伊拉克H油田Mishrif组下段隔夹层特征及开发策略

余义常　宋新民　林敏捷　郭睿　朱光亚　沈毅　沈博珩　李峰峰

摘要：依据岩心、铸体薄片、分析化驗、地震、测井、生产动态和数值模拟等资料，对伊拉克H油田Mishrif组下段MB2-MC1层段生物碎屑灰岩隔夹层发育主控因素、成因类型、展布特征、注水开发影响和技术策略进行研究。结果表明：相对海平面上升旋回中的滩前斜坡和滩间沉积、相对海平面下降旋回中的沼泽沉积和下切充填沉积、高频旋回中的生屑滩沉积下部作为物质基础，叠加破坏性成岩作用是隔夹层发育主控因素，形成滩体下部型、滩间型、滩前斜坡型、沼泽型和下切充填型5类隔夹层，其渗透率主体为（0.05～1.50）×10-3 μm2，孔喉半径为0.05～0.5 μm，渗流能力低；隔层位于MB2-1和MB2-2小层顶部、MC1-1小层底部以及MC1-3小层，夹层主要发育于MB2-1和MB2-2小层内部；隔层连续处底部注水见效慢，油水界面缓慢均匀抬升，地层压力亏空大，隔层不连续处底水锥进，油井见水后含水率快速上升，产油大幅下降，夹层分布处底水绕流作用显著，上下地层压力梯度发生一定改变；开发过程中应充分利用隔层连片隔挡、夹层局部发育的特征，坚持分层系开发，采用大井距边注顶采和小井距底注顶采相结合的高效注水开发模式，依据隔层与夹层的类型和分布特征，优化井位部署，保证低含水期的最大采出程度。

关键词：伊拉克； Mishrif组； 生物碎屑灰岩； 隔夹层； 注水开发； 分层系开发

中图分类号：TE 121.3 文献标志码：A

引用格式：余义常，宋新民，林敏捷，等.伊拉克H油田Mishrif组下段隔夹层特征及开发策略［J］.中国石油大学学报（自然科学版），2023，47（2）：1-12.

YU Yichang， SONG Xinmin， LIN Minjie， et al. Characteristics and development strategies of interlayers in the lower member of Mishrif Formation in H Oilfield， Iraq ［J］. Journal of China University of Petroleum （Edition of Natural Science）， 2023，47（2）：1-12.

Characteristics and development strategies of interlayers in the lower member of Mishrif Formation in H Oilfield， Iraq

YU Yichang1，2， SONG Xinmin2， LIN Minjie2， GUO Rui2， ZHU Guangya2， SHEN Yi3， SHEN Boheng2， LI Fengfeng2

（1.China National Oil and Gas Exploration and Development Corporation， Beijing 100034， China;2.Research Institute of Petroleum Exploration & Development， PetroChina， Beijing 100083， China;3.Geological Exploration and Development Research Institute， CNPC Chuanqing Drilling Engineering Company Limited， Chengdu 610051， China）

Abstract：The main controlling factors， genetic types， distribution characteristics， influence on water injection development and technical strategies of bioclastic limestone interlayers in MB2-MC1 section of lower Mishrif Formation in H Oilfield， Iraq， were studied using core ananlysis， casting thin section， analytical test， seismic data， logging， production performance and numerical simulation. The results indicate that the shoal front slope and intershoal deposits during relative sea-level rise cycles， marsh and incision filling deposits during relative sea-level fall cycles， and the lower part of the bioclastic shoal deposits during high-frequency cycles are the material basis for the development of interlayers. Superimposed destructive diagenesis is the primary controlling factor， affecting the lower part of shoal， intershoal， shoal front slope， marsh and incision filling types. The main permeability ranges from （0.05 to 1.50） ×10-3 μm2 with a pore throat radius of 0.05～0.5 μm. The barriers are located at the top of MB2-1 and MB2-2 layers， the bottom of MC1-1 layer and MC1-3 layer， and the baffles are mainly developed inside MB2-1 and MB2-2 layers. Water injection at the bottom of the continuous barrier has a slow effect， with the oil-water interface slowly and evenly uplifted， and a large formation pressure deficit. In contrast， water at the bottom of the discontinuous barrier experiences coning， resulting in rapid increase in the water cut of the well. The bottom water flow around the baffle is significant， and the pressure gradient of the upper and lower formations changes. During development， it is crucial to make full use of the characteristics of the barrier and baffle， adhere to the separated development units， and adopt the mode of bottom injection top production and peripheral injection top production. According to the types and distribution characteristics of the barrier and baffle， the well location deployment is optimized to ensure the maximum recovery degree in the low water cut period.

