海相砂巖油藏剩余油控制因素及開發(fā)策略

代云嬌

（中海石油（中國）有限公司深圳分公司，廣東 深圳 518000）

0 引言

文昌Z 油田是我國南海海域典型的海相砂巖油藏，自2002 年開發(fā)以來，目前采出程度49%，綜合含水92%，處于高含水、高采出程度階段，但油藏中仍然存在大量動用程度較弱或者未動用的油層，如何尋找該類油層，并制定相應的開發(fā)策略，是油田開發(fā)后期緩解產量遞減、提高開發(fā)效果的關鍵。研究人員利用生產動態(tài)結合數(shù)值模擬的方法，僅開展了油組級別的剩余油預測，并未開展更加精細的剩余油研究，無法滿足油田開發(fā)后期精準挖潛的需要。因此筆者以油田動靜態(tài)資料為基礎，以小層為研究單元，從垂向和平面2個方面分析了剩余油控制因素：剩余油垂向上主要受物性、隔夾層和韻律3 個因素影響；平面上主要受構造特征、井網完善程度、斷層遮擋等3 個因素影響，并以此為指導總結了剩余油的分布模式，有效指導油田的后續(xù)挖潛方向,制定開發(fā)策略。

1 油田概況

文昌Z 油田位于珠江口盆地珠三坳陷QD 凸起中部（圖1），是在基底隆起基礎上發(fā)育的低幅披覆背斜構造，構造完整平緩。縱向上共劃分9 個油組，主力中開發(fā)層位ZJ1-1L 油組縱向劃分為4 個小層，ZJ1-6 油組～ZJ2-1L 油組各劃分為3 個小層。儲層孔隙度分布區(qū)間為24.6%～28.9%，儲層滲透率分布區(qū)間為539mD～1671mD。2002 年投產以來，目前有16 口采油井，利用天然能量開發(fā)，單井產液量500m/d～2300m/d，邊底水能量比較充足。

圖1 文昌Z 油田地理位置圖

2 剩余油分布控制因素

該文以油田動靜態(tài)資料為基礎，經過分析可知，剩余油垂向上主要受物性、隔夾層和韻律因素影響；平面上主要受構造特征、井網完善程度、斷層遮擋等因素影響。

2.1 剩余油垂向分布控制因素

儲層層間滲透率級差是造成油氣分布不均勻、水淹狀況及剩余油分布狀況不均的主要控制因素。根據(jù)文昌Z 油組已有生產井的PLT 測試資料統(tǒng)計結果表明，層間滲透率級差與層間干擾系數(shù)呈正相關性，兩者的相關系數(shù)為0.92；可以看出當層間滲透率級差大于3 時，層間干擾系數(shù)大于0.8，層間動用狀況存在較大差距。ZJ1-1L油組目前有5 口水平井和1 口定向井生產該層位，ZJ1-1L-3、ZJ1-1L-4 小層物性較好，層間滲透率級差小于2，導致層間干擾系數(shù)較小，這2 個小層的采出程度較高，達48.1%～55%，因此這2 個小層的剩余潛力較??；ZJ1-1L-1、ZJ1-1L-2 小層儲層物性較差，層間滲透率級差為4，層間干擾系數(shù)較大，導致這2 個小層采出程度較低，存在大量剩余油富集，后續(xù)可以加大對這2 個小層的開發(fā)力度。

儲層內部由于隔夾層遮擋導致水體波及不到，從而在其下伏層位形成“屋檐油”，在上覆層位形成“屋頂油”。ZJ1-6 油組縱向發(fā)育泥質、物性和鈣質三類隔夾層；其中泥質隔夾層主要分布在ZJ1-6-1、ZJ1-6-2 小層之間，厚度大于1m，平面展布大于4 個井距，使水體在泥質隔夾層頂?shù)仔纬纱蠓秶@流現(xiàn)象；物性和鈣質隔夾層主要分布在ZJ1-6-1內部，厚度分布于0.6m～6.0m，平面展布不穩(wěn)定，通常小于3 個井距，使水體在隔夾層頂?shù)拙植坷@流而形成剩余油富集。同時ZJ1-6-1 小層加密調整井Z14H 井也證實，ZJ1-6-1 小層中部儲層物性較好，隔夾層連續(xù)性較差，隔夾層未對邊水側向錐進起到有效遮擋，導致Z14H 井水平段底部鉆遇19m 強水淹層，含水率達89.6%；由于儲層物性較差以及隔夾層遮擋，小層頂?shù)撞咳匀粸樵加退疇顟B(tài)，剩余油比較富集。

剩余油的縱向分布與沉積韻律存在直接關系，沉積韻律一般分為正韻律、反韻律、均質韻律、復合韻律等類型。本區(qū)中高滲儲層以復合韻律為主，縱向發(fā)育多段水淹層，剩余油分段富集。ZJ1-7L 油組為典型的復合韻律特征，GR 曲線為鐘型和鋸齒型交互出現(xiàn)，ZJ1-7L-3 小層物性最好，為短時期反韻律特征，水體向上推進比較均勻，該小層為中-強水淹狀態(tài)；ZJ1-7L-1、2 小層中部粒度較粗，儲層物性較好，表現(xiàn)為弱-中等水淹狀態(tài)；ZJ1-7L-2 小層底部、ZJ1-7L-1小層頂?shù)撞苛６绕?，物性較差，為未水淹狀態(tài)，存在較多剩余油富集。

