低幅潮坪相薄層砂巖油藏及其高含水期剩余油分布特征

喻 蓮， 汪偉光， 何 軍

(1.中國石化石油勘探開發(fā)研究院，北京 100083；2.振華石油控股有限公司，北京 100031；3.中國石油勘探開發(fā)研究院，北京 100083)

1 油藏地質(zhì)特征

南部區(qū)塊位于厄瓜多爾Oriente前陸盆地斜坡帶，面積4 000 km2,包括14和17兩個區(qū)塊，區(qū)內(nèi)斷裂不發(fā)育，構(gòu)造起伏較小。區(qū)內(nèi)共有在產(chǎn)油田6個，總開發(fā)面積約72 km2，其中,H&N和W是其主力油田，主力產(chǎn)層從下至上依次為白堊系Napo組的LU和M1砂巖(H&N油田主力產(chǎn)層為LU和M1，W油田主力產(chǎn)層為M1)，主要發(fā)育于海陸過渡的潮坪相沉積環(huán)境[1-2]，主力油田總體屬于低幅度微構(gòu)造、潮坪薄層、邊底水油藏。

1.1 低幅度構(gòu)造的刻畫

研究區(qū)內(nèi)以低幅構(gòu)造為主,構(gòu)造幅度約5 m～30 m，主體構(gòu)造內(nèi)部和邊緣也存在更低幅度的二級微構(gòu)造。精細(xì)構(gòu)造成圖表明，油田整體為一近南北走向的長軸背斜構(gòu)造，東翼發(fā)育了3個次級低幅度背斜構(gòu)造，與巖性發(fā)育配合，形成構(gòu)造巖性復(fù)合圏閉，構(gòu)造幅度較低(幅度差為6 m～21 m左右)(見圖1)。最高的油田為H&N油田，主體構(gòu)造高部位位于N18井附近，頂面埋深-2 482 m，閉合高度21 m。最低的油田為W油田，主體構(gòu)造高部位位于W2井附近，頂面埋深-2 530 m，閉合高度9 m。淺部的M1與深部的LU在構(gòu)造上具有繼承性。

圖1 H&N油田M1層深度構(gòu)造圖

1.2 潮坪相沉積及發(fā)育特征

通過研究，首次確定了國內(nèi)少見的潮坪沉積。以M1層為例，M1層自下而上為兩次潮汐周期所沉積的地層，中間的泥巖代表了該地區(qū)一定的地質(zhì)歷史時期處于平潮期[3-5]，為M1層的主要隔層。上部的M1_1+2 小層的砂體相對不發(fā)育, 反映了又一輪的潮汐周期內(nèi)地層的沉積特征。下部 M1_3小層平面上發(fā)育兩個北西-南東向的主潮道，規(guī)模差別較大(第45頁圖2、圖3)，并在側(cè)向上形成許多分支。

圖2 M1_1+2小層沉積微相

1.3 薄層砂巖儲層識別

針對潮坪相薄砂體發(fā)育特征，在小層約束下，基于沉積微相和地震波形指示約束反演等對薄層進(jìn)行識別與預(yù)測，并利用“雙模”模型互動修正刻畫薄層內(nèi)幕隔夾層與連通性。通過盲井驗(yàn)證，2 m～5 m薄層符合率80%左右?？傮w上，砂坪和混合坪儲層薄但連續(xù)性好，成片分布，單砂體厚度0.6 m～5.4 m。潮道條狀分布，分支具有多方向性，單期潮道砂體厚度1.6 m～5.4 m。

2 油藏開發(fā)特征

南部區(qū)塊經(jīng)過開發(fā)，主力油田目前已進(jìn)入高含水階段，壓力保持程度80%，氣油比維持在97scf/bbl～111scf/bbl。主要有以下開發(fā)特征：

1)早期天然能量開發(fā)階段，產(chǎn)量相對穩(wěn)定，含水率上升速度較快;

2)注水上產(chǎn)階段，實(shí)施“邊外大井距注水、高部位采油”開發(fā)模式，地層壓力有所恢復(fù)，產(chǎn)量上升，含水率上升減慢;

3)高含水階段，弱注水，通過加密調(diào)整，液量穩(wěn)定，年遞減率大幅度降低后保持穩(wěn)定，同時，大部分井在高～特高含水階段采出程度較高。

總體上，受微構(gòu)造、潮坪微相和內(nèi)部隔夾層等地質(zhì)因素和單向強(qiáng)注水、竄流通道、邊底水突進(jìn)和注采井網(wǎng)等開發(fā)因素的影響，導(dǎo)致油藏注水開發(fā)不均衡，使得剩余油分布出現(xiàn)“整體高度分散，局部相對集中”的狀態(tài)。

3 剩余油分布類型

為精細(xì)表征高含水期低幅構(gòu)造潮坪相薄層油藏剩余油分布特征，應(yīng)用地質(zhì)靜態(tài)模型地層屬性參數(shù)自動更新、流線模擬和動態(tài)局部網(wǎng)格自動加密等技術(shù)，更直觀地描述了油藏的注采對應(yīng)關(guān)系。通過研究，南部區(qū)塊主力油藏的剩余油分布主要有以下7種類型:

3.1 微構(gòu)造高點(diǎn)控制型

通過精細(xì)構(gòu)造成圖刻畫出7個新的次級正向微構(gòu)造，為主要的剩余油分布類型。如HN油田 M1油藏的構(gòu)造高部位控制的剩余油主要分布在油藏東部區(qū)域，該區(qū)域構(gòu)造位置相對較高，目前沒有油井控制，即使水淹，微構(gòu)造溢出點(diǎn)以上由于無法波及，也會形成死油區(qū)。新部署的N19井獲得日產(chǎn)350桶的良好效果。

3.2 隔夾層遮擋型

非滲透性隔層阻礙了注入水在層內(nèi)滲流，流體在界面上下完全不流通，水體無法波及，形成局部剩余油, 此類剩余油的分布與規(guī)模主要取決于隔夾層的發(fā)育規(guī)模和注水井和采油井的射孔層段(圖4)。如，HN油田M1油藏北部地區(qū)分布穩(wěn)定的隔層，是該類型剩余油分布的主要地區(qū)，部署的N27新井取得日產(chǎn)300桶的良好效果。

圖4 H&N油田M1油藏隔夾層附近區(qū)域縱向剩余油分布圖

3.3 井網(wǎng)未控制型

由于井網(wǎng)不完善導(dǎo)致的剩余油是南部區(qū)塊油藏主要剩余油類型。以HN油田M1油藏為例，該類型剩余油主要分布在油藏的中南部區(qū)域，該區(qū)域儲層較厚，目前沒有油井控制，剩余油儲量豐度大，是挖潛的主要方向。

3.4 優(yōu)勢通道水動力滯留型

在井網(wǎng)控制區(qū)域，受儲層平面非均質(zhì)的影響，注入水沿優(yōu)勢方向形成通道流，因優(yōu)勢通道效應(yīng)造成附近弱水驅(qū)或無水驅(qū)波及，形成剩余油。如HN油田M1油藏，高孔高滲且非均質(zhì)性較強(qiáng)，從流場分布圖上可識別出N4W-N16、N25W-N27、N20-N16等多個優(yōu)勢通道(圖5)，在其附近均有不同程度剩余油分布。

圖5 H&N油田M1油藏流場分布圖

3.5 底水驅(qū)井間滯留型

由于油藏底水能量充足，直井底水錐進(jìn)在井間滯留區(qū)形成剩余油。該類型剩余油在HN油田L(fēng)U油藏和W油田M1油藏兩個底水油藏均有一定分布。

3.6 邊水驅(qū)井排截留型

由于邊外注水，單向水驅(qū)，一線井排對注入水截流效應(yīng)明顯，致使二、三線井排水驅(qū)效果明顯變差，附近形成剩余油富集。該類型剩余油主要分布于HN油田L(fēng)U和M1油藏邊水較難驅(qū)替到的井排。

3.7 水驅(qū)邊緣殘留型

位于油藏邊緣區(qū)域，注采井網(wǎng)未能兼顧到，且水體難以驅(qū)替到的地方，形成剩余油富集。

4 剩余油挖潛對策簡論

在明確剩余油分布規(guī)律的基礎(chǔ)上，根據(jù)各類型剩余油的形成機(jī)理和特征，結(jié)合前期開發(fā)調(diào)整和措施作業(yè)實(shí)踐，對各類型剩余油提出如下挖潛對策(表1)。根據(jù)開發(fā)調(diào)整方案，主力老油田現(xiàn)場實(shí)施完鉆井8口，措施井35口，新增可動用儲量8.1百萬桶，增加合同期內(nèi)可采儲量2.5百萬桶，年遞減率下降8%，取得顯著效果。

表1 不同類型剩余油形成機(jī)理及開發(fā)對策

5 結(jié)論及建議

1)對于低幅潮坪相薄層油藏，精細(xì)刻畫微構(gòu)造、薄砂體及內(nèi)幕隔夾層，精細(xì)表征中高滲薄層長期超強(qiáng)注水物性突變、優(yōu)勢通道、注采流場對應(yīng)關(guān)系，建立高質(zhì)量“雙模”模型，是精細(xì)油藏描述和剩余油分布研究的關(guān)鍵。

2)低幅潮坪相薄層油藏剩余油分布類型主要有微構(gòu)造高點(diǎn)控制型、隔夾層遮擋型、井網(wǎng)未控制型、優(yōu)勢通道水動力滯留型、底水驅(qū)井間滯留型、邊水驅(qū)井排截留型和水驅(qū)邊緣殘留型七種類型，其中，微構(gòu)造高點(diǎn)控制型和井網(wǎng)未控制型是主要分布類型。

3)針對此類高含水油藏，僅靠提液增注開發(fā)效果不明顯，需根據(jù)各類剩余油的形成機(jī)理和富集特征，有針對性的制定挖潛措施，才能獲得顯著效果，但同時也要考慮措施的經(jīng)濟(jì)性。