Keywords：Iraq; Mishrif Formation; bioclastic limestone; interlayer; water injection development; separated development units

隔夹层是隔层和夹层的合称，对于油水渗流和地层压力传导具有重要影响［1-3］。目前对隔夹层研究集中在岩性隔夹层和物性隔夹层，以碎屑岩储集层为主［4-7］，对碳酸盐岩储集层，特别是孔隙型生物碎屑灰岩隔夹层研究程度较低，这类隔夹层主控因素和空间展布精细预测研究也相对欠缺，其对注水开发的影响尚未有系统研究［8-9］。生物碎屑灰岩颗粒多为盆内成因且强烈依赖生物活动，其对环境变化相对敏感，使得生物碎屑灰岩隔夹层容易受海平面升降旋回、沉积环境及成岩作用的复合改造［1，10］，需做针对性研究。伊拉克H油田是以生物碎屑灰岩为主的巨型油田，主力产层为白垩系Mishrif组下段MB2—MC1油藏，储集空间为各类孔隙，采用注水补充能量方式开发，这类油藏注水开发在世界范围内尚缺乏成熟经验，目前仍处于探索实践阶段［11］。Mishrif组下段采用一套注采井网笼统开发，但其内部发育成因和分布特征不清、识别难度大的隔夹层，各层位生产特征差异大、底部注水见效慢、地层压力亏空大且分布不均，极大影响注水开发效果。因此笔者依据岩心、铸体薄片、分析化验、地震、测井、生产动态和数值模拟等资料，针对下段MB2—MC1油藏，采用成因约束下多级次井震联合预测方法，对隔夹层主控因素、类型及展布特征进行研究，厘清隔层和夹层类型及分布对注水开发控制作用，制定相应技术策略，并应用于生产实践中。

1 研究区地质概况

H油田位于伊拉克东南部，构造上处于美索不达米亚盆地东南部，形成于新近纪扎格罗斯造山运动，整体呈北西—南东向宽缓长轴背斜形态［12］。白垩系Mishrif组生物碎屑灰岩形成于次盆地碳酸盐岩缓坡—弱镶边台地环境，发育局限台地、弱镶边台地边缘、缓坡滩和滩前斜坡4种沉积相，储集层具有明显相控特征［13-14］。

Mishrif组包括MA、MB1、MB2和MC层段，可进一步划分18个小层，整体厚度约为400 m。Mishrif组发育5个三级层序，各三级层序顶面均由代表海平面显著下降的潮道、下切沉积或不整合面等限定［15］，进一步可划分10个四级层序（图1）。下段MB2—MC1是Mishrif组物性最好的层段，滩相储集层最为发育，同时隐蔽隔夹层较为发育；储集层和隔夹层空间上叠置分布，限制油藏高效开发。

2 隔夹层发育主控因素及成因类型

2.1 海平面升降旋回对隔夹层发育的控制机制

12口岩心井的岩心观察、1 338块铸体薄片分析和3 709块常规物性资料表明，研究区隔夹层发育在中低能细粒沉积中，包括泥粒灰岩、粒泥灰岩、泥晶灰岩和炭质泥岩。相对海平面升降旋回决定水体能量及沉积背景，控制隔夹层纵向分布特征。H油田MB2—MC1层段处于SQ2和SQ3三级层序中，包括PSS3—PSS6的4个四级层序（图1）。

