渤海SZ油田非主力油層構(gòu)型解剖及挖潛實(shí)踐

田 博，劉宗賓，劉 超，賈曉飛，王潁超

(中海石油(中國)有限公司天津分公司 渤海石油研究院，天津 300459)

引 言

SZ油田是中國海上最大的自營普通稠油油田，自1993年投產(chǎn)至今已有20余年的開發(fā)歷程，具有高孔、高滲、強(qiáng)非均質(zhì)性的特點(diǎn)，采用注水的開發(fā)方式。隨著油田開發(fā)的深入，逐漸暴露出水驅(qū)動(dòng)用差，平面、層間、層內(nèi)矛盾突出等一系列問題[1-2]。

自2009年底，SZ油田實(shí)施了海上首個(gè)大型綜合調(diào)整項(xiàng)目，通過“定向井+水平井”的整體加密調(diào)整模式，油田的開發(fā)效果得以明顯改善和提高。而首次調(diào)整后的加密井水淹解釋資料顯示，在長期多層合采的條件下，厚度較大、物性較好的主力油層水淹較強(qiáng)，儲(chǔ)量動(dòng)用程度較高；而厚度較薄、物性相對(duì)較差的非主力油層水淹較弱，儲(chǔ)量動(dòng)用程度較低。

因此，隨著老油田逐漸進(jìn)入高含水開發(fā)后期，主力油層水淹日趨嚴(yán)重，而且在一次加密調(diào)整期間，厚層內(nèi)部動(dòng)用不均的剩余油均已部署相應(yīng)的水平井實(shí)施挖潛。在此背景下，動(dòng)用較差的非主力油層的作用和地位日益提高。為了有效提高非主力油層的動(dòng)用程度，對(duì)該類油層的沉積特點(diǎn)、構(gòu)型單元展布特征、剩余油控制因素等進(jìn)行精細(xì)研究，總結(jié)高含水期非主力油層的剩余油分布模式，提出相應(yīng)的挖潛策略，為老油田進(jìn)入高含水期后的產(chǎn)量接替奠定基礎(chǔ)。

1 非主力油層沉積成因

SZ油田位于渤海遼東灣海域遼西低凸起中段，為一北東走向的半背斜，主力含油層段為古近系東營組下段，儲(chǔ)層孔隙度26%～37%，滲透率(100～13 058)×10-3μm2，為典型的湖相三角洲沉積[3]。沉積微相類型主要以水下分流河道、河口壩主體(壩主體)及河口壩側(cè)緣(壩緣)為主。

結(jié)合密閉取芯井資料，通過巖電標(biāo)定，發(fā)現(xiàn)SZ油田主力油層主要以水下分流河道和壩主體沉積為主，非主力油層主要以壩緣沉積為主。與主力油層相比，非主力油層明顯具有“小、散、薄、差”的沉積特點(diǎn)(即“儲(chǔ)量規(guī)模小、厚度薄、分布散、物性差”)，儲(chǔ)層厚度一般小于4 m，滲透率小于1 000×10-3μm2。與陸上油田相比，顯然滲透率值處于較好范圍，但對(duì)于長期多層合采的海上油田而言，該類油層物性仍相對(duì)較差。從巖心觀察的水淹程度來看，主力油層呈現(xiàn)出明顯的強(qiáng)水洗特征，驅(qū)油效率高，動(dòng)用較好，而非主力油層則以未—低水淹為主，驅(qū)油效率較低，整體動(dòng)用較差。

2 構(gòu)型單元精細(xì)解剖

儲(chǔ)層構(gòu)型研究即從三維角度去解剖儲(chǔ)層的空間結(jié)構(gòu)，研究各個(gè)構(gòu)型單元的類型、組合、接觸關(guān)系等[4-8]。目前國內(nèi)外對(duì)儲(chǔ)層構(gòu)型的研究主要集中于河流相儲(chǔ)層，而對(duì)于三角洲相儲(chǔ)層的相關(guān)研究較少。本文綜合運(yùn)用巖心、測(cè)井等資料，通過不同級(jí)次構(gòu)型界面的識(shí)別，詳細(xì)刻畫各個(gè)構(gòu)型單元在空間的接觸關(guān)系，為剩余油控制因素及分布模式的精細(xì)研究奠定基礎(chǔ)。與之前以小層為單元的研究成果相比，無論是垂向尺度還是平面尺度，都更為精細(xì)和準(zhǔn)確。

