油田开发早期储层非均质性对剩余油形成与分布的控制作用

刘 超，赵汉卿，陈存良

（中海石油（中国）有限公司天津分公司，天津 300452）

油田进入中高含水率阶段后，油藏中仍存在动用程度较弱甚至未动用的剩余油[1-2]。如何寻找剩余油富集区，并由此提出调整挖潜策略，是高含水率油田保证未来持续稳产的关键因素。对于注水开发的油田，水淹程度和剩余油的分布主要受控于储层非均质性变化[3-4]，然而储层非均质性变化不尽相同，前人多注重研究储层受沉积相影响下的平面物性和隔夹层展布对水淹程度和剩余油分布的影响，而对于非均质性变化与井型井网搭配下，三维空间内储层内部剩余油展布特征研究较少，本文利用钻井、测井及油藏动态资料，精细刻画剩余油富集特征，为油田后期调整挖潜及稳油控水高效开发提供方向。

1 区域地质概况

莱州湾凹陷位于渤海南部海域，为一“北断南超”的箕状断陷湖盆，前人将走滑断裂带内部的斜坡带命名为中央构造带，与沉积中心的生烃凹陷北洼邻近，成为油气聚集成藏的有利场所[5]。

莱州湾凹陷古近系地层三维地震剖面反射特征显示具有典型的前积结构，是三角洲进入湖盆坡折带的地震响应，结合凹陷区域构造沉积背景，沙三上段总体发育一套辫状河－辫状河三角洲－湖泊沉积体系[6]。辫状河分布在垦东凸起周缘的盆缘地带，向湖盆中心依次过渡为辫状河三角洲和湖泊沉积。沙三上段辫状河三角洲是凹陷内的沉积主体，分布范围广，沉积地层厚度大，辫状河三角洲相砂岩尤其是延伸至湖盆、与烃源岩相邻近的辫状河三角洲前缘砂体，成为凹陷内重要的油气储集层。

莱州湾凹陷L 油田含油层段为沙三上段，纵向上分为3 个油组，自上而下为Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ3 个油组，Ⅱ油组进一步分为Ⅱ-1 亚油组和Ⅱ-2 亚油组，主力含油层位为Ⅱ-2 亚油组和Ⅲ油组，沉积环境为近源辫状河三角洲前缘沉积[7-10]，受水下分流河道所控制，砂体纵向叠置特征明显，储层非均质性较强。油田平面上受断裂控制，为一近东西向狭长断块，受油田平面形态影响，油田采用排状井网，中间一排注水，南北两侧采油。储层宏观非均质性与油田开发方式、井网一起控制了油田水淹的突进方向和剩余油的富集模式。

2 储层非均质性

L 油田处于开发早期，但个别油井出现含水率突破较快的现象，油层中剩余油富集[11-13]。通过分析L 油田的静态地质资料和油藏动态资料，目前所表现出来的非均质性主要为平面非均质性、层间非均质性和层内非均质性3 种。

2.1 平面非均质性

L 油田为一受断层夹持的狭长断块（图1），以沙三上段Ⅱ-2 亚油组为例，由于距离油水界面较远，采油井的水淹主要受注水井影响。通过统计单井钻遇油层厚度，勾绘油层厚度等值线图（图1a），利用油层厚度加权测井解释渗透率，得到单井平均渗透率，由此勾绘渗透率等值线图（图1b）。

图1 L 油田沙三上段Ⅱ-2 亚油组平面非均质性特征

平面上，采油井的水淹状况主要受砂岩厚度、渗透率及与注水井的距离所影响。Ⅱ-2 亚油组油层厚值区主要集中在油田西侧，主要发育两期河道：一期为A11井附近，一期为A8-A20-A4 近南北方向，因而A11 井虽然油层厚度大，但距离注水井较远，且与A20 井为不同分流河道沉积，加之平均渗透率较低，水淹程度较低，仅为23.2%；而含水率超过60%的A4 井和A15 井均距离注水井较近，油层厚度大或者渗透率较高；A7井虽然平均渗透率较高，但由于位于构造低部位，无注水井为其注水，主要依靠边水天然能量开发，因而水淹程度较低。平面上，注采关系顺分流河道方向更容易形成窜流通道，剩余油在河道边部富集（图2）。

图2 L 油田沙三上段Ⅱ-2 亚油组平面剩余油分布特征

2.2 层间非均质性

L 油田单井平均钻遇19 个单砂体，层间非均质性是由于采油井和注水井的大段合采所导致的，受海上完井工艺影响，每口井最多设置5 个防砂段（图3），因此，本次所探讨的层间非均质性主要为Ⅱ-2 亚油组和Ⅲ油组间防砂段的层间干扰，而非每个单砂体间的层间干扰。另外，Ⅱ-2 亚油组和Ⅲ油组合采主要集中在油层厚度大的油田西侧，而东侧油层厚度薄，层间干扰较弱。