PSS3初期海平面上升，水动力减弱，MC2-2和MC2-1小层进入滩前斜坡环境，碳酸盐岩沉积较慢，以泥晶灰岩为主，形成MC2-2—MC2-1区域隔层。随后海平面下降，MC1-4小层进入弱镶边台地边缘环境，水动力增强，沉积大规模滩体，层内夹层发育程度低（图2）。PSS4初期海平面上升，MC1-3小层进入滩前斜坡环境，以泥晶灰岩为主，局部为滑塌粗粒沉积，形成MC1-3稳定隔层。随后海平面下降，MC1-2小层进入弱镶边台地边缘环境，沉积大规模滩体，层内夹层发育程度低。

PSS5初期海平面快速上升，形成MC1-1小层底部粒泥灰岩和泥晶灰岩隔层。随后海平面下降，演化为缓坡滩环境，沉积了MC1-1小层中部到MB2-3小层顶部一套横向变化小、纵向厚度大的生屑滩，内部夹层零星发育。随着海平面继续下降，MB2-2小层逐渐从缓坡滩转变为弱镶边台地边緣环境，研究区地貌起伏增大，滩体规模减小，层内发育滩间粒泥灰岩夹层和滩体下部泥粒灰岩夹层；同时由于滩体快速沉积，滩体顶部和滩间变为泥沼环境，植被开始生长，埋藏后形成高有机质含量炭质泥岩夹层。PSS5晚期海平面下降幅度较大，滩体沉积速率大，可容纳空间快速充填，层序边界潮湿气候下降水丰富，适宜植被生长，使得MB2-2小层顶部滩体下部泥粒灰岩、滩间粒泥灰岩和沼泽炭质泥岩隔层发育程度增加。

PSS6位于MB2-1小层，随着水体逐渐变浅，水动力增强，隔夹层特征和MB2-2小层相似。但MB2-1小层处于三级层序SQ3晚期，沉积时海平面最低，滩体最发育，暴露最频繁，降水也最丰富，使得层内夹层和顶部隔层发育程度更高。MB2-1小层沉积后，研究区经历大范围暴露溶蚀，西北部发育深达30 m的大型下切沉积［10］。MB1-2亚段沉积早期，下切部位被低位—海侵域泥晶灰岩充填，并纵向延伸到MB2-2小层顶部。

2.2 沉积环境对隔夹层发育的控制机制

沉积环境决定水动力强弱和沉积物原始组构，对隔夹层类型和横向展布有重要控制作用。H油田Mishrif组为次盆地碳酸盐岩缓坡—弱镶边台地沉积，隔夹层发育于中低能沉积环境，包括滩体下部、滩间、滩前斜坡、沼泽和下切充填5类沉积（图3）。

滩体下部沉积发育在台地边缘生屑滩和缓坡生屑滩下部，形成于浪基面附近，水动力条件中等，灰泥含量较低，生物碎屑以非固着类双壳和棘皮动物为主，含少量苔藓动物和藻类，具有一定原生粒间孔隙，流体渗流能力中等。滩间沉积发育在台地边缘滩间和缓坡滩间，形成于浪基面之下，水动力较弱，灰泥含量中等，生物碎屑主要是底栖有孔虫和非固着类双壳，原生粒间孔隙发育程度较低，流体渗流能力较差。滩前斜坡沉积发育在滩前斜坡细粒沉积中，形成于深水环境，水动力弱，海水淘洗作用差，含较多灰泥，生物碎屑以底栖有孔虫为主，原生粒间孔隙发育程度低，流体渗流能力差。沼泽沉积形成于泥沼环境，原生粒间孔隙发育程度低，流体渗流能力差。滩顶沼泽是滩体快速堆积暴露，植被开始生长，埋藏后形成黑色炭质泥岩；滩间沼泽是由于地貌高部位滩体堆积速度相对较快，滩体暴露，在暴露滩体间形成局限封闭的沼泽环境。

