源供给影响，原认为大面积连片的厚层辫状河三角洲前缘沉积，从层序、古地貌、沉积特征、微相与砂体展布及内部构成等方面综合研究提出了具有差异的辫状河三角洲前缘“三朵叶体”沉积模式，其中北部朵叶体及南部朵叶体为垂向加积型，中部朵叶体为前积型。

（2）L 油田南部加积型朵叶体，纵向上砂体叠置样式以接触式为主；中部前积型朵叶体，早期砂体受晚期砂体冲刷严重，隔夹层不发育，纵向砂体叠置样式以切叠式为主；平面上，早期以孤立式和相变式为主，中、晚期以河道与河道的接触式为主，局部区域发育相变式、切割式。

（3）基于沉积模式研究，认为油田平面剩余油主要富集在断层附近、沉积边部、潜山围区，并建立了平面尖灭型、切叠河道-顶部富集型、接触河道-顶部富集型、切叠相变富集型、接触相变富集型5 种剩余油赋存模式，部署相对应的调整井进行挖潜，开发效果较好。