2.1 構(gòu)型單元垂向解剖

傳統(tǒng)意義的小層單元往往為復(fù)合砂體概念，在垂向上是由多個(gè)期次沉積的砂體疊置而成，不同期次砂體的平面的展布方向及連通關(guān)系各不相同[9-10]。因此，油田開發(fā)至中后期，面對(duì)日益復(fù)雜的剩余油分布特征，儲(chǔ)層研究尺度必須提升至單砂體級(jí)別，才能更加精確地描述地下油水的運(yùn)動(dòng)規(guī)律。

以巖心資料為基礎(chǔ)，按照構(gòu)型研究的層次性原則，對(duì)研究區(qū)的構(gòu)型界面進(jìn)行了級(jí)次劃分，縱向上共分為3個(gè)級(jí)次界面(圖1)。五級(jí)構(gòu)型界面為河口壩或分流河道復(fù)合體之間的前三角洲泥質(zhì)層，GR曲線為基線，具有一定的厚度，延伸范圍廣，是有效的隔層；四級(jí)構(gòu)型界面為單一河口壩或單一水下分流河道之間的物性夾層，巖性一般為泥巖或粉砂質(zhì)泥巖，物性較差，可對(duì)砂體內(nèi)部滲流起屏障作用；三級(jí)構(gòu)型界面為單一河口壩內(nèi)部增生體之間的夾層，以泥質(zhì)粉砂巖為主， SP與GR曲線輕微回返， 厚度較薄且延伸范圍有限，一般對(duì)流體起局部遮擋作用或延緩流體的流動(dòng)。

圖1 同級(jí)次儲(chǔ)層構(gòu)型界面劃分Fig.1 Division of reservoir interfaces of different grades

對(duì)于非主力油層的研究而言，五級(jí)和四級(jí)構(gòu)型界面為研究的重點(diǎn)內(nèi)容。

以SZ油田5小層為例，在構(gòu)型界面識(shí)別的基礎(chǔ)上，首先依據(jù)層序地層學(xué)的原理，將小層在縱向上劃分為5.1、5.2兩個(gè)單層等時(shí)地層格架，進(jìn)而在單層格架內(nèi)部，對(duì)水下分流河道、河口壩主體、河口壩側(cè)緣等單一構(gòu)型單元在垂向及側(cè)向的接觸關(guān)系進(jìn)行詳細(xì)解剖(圖2)。研究發(fā)現(xiàn)，之前看似大片連通的復(fù)合砂體實(shí)際上內(nèi)部接觸關(guān)系非常復(fù)雜，多期次河道、河口壩砂體在縱向上相互疊置，之間發(fā)育相對(duì)穩(wěn)定的泥質(zhì)夾層。

圖2 SZ油田儲(chǔ)層構(gòu)型解剖結(jié)果Fig.2 Division results of reservoir configuration in SZ Oilfield

2.2 構(gòu)型單元平面解剖

傳統(tǒng)的小層微相圖描述的是復(fù)合沉積砂體在平面的展布特征，無法真實(shí)反映儲(chǔ)層的非均質(zhì)性。縱向上厚層的沉積砂體實(shí)則為多期次的單一砂體疊置而成。因此，在垂向單一構(gòu)型單元解剖的基礎(chǔ)上，通過沉積模式的指導(dǎo)，對(duì)各個(gè)構(gòu)型單元進(jìn)行平面組合，能夠更加準(zhǔn)確地刻畫單期次沉積砂體在平面的接觸關(guān)系和展布特征。

以SZ油田5小層為例，通過對(duì)構(gòu)型單元精細(xì)解剖，能夠定量表征單一構(gòu)型單元在平面上的展布形態(tài)。SZ油田在平面上主要分布南北2個(gè)大的三角洲朵葉體沉積，單一水下分流河道在平面上呈條帶狀展布，寬度一般小于1個(gè)井距(300 m)；單一河口壩呈朵狀或帶狀展布，平均寬度為800～2 000 m；壩緣微相分布于朵體的邊部，與壩主體及湖相泥接觸(圖3)。