下切充填沉积是由于SQ3高位域沉积结束，碳酸盐岩台地暴露溶蚀，形成边界齐整的下切沉积。MB2-1小层暴露初期，下切部位为潮汐通道中高能环境，形成底部泥粒灰岩段；下一期海侵时，下切沉积逐渐被低位—海侵域泥晶灰岩充填，生物碎屑以底栖有孔虫为主；随着下切部位水体深度逐渐减小，下切部位重新成为潮汐通道，发育顶部泥粒灰岩段，直至下切部位填满。

2.3 成岩作用对隔夹层发育的控制机制

综合1 338块铸体薄片鉴定和421块全岩分析数据表明，大气淡水溶蚀是研究区最主要的建设性成岩作用，胶结是最主要的破坏性成岩作用，其次为压实和白云石化［16］。高能沉积和中能沉积以建设性成岩作用为主，低能沉积以破坏性成岩作用为主。在沉积主控基础上，成岩作用进一步降低隔夹层物性（图4（a））。

由于厚壳蛤滩和生屑滩等中高能沉积形成于水动力强的古地貌高部位，后期容易出露海面接受大气淡水淋滤，淋滤产物可向周围快速排出，胶结作用较弱，颗粒支撑结构和中—低镁方解石质的生物碎屑为主体使压实和白云石化作用较弱。

滩体下部、滩间和滩前斜坡等中低能沉积和低能沉积形成于水动力弱的古地貌中低部位，后期大气淡水溶蚀作用弱，还会接受高地貌区溶蚀产物沉淀，发生胶结作用，泥晶支撑使压实作用强度较大，高镁方解石和文石质的生物碎屑为主体导致中埋藏环境w（Mg）/w（Ca）高，白云石化作用显著（图4（b））。

2.4 隔夹层成因分类

沉积相与隔夹层类型和特征具有直接相关性，不仅控制着隔夹层的岩性、物性、形态和连续性，而且也决定其平面分布范围和纵向展布特征，成岩作用对隔夹层改造具有继承性和破坏性的双重特点。由此將隔夹层按成因分为滩体下部型、滩间型、滩前斜坡型、沼泽型和下切充填型隔夹层5类。

滩体下部型隔夹层主要是泥粒灰岩，部分为粒泥灰岩，岩心观察到交错层理（图5（a））。薄片中颗粒体积分数为50%～75%（图5（f）），颗粒周围有明显方解石胶结物。滩间型隔夹层岩性主要是粒泥灰岩，岩心可观察到较强的斑状生物扰动现象，生物扰动处物性和含油性较好，围岩较为致密（图5（b））。薄片中颗粒体积分数为10%～50%，泥晶基质和孔隙中发育白云石（图5（g））。滩前斜坡型隔夹层岩性主要是泥晶灰岩，岩心可观察到粒径较大、致密胶结的角砾漂浮在泥晶灰岩中（图5（c））。薄片中颗粒体积分数小于10%，泥晶基质中发育较多白云石（图5（h））。

沼泽型隔夹层主要是粒泥灰岩和炭质泥岩，部分为泥粒灰岩。黑色炭质泥岩是其典型岩石类型（图5（d）），热失重分析表明其有机质质量分数约为29%，全岩分析显示矿物成分主要为方解石，其次是质量分数为14.6%的黏土矿物，不含石膏、硬石膏及岩盐。薄片中颗粒体积分数小于10%，颗粒间可见泥质条纹（图5（i））。下切充填型隔夹层岩性主要是泥晶灰岩和泥粒灰岩，其中红灰色泥晶灰岩是其典型岩石类型，内部存在3～6 cm外形不规则硅质团块，滴酸不起泡（图5（e））。薄片中颗粒体积分数小于10%，以底栖有孔虫为主，泥晶基质中白云石体积分数高（图5（j））。

