基于注采模式的水驱油藏剩余油分布特征——以N油田为例

安玉华，康 楠，胡治华，张建升，王 刚，刘利荣

（1.中海石油（中国）有限公司天津分公司，天津 300459；2.中海油能源发展股份有限公司工程技术分公司，天津 300452；3.河南明珠服务公司，河南南阳 473132）

N油田是河流相沉积的构造层状油藏，经过多年的注水开发，油田已进入中高含水期，长期多层合注合采以及复杂的砂体发育模式导致剩余油在平面和纵向上定量描述难度非常大，而剩余油的描述精度直接决定着油田调整挖潜的效果［1-3］。

由于动态测试资料较少，无法对平面水淹特征进行精细认识，且目前已有的水淹分布规律研究方法并不能完全定量描述油井与油井间、油井与注水井间不同位置的水淹分布规律，不能完全满足油田的开发需要［4］。本文结合N油田的地质油藏特征和生产特征，在辫状河储层复合砂体精细解剖的基础上，结合钻井资料和精细油藏数值模拟方法研究了平面及纵向上的剩余油分布特征。研究成果对油田井间加密、砂体顶部剩余油挖潜和中高含水期低效井治理具有重要的意义。

1 辫状河复合砂体精细解剖

N油田进入中高含水期后，实施的侧钻井所揭示的水淹特征越来越复杂，而砂体内部结构差异导致水淹复杂化。因此，储层内部结构的精细研究是油田剩余油定量描述的前提。结合取心资料、野外露头和现代沉积模式，国内外学者普遍认为在辫状河沉积环境中，砂体厚度最大的地方多为河床中心，由心滩坝构成，将心滩坝依次连接起来，即可指示河道延伸方向，同时也能建立交错层理厚度与单期河道规模的定量关系，并得到了广泛的应用［5-9］。

N油田复合砂体内部结构虽然复杂多样，但仍然能在岩心、地震、测井曲线等资料中找到叠置规律。通过对油田中-厚复合砂体进行内部解剖，砂体成因可分为两类，一类是河道成因砂体，另一类是心滩成因砂体，并且心滩砂体规模大，约占71%。研究结果显示，辫状河道宽度与心滩坝宽度比约为1.0∶3.9，心滩坝宽度与心滩坝长度比约为1.0∶2.3。油田河道砂体具有正韵律储层特征，中下部岩性较粗，以中-粗砂岩为主，底部常见冲刷面，上部岩性相对较细，以中-细砂岩为主，储层厚度为2～5 m，测井曲线表现为典型的“钟形”特征；心滩砂体具有均质韵律储层特征，沉积物颗粒一般较粗，岩性以中-粗砂岩为主，局部含砾，储层厚度大于5 m，测井曲线表现为典型的“箱形”特征。依照测井模式对单期次不同成因砂体进行识别，完成复合砂体精细解剖（图1），结合油田目前注采井网，将注采模式分为四类：辫状河道注水-心滩坝采油、心滩坝注水-辫状河道采油、心滩坝注水-心滩坝采油、辫状河道注水-辫状河道采油，见图2。并以此为基础开展基于河道-心滩模式的平面和层内剩余油分布特征研究。

图1 L1-4小层砂体沉积微相

图2 四种注采模式示意图

2 剩余油分布

2.1 水淹层定量解释

N油田为注海水开发，电阻率与水淹程度成反比，电阻率随着注水量的增加而下降，表现为初期下降速度相对较快，中后期下降速度逐渐减缓［10-12］。水淹层定量解释主要通过重构目标井的原始束缚水饱和度，利用原始束缚水饱和度和当前含水饱和度得到解释层位的驱油效率，从而定量解释目标储层的水淹级别。

根据N油田相渗曲线拟合得到驱油效率与含水率的关系，结合行业标准《水淹层测井资料处理与解释规范》对水淹级别进行划分，得到四种不同水淹级别对应的驱油效率，进而可以定量地解释水淹层的水淹级别，见表1。