圖3 單層級(jí)別構(gòu)型平面分布Fig.3 Plane distribution of single layer configuration

3 非主力油層剩余油控制因素及分布模式

通過儲(chǔ)層構(gòu)型精細(xì)解剖，可以發(fā)現(xiàn)不同儲(chǔ)層類型的剩余油控制因素及分布模式各不相同[11-12]。對(duì)于主力厚層砂體而言，除重力及沉積韻律外，其在高含水期的剩余油分布特征主要受控于內(nèi)部不同級(jí)次構(gòu)型界面(夾層)的遮擋[13-14]，表現(xiàn)為底部、中部、頂部等復(fù)雜多樣的水淹特征。而對(duì)非主力薄層而言，由于其內(nèi)部沉積結(jié)構(gòu)較為單一，層內(nèi)矛盾并非其開發(fā)動(dòng)用所面臨的主要問題。本文將從平面及層間的角度出發(fā)，在上述構(gòu)型解剖成果的基礎(chǔ)上，對(duì)薄層壩緣沉積的剩余油控制因素及分布模式進(jìn)行深入剖析。

3.1 基于構(gòu)型單元的平面注采接觸關(guān)系分類方法

SZ油田開發(fā)初期采用反九點(diǎn)面積井網(wǎng)的形式開發(fā)，綜合加密調(diào)整后逐步演變?yōu)榕艩钭⒉删W(wǎng)。對(duì)于此類大型整裝注水油田而言，注采接觸通關(guān)系的研究對(duì)剩余油的分析至關(guān)重要。

在儲(chǔ)層構(gòu)型精細(xì)解剖的基礎(chǔ)上，通過對(duì)加密井水淹層測(cè)井解釋資料的大量統(tǒng)計(jì)，建立了不同構(gòu)型單元的接觸關(guān)系定量分類標(biāo)準(zhǔn)，相關(guān)注水井與采油井的平面相帶組合關(guān)系可劃分為3類(圖4、圖5)。

一類接觸：注采井位于河道或壩主體等同一相帶內(nèi)部，注采對(duì)應(yīng)關(guān)系好，其間加密的生產(chǎn)井水淹程度較強(qiáng)，中強(qiáng)水淹厚度比例高于35%，驅(qū)油效率均值高于20%。

二類接觸：注采井分別位于河道或壩主體等不同相帶內(nèi)部，注采對(duì)應(yīng)關(guān)系較好，其間加密的生產(chǎn)井水淹程度較一類接觸減弱，中強(qiáng)水淹厚度在10%～35%，驅(qū)油效率均值10%～20%，砂體內(nèi)部仍然有一定的剩余油分布。

三類接觸：注采井分別位于壩主體及壩緣相帶內(nèi)部或者均位于壩緣內(nèi)部，由于壩緣沉積物性較差，導(dǎo)致注采對(duì)應(yīng)關(guān)系變差，其間加密的生產(chǎn)井水淹程度較低，剩余油最為富集，中強(qiáng)水淹厚度比例低于10%，驅(qū)油效率均值低于10%，且主體相帶與邊緣相帶物性差異越大，剩余油飽和度越高，剩余油富集區(qū)域越大。

圖4 不同構(gòu)型單元接觸關(guān)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

圖5 注采連通程度分類標(biāo)準(zhǔn)定量識(shí)別圖版Fig.5 Quantitative recognition chart for classification of injection and production connectivity

通過上述分析，可以明確得出3種類別構(gòu)型單元接觸關(guān)系分別對(duì)應(yīng)3種類別注采連通程度，按照接觸關(guān)系的分類，注采連通程度由好到差依次為：一類連通>二類連通>三類連通。油田進(jìn)入高含水期后，主力相帶砂體的注采對(duì)應(yīng)關(guān)系較好，動(dòng)用程度較高，非主力的壩緣相帶注采對(duì)應(yīng)關(guān)系較差，動(dòng)用程度較低。因此，受構(gòu)型單元平面注采關(guān)系的影響，非主力相帶在高含水期依然富集大量剩余油。

3.2 基于構(gòu)型單元的縱向儲(chǔ)層質(zhì)量差異分析

根據(jù)海上油田少井高產(chǎn)的原則，在開發(fā)初期一般采用多層合采的方式。在長期合采的情況下，各個(gè)油層吸水及產(chǎn)出能力不一，層間動(dòng)用不均的矛盾較為突出，而導(dǎo)致這種現(xiàn)象的根本原因是儲(chǔ)層質(zhì)量的差異。