3 隔夹层特征及分布规律

3.1 隔夹层物性特征

铸体薄片和常规物性统计表明，隔夹层孔隙主要为铸模孔、粒内孔、体腔孔、晶间孔和泥晶微孔，孔隙度平均为9.83%，渗透率平均为0.71×10-3  μm2（图6（a））。其中滩体下部型隔夹层以铸模孔和粒内孔为主，但孔隙间连通性较差，孔隙度平均为132%，渗透率为1.48×10-3  μm2，与滩相储集层相比，两者渗透率比值往往可超过20，会明显迟滞流体运动，是物性隔夹层。滩间型和滩前斜坡型隔夹层以粒内孔、体腔孔和泥晶微孔为主，前者孔隙度平均为11.72%，渗透率为0.79×10-3  μm2；后者孔隙度平均为8.85%，渗透率为0.52×10-3  μm2。沼泽型和下切充填型隔夹层则更加致密，其以晶间孔和泥晶微孔为主，前者孔隙度平均为7.71%，渗透率为0.28×10-3  μm2；后者孔隙度平均为7.59%，渗透率仅为0.11×10-3  μm2。

研究区压汞测试最高进汞压力为235.43 MPa，前人根据润湿相饱和度和对应毛管压力双对数关系，基于其拐点特征，以孔喉半径0.15、1和5 μm为界限值，将H油田Mishrif组孔喉分为微孔喉、细孔喉、中孔喉和粗孔喉［17］。压汞测试表明：研究区隔夹层排驱压力主要为0.5～10 MPa（图6（b）），孔喉半径主要为0.05～0.50 μm的微孔喉和细孔喉（图6（c））。滩体下部型隔夹层排驱压力为0.21～1.02 MPa，孔喉分布相对集中，以0.15～0.71 μm的细、中孔喉为主。滩间型和滩前斜坡型隔夹层排驱压力为0.35～5.1 MPa，孔喉分布集中于0.01～0.56 μm的微、细孔喉。沼泽型和下切充填型隔夹层排驱压力更高，为1.12～21.5 MPa，孔喉最为集中，以0.01～0.22 μm的微、细孔喉为主。

3.2 隔夹层识别特征及分布预测方法

3.2.1 隔夹层测井识别特征

岩心与测井精细标定明确5类隔夹层特征（图7）。研究区隔夹层泥晶含量较高、孔隙度低、岩性致密，为中—高伽马、中—高密度和中—高电阻率。滩体下部型隔夹层电阻率与上、下储层段差异较大（图7（a））；滩间型隔夹层测井曲线呈厚度中等微齿漏斗型（图7（b）），滩前斜坡型测井曲线呈厚度较大齿化箱型（图7（c））；沼泽型自然伽马超过30 API（图7（d）），下切充填型密度超过2.6 g/cm3（图7（e））。单井测井识别表明，不同层段隔夹层厚度差异大，MB2-1、MB2-2小层隔夹层厚度整体为0.6～7.1 m，主要为1.8～3.9 m；MC1-1小层隔夹层厚度主要为3.8～6.7 m，MC1-3小层隔夹层厚度最大，为9.4～18.3 m。

3.2.2 隔夹层地震识别特征

研究区地震资料品质好，采用改进反Q滤波法进行高分辨率拓频，频带宽度由60 Hz拓展到80 Hz，主频由35 Hz拓展到50 Hz，能有效识别MC1-3中广泛分布厚度大的隔层。但MC1-1、MB2-2和MB2-1隔层和夹层厚度相对较小，纵横向分布复杂，需用波阻抗阈值及波形相控指示反演分析。

隔夹层具有低声波时差、中高密度特征，阻抗为高值（大于11800 g·cm-3·m·s-1），下切充填型隔夹层最致密，阻抗超过12700 g·cm-3·m·s-1，地震响应显著。因此采用地震波形相控指示反演（SMI），筛选统计样本时参照波形相似性和空间距离，保证样本结构特征一致，并按分布距离对样本排序。基于研究区86口直井精细标定和各小层界面解释建立框架模型，优选样本、高截频等参数，从测线试验到体反演，结合单井相分析，确定隔夹层井间分布特征（图8（a）），可见隔夹层发育层位为高阻抗（蓝、青色），与周围低阻抗储集层差别明显（黄、红色）。与常规稀疏脉冲反演比，SMI纵向分辨率提高到5 m，平面上更符合地质规律。