表1 水淹级别划分标准

2.2 平面剩余油分布

利用丰富的实钻井、测井水淹解释资料和精细油藏数值模拟方法研究不同注采模式下的平面水淹特征，并定量表征了平面水淹波及系数与注采井距间的关系，用以定量描述平面剩余油分布特征。如图3，在辫状河道注水-心滩坝采油模式下，水驱前缘由辫状河道进入心滩坝后，以近似“指进”的形态向前推进，油井周边水淹波及范围较小，随着水驱倍数（λ）增大，平面水淹波及范围逐渐增大。

图3 辫状河道注水-心滩坝采油模式下平面水淹波及系数

如图4，在心滩坝注水-辫状河道采油模式下，水驱前缘由心滩坝进入辫状河道后，以近似“锥进”的形态向前推进，油井水淹波及范围相比辫状河道注水-心滩坝采油模式大，并且随着水驱倍数增大，平面水淹波及范围也在增大。心滩坝注水-心滩坝采油模式下，水驱前缘在心滩坝内以近似“均匀驱替”的状态向前推进，油井周边平面水淹波及范围远大于辫状河道注水-心滩坝采油模式，而辫状河道注水-辫状河道采油模式下，油井周边平面水淹波及范围要小于心滩坝注水-辫状河道采油模式。

图4 心滩坝注水-辫状河道采油模式下平面水淹波及系数

2.3 层内剩余油分布

结合油田大量的实钻井、测井水淹解释资料和精细油藏数值模拟，定量表征了不同注采模式下的层内水淹厚度系数与注采井距间的关系，用以定量描述层内剩余油分布特征。如图5，在辫状河道注水-心滩坝采油模式下，水驱前缘由辫状河道进入心滩坝后，沿心滩坝底部推进，距离油井越近、层内水淹厚度越小，随着水驱倍数增大，层内水淹厚度逐渐增大。由于辫状河道厚度小于心滩坝厚度，形成“薄注厚采”的特征，心滩坝内储层物性要好于辫状河道，心滩坝内砂体底部优先水淹，辫状河道与心滩坝厚度差越大，心滩坝内水淹厚度比例越小，顶部剩余油越丰富，挖掘潜力也越大。

图5 辫状河道注水-心滩坝采油模式下层内水淹厚度系数

如图6，在心滩坝注水-辫状河道采油模式下，由于心滩坝厚度大于辫状河道厚度，形成“厚注薄采”的特征，油井端辫状河道厚度相对较小，虽然顶部仍有一定剩余油，但挖掘潜力并不大，并且辫状河道厚度越小，剩余油挖掘潜力也越小。

心滩坝注水-心滩坝采油模式下，水驱前缘在心滩坝内以近似均匀驱替的状态向前推进，受重力、储层均质性等影响，注入水逐渐沿心滩坝底部推进，距离油井越近、层内水淹厚度越小，顶部剩余油越富集。油井附近水淹厚度比例要大于辫状河道注水-心滩坝采油模式，但心滩坝沉积砂体厚度较大，因此，油井附近顶部剩余油仍然较为丰富，挖掘潜力也较大。而辫状河道注水-辫状河道采油模式，虽然油井端顶部仍有一定剩余油，但挖掘潜力并不大，并且挖掘潜力受辫状河道厚度影响较大。

通过上述研究，在常规剩余油描述基础上，利用不同注采模式下平面和层内剩余油分布特征的关系，定量描述N油田各小层剩余油分布，并绘制了单砂体水淹分布等值线图（图7），有效指导了油田高含水期低效井侧钻治理、水平井顶部剩余油挖潜等。

3 结论与认识

（1）N油田为辫状河沉积，通过对辫状河复合砂体进行精细解剖，将砂体成因划分为心滩成因和河道成因两类，并在此基础上结合注采井网，提出了辫状河道注水-心滩坝采油、心滩坝注水-辫状河道采油、心滩坝注水-心滩坝采油、辫状河道注水-辫状河道采油四种不同的注采模式。针对N油田的四种注采模式，分别描述了剩余油的分布状况，解决了油田剩余油定量描述难度大的问题。

（2）通过结合储层精细解剖成果和注采模式开展剩余油分布研究，能精细描述辫状河复合砂体剩余油分布特征，更有利于高含水期剩余油挖潜，也为高含水期心滩坝顶部剩余油挖潜提供了技术支持。