儲(chǔ)層質(zhì)量代表儲(chǔ)層儲(chǔ)集流體和滲濾流體的能力[15]，選取孔隙度(Φ)、滲透率(K)、泥質(zhì)含量(Vsh)等特征參數(shù)，通過對(duì)研究區(qū)的巖心數(shù)據(jù)統(tǒng)計(jì)分析，認(rèn)為SZ油田儲(chǔ)層質(zhì)量可分為Ⅰ—Ⅲ類。

Ⅰ類儲(chǔ)層：Φ≥34%、K≥2 500×10-3μm2、Vsh≤10%，以高孔、高滲為主要特征，儲(chǔ)層質(zhì)量最好，巖性主要為中砂巖，一般分布于正韻律主水道的中下部和反韻律壩主體微相的中上部。

Ⅱ類儲(chǔ)層：32%<Φ<34%、1 000×10-3

Ⅲ類儲(chǔ)層：Φ≤32%、K≤1 000×10-3μm2、Vsh≥20%，此類儲(chǔ)層質(zhì)量相對(duì)較差，巖性主要為粉、細(xì)砂巖，一般分布于壩緣微相。

由于主力構(gòu)型單元儲(chǔ)層質(zhì)量優(yōu)于非主力單元，注入水會(huì)優(yōu)先進(jìn)入儲(chǔ)層質(zhì)量較好的主力砂體，在相帶干擾的影響下，儲(chǔ)層質(zhì)量較差的非主力薄層砂體往往為弱勢(shì)水驅(qū)區(qū)域，造成剩余油大量富集。

3.3 非主力油層剩余油分布模式

基于上述理論研究，認(rèn)為受平面構(gòu)型單元注采對(duì)應(yīng)關(guān)系及層間相帶干擾的控制，在油田進(jìn)入高含水期后，主力相帶動(dòng)用較好，水淹程度較高，而在沉積相帶的邊部區(qū)域依然富集大量的剩余油可供挖潛。

在壩緣沉積剩余油富集理論研究的基礎(chǔ)上，依據(jù)非主力薄層在縱向上的分布特征，其剩余油分布模式大致可以分為縱向孤立分布型和縱向零散分布型2種類型。

縱向孤立分布型：縱向儲(chǔ)層以主力構(gòu)型單元(河道、壩主體)為主，非主力薄層(壩緣)孤立發(fā)育。

縱向零散分布型：縱向主力油層及非主力油層交互發(fā)育、零散分布。

4 非主力油層剩余油挖潛策略及實(shí)踐

應(yīng)依據(jù)非主力薄層在縱向的不同分布模式，分別制定不同的挖潛策略，主要包括：縱向孤立分布型及縱向集中分布型均采取水平井挖潛策略，縱向零散分布型采取注采主流線小井距加密策略。以上兩項(xiàng)關(guān)鍵技術(shù)在SZ油田礦場(chǎng)實(shí)際中均取得了較好的開發(fā)效果。

4.1 縱向孤立分布模式下的水平井挖潛

當(dāng)非主力薄層在縱向上呈孤立分布狀態(tài)時(shí)，采用水平井進(jìn)行剩余油挖潛，依據(jù)三角洲相帶邊部的沉積特征及注采井的位置部署水平井。

4.1.1 壩主體—壩緣過渡相帶挖潛

在相帶邊部區(qū)域，當(dāng)注水井位于壩主體內(nèi)部、采油井位于壩緣內(nèi)部時(shí)，在壩緣剩余油區(qū)部署水平井進(jìn)行挖潛。以E14H1井為例，該區(qū)域在4.2小層由D19向E14方向依次發(fā)育河口壩主體及壩緣沉積，頂部砂體滲透率依次為2 600×10-3μm2、1 400 ×10-3μm2、900×10-3μm2、60 ×10-3μm2，物性逐漸變差。預(yù)測(cè)三類接觸關(guān)系下E14井4.2小層富集大量剩余油，部署E14H1井(圖6)。雖然厚度只有4 m，滲透率為900×10-3μm2，但該井投產(chǎn)后生產(chǎn)效果較好，產(chǎn)量維持在40 m3/d，且含水較低。

圖6 過渡相帶水平井挖潛示意圖Fig.6 Potential tapping of transitional facies belt by horizontal wells