研究区隔夹层和储层岩性、物性差异大，两者间地震反射系数特征显著，为高分辨率反射系数反演奠定基础。该方法内嵌地质约束，基于分频反褶积算法，同时考虑振幅变化，采用多段分频资料反演稀疏的反射系数，通过目标函数确定反射系数，进而分辨出小于调谐厚度的薄层界面［18］，非常适合研究区隔夹层精细预测。在实际应用中，反演得到的反射系数与真实地层对应性好，进一步将纵向分辨率提高至3 m，隔夹层界面信息得到很好显示（图8（b））。

3.2.3 隔夹层分布预测方法

H油田MB2—MC1层段隔夹层类型多、厚度相对较小、相控特征显著，各类隔夹层和储集层横向交错、纵向叠置，隔夹层井间精细预测难度大。

本次研究提出地质成因约束下的“地震波阻抗阈值识别—波形相控指示反演—高精度薄层反射系数反演—单井测井隔夹层划分”多级次井震联合预测方法，在明确5类隔夹层发育和分布特征的基础上，采用多种技术，不断提升隔夹层识别的精度和可信度，精细刻画隔夹层展布特征。

该方法可识别MC1-3小层滩前斜坡和MC1-1小层底部缓坡滩间垂向加积形成的层状分布隔层、MB2-2、MB2-1小层台地边缘垂向加积形成的层状分布的隔层和侧向前积形成的倾斜状夹层（图9）。一些测井可识别的厚度更小的夹层，在SMI和反射系数反演剖面响应特征不明显，需在层序格架和已识别隔层和夹层约束下，预测其展布特征。

3.3 隔夹层空间分布规律

多级次井震联合预测结果表明，MB2—MC1层段隔层位于MB2-1和MB2-2小层顶部、MC1-1小層底部以及MC1-3小层；夹层主要发育于MB2-1和MB2-2小层内部，其他层位隔层和夹层发育程度低。

MB2-1小层整体为弱镶边台地边缘沉积，滩体堆积速度快，地貌起伏大，沉积微相类型多且相变快，沉积微相边界在SMI中特征显著（图10（a））。MB2-1小层边缘以台地边缘滩间沉积为主，向中央过渡到以生屑滩和生屑—似球粒滩为主，高部位发育朵叶状厚壳蛤滩。由于滩体快速沉积，东南部成为局限封闭环境，形成滩间沼泽。西北部发育条带状下切充填沉积（图10（b））。

MB2-1小层顶部隔层类型多样，横向交错叠置，在90%以上含油区域均有分布。滩体下部型主要分布于中部滩相储层发育区，滩间型分布最广泛，沼泽型主要分布于研究区东南部，下切充填型集中分布于研究区西北部（图10（c））。MB2-1小层内部夹层较发育，延伸距离较远，特别是沼泽型夹层分布范围较大，集中于中部和东南部，且下切充填型夹层呈条状带整层发育（图10（d））。

MB2-2小层顶部也发育4类隔层，平面展布范围较大，在85%以上含油区域都有分布，但各类隔层分布相对分散。研究区西北部W133井区和东南部W075D1井区存在2个面积较大的隔层不发育区域，处于“开天窗”状态（图10（e））。MB2-2小层内部夹层发育程度相对较低，延伸距离较短，主要是零散分布的沼泽型夹层，滩体下部型和滩间型夹层分布较局限，下切充填型夹层不发育（图10（f））。

MC1-1小层底部隔层在含油区域内均有分布，以滩间型隔层为主，边缘发育滩前斜坡型隔层，局部位置存在滩体下部型隔层。MC1-3小层隔层横向分布广、纵向厚度大，以滩前斜坡型隔层为主，局部透镜状粗粒滑塌沉积上发育滩间型隔层。

4 隔夹层对注水开发的影响

4.1 隔夹层分布与油藏生产特征

连续分布的隔层极大影响底水流动特征。W081至W074D1井间，生产井段下部MB2-2顶部隔层连续发育，前期周围井生产中引起底水远距离绕流，油水界面缓慢均匀抬升，相近测井时间油水分布关系图上，油水界面较低且基本一致（图11左）。