2.2 剩余油平面分布控制因素

油層的頂面構造也不同程度地影響油水的運動規(guī)律。文昌Z 油田為典型低幅披覆背斜構造（圖2（a）），ZJ1-7L 油組驅動類型為邊水驅動，閉合幅度59m，油藏范圍內構造主脊線上為高部位，向兩側逐漸過渡為低部位；油田開發(fā)過程中，隨著油水界面逐漸抬升，受油水重力分異和邊水驅替的雙重影響，油藏低部位井含水率逐漸升高，剩余潛力較?。粯嬙旄卟课坏木绊戄^弱，成為剩余油富集區(qū)（圖2（b））。

圖2（a） ZJ1-7L 油組頂面深度構造圖

圖2（b） ZJ1-7L 油組含水率平面分布圖

井網完善程度是剩余油分布的另一個重要因素。ZJ1-7L油組開發(fā)初期井點地質資料有限，開采方式以“稀井高產”為原則，在構造高部位部署5 口定向井Z1、Z2、Z3、Z5、Z8及一口水平井Z17H 開發(fā)（圖2（a））；油組南部井網控制程度低，僅有一口Z5 井射孔生產，南塊整體為中等-弱水淹狀態(tài)（圖2（b）），剩余油分布比較集中，是開發(fā)后期油田挖潛的主力區(qū)。

斷層對地下流體的控制作用是顯而易見的，無論是原始分布的原油，還是開采后期的剩余油，在封閉性斷層附近，由于邊水無法驅替而形成剩余油富集區(qū)。ZJ1-6 油組西北部斷層三角區(qū)受到斷層遮擋作用，邊部水體驅替不到，形成相對單獨的剩余油富集區(qū)，該區(qū)塊為下一步重點挖潛區(qū)域。

3 剩余油分布模式及開發(fā)策略

通過上述垂向及平面上剩余油影響因素研究，進一步結合生產動態(tài)情況，繪制了油組內部各小層的含水率平面分布圖。

以研究區(qū)ZJ1-7L 油組為例來說明各小層的含水率情況，該油組為構造邊水油藏，縱向上ZJ1-7L-1、ZJ1-7L-2、ZJ1-7L-3 小層的滲透率分別為259mD、534mD、1038mD；構造高部位5 口定向井Z1、Z2、Z3、Z5、Z8 井和1 口水平井Z17H 生產該油組。ZJ1-7L-3 小層儲層物性最好，含油面積小，儲層內部隔夾層基本不發(fā)育，采出程度79%，小層水淹比較均勻，整體含水率90%以上，剩余潛力較??；ZJ1-7L-2 小層儲層物性中等，水驅方向主要為構造東西兩翼，油藏邊部含水上升較快，含水率超過90%；受構造因素影響，高部位的井驅替作用減弱，目前含水60%～70%；ZJ1-7L-2小層頂部物性變差，并在局部發(fā)育鈣質隔夾層，導致ZJ1-7L-2 小層頂部含水率較低，采出程度21%，剩余油比較富集。ZJ1-7L-1 小層儲層物性最差，生產井Z17H 水平段主要位于該小層，水驅方向為構造的北側和東側，西側由于雁列斷層的封堵作用水體供給較弱；韻律性、構造特征、井網完善程度等多重因素影響，導致油藏中部和南側含水率小于60%，高部位Z1 井區(qū)含水率小于20%，基本處于未動用狀態(tài)，該小層是開發(fā)后期調整挖潛的主力區(qū)。

通過以上研究，總結文昌Z 油田3 種剩余油分布模式，分別為層間干擾型、井網不完善型和平面動用差異型，并針對不同的分布模式提出相應的開發(fā)策略。①層間干擾型。主要為受到滲透率差異和隔夾層遮擋影響形成的剩余油；滲透率差異導致剩余油分布在粒度細、滲流能力差的儲層內；隔夾層的非滲透性導致水體在隔夾層周圍發(fā)生繞流現(xiàn)象，在隔夾層的頂?shù)仔纬墒Ｓ嘤透患?。該類剩余油通常厚度較小，平面分布不規(guī)則，零星分布，儲量規(guī)模大小不一。通過過路井補孔生產，或者老井貼隔夾層頂（底）側鉆并小液量生產的方式開發(fā)該類型剩余油，達到穩(wěn)油控水、增加產量的目的。②井網不完善型。主要表現(xiàn)為無井控區(qū)剩余油和采油井井間剩余油。無井控區(qū)易形成“孤島油”，該類剩余油主要通過水平井開發(fā)，增加單井控制面積，挖潛效果顯著；采油井井間易形成“朵狀油”，該類剩余油主要通過井間加密井或者老井分批次提液改變流線的方式進行挖潛。③平面動用差異型。主要為受油水重力分異作用形成的高部位剩余油，以及斷層遮擋形成的斷層三角區(qū)剩余油，剩余油分布比較集中，含油飽和度高，但分布面積較小；針對該類剩余油，通過主井眼鉆多個分支、或者高含水老井側鉆方式，增加平面動用范圍，提高油田采收率。

4 礦場應用效果

通過高含水期剩余油分布模式研究，在2018 年～2021年指導文昌Z 油田調整井實施、過路井補孔、老井側鉆分支井、老井提液等措施12 井次，預計累增油約112×10m，為老油田持續(xù)穩(wěn)產高產提供了有力的保障。

5 結論

結合油田動靜態(tài)資料，從垂向和平面2 個維度進行剩余油主控因素分析，得出剩余油垂向上受控于物性特征、隔夾層展布和韻律性；平面上受控于構造特征、井網完善程度、斷層遮擋等因素；并總結了3 種剩余油分布模式，提出針對性的開發(fā)策略，為老油田高含水期剩余油精準挖潛提供有力的技術支持。