4.1.2 壩緣相帶內(nèi)部挖潛

當(dāng)注水井與采油井均位于壩緣相帶內(nèi)部時(shí)，同樣可部署水平井對(duì)剩余油富集區(qū)進(jìn)行挖潛。以P60H井為例，該區(qū)域2小層位于壩緣相帶內(nèi)部，儲(chǔ)層厚度為4 m，滲透率800×10-3μm2。受三類接觸關(guān)系及相帶干擾的影響，預(yù)測(cè)該區(qū)域剩余油較為富集，部署P60H井(圖7)。該井投產(chǎn)后生產(chǎn)效果較好，產(chǎn)量可維持在60 m3/d，且含水較低。

4.2 縱向零散分布模式下的小井距加密

當(dāng)縱向上主力構(gòu)型單元與非主力構(gòu)型單元交替分布時(shí)，在平面非均質(zhì)性較強(qiáng)的區(qū)域，在注采主流線位置實(shí)施小井距加密的挖潛技術(shù)，并取得了較好的開發(fā)效果。以N32井為例，F(xiàn)22井位于注水井排，F(xiàn)27井位于采油井排。

加密前對(duì)F22井與F27井的注采接觸關(guān)系進(jìn)行精細(xì)刻畫， 研究發(fā)現(xiàn)2井之間的注采對(duì)應(yīng)關(guān)系主要以二、三類接觸為主(圖8)，尤其是三類接觸，注采連通程度較差，判斷剩余油依舊較為富集。

圖7 壩緣相帶內(nèi)部水平井挖潛示意圖Fig.7 Potential tapping of dam margin facies belt by horizontal wells

在主流線位置加密N32井顯示，只有處在一類接觸位置的1小層主力構(gòu)型單元水淹較強(qiáng)，其余二、三類接觸砂體均水淹較弱，尤其是三類接觸，基本未水淹，該井產(chǎn)能達(dá)到45 m3/d。通過小井距加密，一、二類儲(chǔ)層連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層的水驅(qū)控制及動(dòng)用程度。

圖8 小井距加密開發(fā)實(shí)施效果Fig.8 Development practice of small well spacing encryption

5 礦場(chǎng)應(yīng)用效果

基于三角洲相儲(chǔ)層內(nèi)部構(gòu)型研究，在非主力油層剩余油挖潛技術(shù)體系的指導(dǎo)下，2014-2016年期間累計(jì)實(shí)施31口調(diào)整井對(duì)不同剩余油類型進(jìn)行挖潛，進(jìn)一步完善了注采井網(wǎng)，累計(jì)增加動(dòng)用儲(chǔ)量1.39×107m3。調(diào)整井投產(chǎn)初期平均產(chǎn)能達(dá)到45 m3/d，平均含水50%，三年累計(jì)產(chǎn)油量83萬m3，油田開發(fā)效果得以明顯改善，實(shí)現(xiàn)連續(xù)3年穩(wěn)產(chǎn)500萬m3。

6 結(jié)論與認(rèn)識(shí)

(1)渤海SZ油田主力油層主要以水下分流河道和壩主體沉積為主，非主力油層主要以壩緣沉積為主，明顯具有“小、散、薄、差”的沉積特點(diǎn)，即儲(chǔ)量規(guī)模小、厚度薄、分布散、物性差，儲(chǔ)層厚度一般小于4 m，滲透率小于1 000×10-3μm2。

(2)在儲(chǔ)層構(gòu)型精細(xì)解剖的基礎(chǔ)上，依據(jù)不同注采接觸關(guān)系下加密井水淹程度及驅(qū)油效率的不同，建立了注采井之間評(píng)判其連通程度的定量分類方法，其中壩緣相帶處于第三類接觸關(guān)系，其平面注采連通程度最差，剩余油最為富集。

(3)由于主力構(gòu)型單元儲(chǔ)層質(zhì)量優(yōu)于非主力單元，注入水會(huì)優(yōu)先進(jìn)入儲(chǔ)層質(zhì)量較好的主力砂體，在相帶干擾的影響下，儲(chǔ)層質(zhì)量較差的非主力薄層砂體往往為弱勢(shì)水驅(qū)區(qū)域，造成剩余油大量富集。

(4)針對(duì)非主力油層不同的剩余油分布模式，分別采用水平井開發(fā)及小井距加密挖潛技術(shù)，取得了較好的礦場(chǎng)應(yīng)用效果，有效改善了非主力油層的動(dòng)用程度，為高含水期老油田的后續(xù)挖潛提供參考。