在隔层不连续处，底水锥进现象显著。W075至W075D1井之间，MB2-2小层顶部隔层呈“开天窗”状态，周围井在生产中，引起底水向上逐渐突破，出现底水锥进，油水界面上凸（图11右）。因此相近测井时间内，隔层连续处油水界面低，隔层不连续处界面较高，特别是测井时间一致的W278和W075井，两者油水界面高程差异显著。随着隔层不连续处的W075D1井在MB2-1小层射孔生产，底水锥进加快，9个月后底水已锥进至MB2-1小层，该井开始产水，且见水后含水快速上升。对比底水锥进的井位和MB2-2顶部隔层分布图，隔层“开天窗”处和底水锥进井位符合度高（图10（e））。

夹层分布较局限，但对迟滞底水上升、使底水绕流作用非常明显［19-20］。2013年11月W266井在MB2-1小层生产，其下方MB2-2小层内发育沼泽型夹层。周围W075D1井2014年3月在MB2-1小层生产，其下方无夹层发育，2014年12月该井见水。底水从W075D1井进入MB2-1小层后，由构造相对较高的W075D1井向较低的W266（2015年12月见水）、W281、W075H、W083D1井流动（图10（f））。

4.2 隔夹层分布与地层压力系统

隔层连续分布处底水远距离绕流，导致油藏前期底部注水开发效果差，地层压力出现较大亏空。2012年研究区开始大规模开发，初期各小层地层压力随深度有序变化，如W325和W109井MDT测试数据所示（图2）。随着开发进行，在隔层隔挡下，上下层位压力变化不一致，如W027D2和W009D2井在MB2-1小层地层压力显著下降，与下部MB2-2小层地层压力梯度趋势相比发生明显改变。

在隔层不连续处，地层压力传导效果好，各小層间地层压力梯度相一致。研究区MB2-3和MC1-1小层顶部隔层不发育，W027D2和W009D2井在MB2-3和MC1-1小层地层压力随深度有序变化。夹层发育会显著影响油井压降漏斗形态，使其向夹层上方两侧扩展变形，导致上下地层压力梯度发生一定变化。如W041D1井在MB2-3小层内部有夹层发育，其上下压力梯度趋势发生改变（图2）。

4.3 隔夹层分布与油藏类型

MB2-1和MB2-2小层间4类隔层横向叠置，连续性较好，使得2个小层生产特征和压力系统均不一致。同时MB2-1小层为中孔—高渗储集层，平均渗透率为73.89×10-3  μm2，明显高于平均渗透率为1264×10-3  μm2的MB2-2、MB2-3和MC1-1小层，其渗透率级差大于5，不利于合层开采。

综合隔层和夹层发育特征、储集层非均质性研究，MB2—MC1油藏可进一步分为2个油藏。MB2-1小层是厚度相对较小的中高孔、高渗边水油藏，内部夹层较为发育且延伸长度大。MB2-2—MC1层段是厚度相对较大的中高孔、中渗边底水油藏，内部夹层延伸长度小且呈碎片化分布。2个油藏在西北部W133井区和东南部W075D1井区存在面积较大的2个隔层“开天窗”区域。

5 基于隔夹层特征的开发策略

5.1 分层系开发

前期地质研究认为Mishrif组MB1-2C和MB2-1小层顶部发育2套平面上分布相对稳定的隔夹层［11］，因此将MB1—MC1油藏从1套注采井网转变为3套注采井网，但MB2—MC1仍为1套底注顶采开发井网。本次研究提出将MB2-1小层与MB2-2—MC1层段分层系开发，同时MB2-1边水油藏渗透率较高，适合采用较大井距注采井网开发，避免注水快速突破，含水迅速上升；而渗透率中等的MB2-2—MC1边底水油藏适合采用较小井距注采井网，以增加对油藏控制程度（图12）。