图3 L 油田层间非均质性特征

根据探井L-1 井的地层测试资料，计算出Ⅱ-2 亚油组的比采油指数为1.95 m3/（d·MPa·m），而Ⅲ油组的比采油指数高达11.56 m3/（d·MPa·m），二者产油能力相差5.93 倍，表明了其层间干扰较大。

采油井A11 井位于油田西南角的构造高部位，仅A20 井为其注水，结合图1 平面非均质性，从图2 可以看出，A11 井与A20 井具有不同的垂向储层结构，因而二者的连通性较差，且辫状河三角洲前缘河道发生过明显的摆动：A20 井附近在Ⅲ油组时期处于主河道位置，之后分流河道作用减弱；A11 井附近在Ⅲ油组时期处于分流河道边缘，每期次沉积厚度不大，直至Ⅱ-2亚油组时期末期发育一期稳定河道沉积。

从A11 井测井解释和产液剖面测试数据（表1）可以看出，Ⅲ油组贡献产液比例达到87%，其中3 号防砂段的2+3 小层，其平均厚度为3.2 m，平均渗透率为863.1×10-3μm2，产液贡献比例达到51%，而Ⅱ-2 亚油组虽然油层厚度达到15.2 m，平均厚度却仅为1.7 m，平均渗透率为580.9×10-3μm2，其产液贡献比仅为13%，该层位采出程度仅为6.2%，计算剩余油储量仍高达58.94×104m3，层间干扰导致Ⅱ-2 亚油组剩余油高度富集（图4）。

表1 L 油田A11 井产液剖面数据表

图4 L 油田A11 井沙三上段纵向剩余油分布特征

2.3 层内非均质性

层内非均质性主要是指一个单砂层垂向上储集层性质变化[14-16]。以L 油田Ⅲ油组为例，层内非均质性主要表现为正韵律、渗透率级差可达20 以上，底部的高渗层段极易发生层内突进，因而整体具有“底部水淹、剩余油顶部富集”的特征。根据新钻调整井测井解释结果（图5），水淹主要表现在两方面：一是单河道砂体底部渗透率高，注入水沿河道叠置构型界面逐渐向单河道底部突进，新增钻井A24 井与注水井A20 井仅100 m之隔，在2 小层底部为强水淹、上部为弱水淹，证明其顶部仍有一定程度的剩余油；二是复合河道砂体，其在A20 井和A24 井的Ⅲ油组3 小层表现为两期河道垂向切割，而在采油井A12 井表现为河道叠置，中间发育0.7 m 夹层，A24 井底部为强水淹，而顶部为未水淹油层，表明A20 井注入水迅速进入河道底部，沿河道底部向A12 井突进，且A12 井的产出剖面也证实了这一点。

图5 L 油田层内非均质性特征

3 剩余油挖潜策略

3.1 剩余油形成与分布

L 油田剩余油的形成主要受到了储层非均质性和井网的影响。油田被夹持在两条断层中间，表现为狭长断块油田，因而采用排状井网。剩余油平面分布主要受分流河道展布和注采井方位的影响，注采关系顺分流河道方向更容易形成窜流通道，剩余油在河道边部富集；Ⅱ-2 亚油组和Ⅲ油组表现为不同的沉积特征和油气充注程度，测试也表明二者产能相差甚远，受大段合采的影响，层间非均质性导致Ⅱ-2 亚油组油层产出贡献不及Ⅲ油组，剩余油在Ⅱ-2 亚油组富集；一套单砂层内部受正韵律影响，剩余油主要在顶部富集，尤其是多期河道切割叠置后，顶部剩余油甚至未发生水淹现象。

3.2 剩余油挖潜策略

针对L 油田剩余油分布特点，根据油田生产实践制定相应的挖潜策略。针对平面富集特征，完善边部井网或者后期将采油井侧钻至河道边部，改变水驱路径和开发井网；针对层间干扰导致的剩余油在Ⅱ-2 亚油组富集，采用分层系开发或者后期关闭Ⅲ油组高含水率油层，实现Ⅱ-2 亚油组油层的有效动用；针对单砂体层内的顶部富集型剩余油，采用有效避射底部潜在水淹层或者采用水平井挖潜顶部剩余油。

4 结论

（1）L 油田水淹状况和剩余油分布规律主要受储层非均质性特征影响；L 油田储层非均质性主要表现为平面非均质性、层间非均质性和层内非均质性；平面上，注采井距和河道方向水淹明显，剩余油主要在河道边部富集；大段合采导致层间非均质性严重，剩余油在Ⅱ-2 亚油组富集；单砂层内部主要为底部水淹、剩余油在顶部富集，尤其是多期河道叠置，顶部剩余油甚至未发生水淹现象。

（2）针对L 油田剩余油分布规律，制定相应的挖潜策略。针对平面富集型剩余油，完善边部井网，改变开发井网，提高平面动用程度；针对层间干扰型剩余油，采用分层系开发或者后期关闭高含水率油层，实现剩余油富集油层的有效动用；针对顶部富集型剩余油，采用有效避射底部潜在水淹层或者采用水平井挖潜顶部剩余油。