5.2 高效注水开发方式

分层系开发中，需基于隔层、夹层类型和分布特征，采取高效注水方式，严格控制含水上升速度；纵向分层系开发也为平面井位部署带来巨大空间。

MB2-1边水油藏前期产能高、开发强度大，但边水能量相对较弱且补充有限，导致地层压力亏空较大。注水模式上，采用直井边缘注水、水平井顶部采油开发方式，以恢复油藏压力且保持边水均匀驱替，提升平面波及系数和采收率。井位部署上，充分考虑MB2-2顶部隔层和MB2-1层内夹层分布特征。隔层连续区域上方部署采油井，且采油井和注水井均需避开西北部W133井区和东南部W075D1井区隔层“开天窗”处，避免底水锥进。同时层内夹层连片发育的东南部和中部优先部署采油井，使夹层局部分隔油层，抑制层内纵向窜流，提高层内动用程度（图12）。

MB2-2—MC1边底水油藏厚度相对较大，内部夹层发育程度低，分布分散，前期产能较低、开发强度小，底水可补充一定的地层能量。注水模式上，采用直井、老井或新钻直井底部注水、水平井顶部采油开发方式，注水井段在油水界面附近及以下，确保避水高度超15 m，以期保持油藏压力且保证底水均匀抬升，提升波及系数和采收率。井位优化上，在MB2-2顶部隔层连续区域下方部署采油井，且需避开隔层“开天窗”处，避免层间干扰。同时油藏内MB2-2小层夹层呈碎片化分布且延伸长度小，夹层发育位置会使流体流动通道曲折，但对底注顶采总体效果影响不大。为减少井数、降低投资，在MB2-1油藏边缘注水井射开下部层位，向MB2-2—MC1底水注水，单井分层注水，同时补充MB2-1、MB2-2—MC1油藏的地层能量。

5.3 效果分析

生产实践中，目前通过油水井上返生产和优选位置钻探新井，H油田MB2—MC1油藏已经逐步调整为分层系开发，完善平面注采关系，有效恢复油藏压力，提高油藏整体动用程度，日产油量增加超过1万桶，含水率比笼统开发降低15%。数值模拟对比1套注采井网笼统开发和分层系开发，注采井数和钻井井型不变时，相同采出程度，分层系开发含水率可下降10%以上，油藏储量动用程度提高，高峰产量稳产时间增加，并能够尽量避免含水上升过快。

6 结 论

（1）H油田Mishrif组下段隔夹层发育在中低能细粒沉积中，相对海平面升降旋回决定水体能量和沉积背景，控制隔夹层的纵向分布特征。沉积环境决定水动力强弱和沉积物原始组构特征，控制隔夹层类型和横向展布特征。成岩作用在沉积环境基础上，进一步降低隔夹层物性。按照成因，将研究区隔夹层分为滩体下部型、滩间型、滩前斜坡型、沼泽型和下切充填型5类。

（2）隔层位于MB2-1和MB2-2小层顶部、MC1-1底部和MC1-3小层，夹层主要在MB2-1和MB2-2小层内部。

隔层和夹层渗流能力低，严重影响油藏注水开发效果。隔层连续处上下井段生产互不影响，油水界面均匀抬升，地层压力亏空大；隔层不连续处底水锥进，油井见水后含水率快速上升，产量大幅下降；夹层发育对底水锥进抑制作用显著，上下地层压力梯度发生一定改变。

（3）注水开发中，应充分利用隔层连片隔挡、夹层局部分布的特点，坚持分层系开发策略。隔层连续发育区域采用大井距边注顶采和小井距底注顶采相结合的高效注水开采模式；基于隔层与夹层类型和分布位置，优化井位部署，将隔层与夹层非均匀分布的不利影响转化为提高注水开发效果的有利条件。调整后的油藏动用程度进一步提高，含水率比笼统开发降低15%，注水开发效果显著改善。

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（编辑 李 娟）

收稿日期：2022-10-01

基金项目：国家科技重大专项（2017ZX05030-001）;中国石油集团公司重大科技专项（2017D-4406）

第一作者：余义常（1991-），男，高级工程师，博士，研究方向为油气开发地质。E-mail：yuyichang@petrochina.com.cn。

通信作者：林敏捷（1988-），女，高级工程师，硕士，研究方向为油气勘探与储层预测。E-mail：linmj@petrochina.com.cn。