張雪芳， 劉宗賓， 劉 超， 田 博， 張 瑞

( 中海石油(中國(guó))有限公司 天津分公司，天津 300452 )

遼東灣坳陷S油田三角洲前緣儲(chǔ)層構(gòu)型及其對(duì)剩余油分布的控制

張雪芳， 劉宗賓， 劉 超， 田 博， 張 瑞

( 中海石油(中國(guó))有限公司 天津分公司，天津 300452 )

遼東灣坳陷S油田處于注水開發(fā)中后期，層內(nèi)矛盾突出，水淹狀況復(fù)雜，剩余油分散，水驅(qū)效果變差，以小層復(fù)合砂體為研究單元的精度無(wú)法滿足需求。以海上S油田東營(yíng)組三角洲前緣儲(chǔ)層為例，利用地震、測(cè)井、巖心等資料，采用層次界面分析方法，確定不同級(jí)次界面響應(yīng)特征，建立單砂體等時(shí)地層格架，開展三角洲前緣儲(chǔ)層構(gòu)型精細(xì)研究，分析它對(duì)剩余油分布的控制作用，并提出剩余油挖潛的對(duì)策。結(jié)果表明：在單一期次砂體內(nèi)部，以“韻律差異法、厚度差異法、夾層法、巖性差異法”為側(cè)向接觸界面識(shí)別方法，對(duì)單一水下分流河道、單一河口壩進(jìn)行精細(xì)解剖，刻畫四級(jí)構(gòu)型單元的平面組合關(guān)系；構(gòu)型界面、構(gòu)型單元對(duì)剩余油分布的控制作用，主要表現(xiàn)為構(gòu)型界面對(duì)油水垂向運(yùn)移的遮擋作用，以及構(gòu)型單元平面組合造成的滲流差異導(dǎo)致的井間剩余油富集；剩余油精細(xì)挖潛可以采用層內(nèi)剩余油挖潛技術(shù)、定向井射孔原則優(yōu)化技術(shù)、平面剩余油挖潛技術(shù)及調(diào)整井井位優(yōu)化技術(shù)。該研究為海上高含水期油田調(diào)整挖潛、高效開發(fā)提供思路，形成一套適合海上整裝油田的三角洲前緣儲(chǔ)層構(gòu)型研究方法。

三角洲前緣； 儲(chǔ)層構(gòu)型； 剩余油分布； 精細(xì)挖潛； 東營(yíng)組； 遼東灣坳陷

0 引言

自Miall A D于1985年提出構(gòu)型要素分析方法以來(lái)，儲(chǔ)層構(gòu)型研究廣泛應(yīng)用于陸上油田，且主要集中于河流相儲(chǔ)層，主要針對(duì)構(gòu)型級(jí)次劃分及構(gòu)型要素類型，對(duì)三角洲前緣儲(chǔ)層構(gòu)型研究及其對(duì)剩余油分布的影響研究較少[1-3]。目前，陸上油田利用豐富的密井網(wǎng)和動(dòng)、靜態(tài)資料，結(jié)合現(xiàn)代沉積認(rèn)識(shí)，采用“模式擬合、動(dòng)態(tài)驗(yàn)證”思路，形成一套以單一河口壩、河口壩內(nèi)部增生體為主的定量表征技術(shù)，研究尺度達(dá)到三級(jí)構(gòu)型單元，并在油田剩余油挖潛中取得良好效果[4-9]。

海上油田井距大、井網(wǎng)稀，開發(fā)程度低，剩余儲(chǔ)量豐富，受多層合采開發(fā)策略、投資、風(fēng)險(xiǎn)及沉積模式等因素限制，與陸上油田對(duì)比錄取的資料相對(duì)較少，同時(shí)受地震資料品質(zhì)及分辨率等因素影響，單砂體識(shí)別難度大。目前，研究尺度還處于復(fù)合河道、復(fù)合河口壩級(jí)別，儲(chǔ)層構(gòu)型研究處于探索階段，對(duì)層內(nèi)剩余油分布認(rèn)識(shí)也較為局限。以渤海海域遼東灣坳陷S油田三角洲前緣儲(chǔ)層為研究對(duì)象，運(yùn)用地震、測(cè)井、巖心等資料，分析不同級(jí)次構(gòu)型界面和構(gòu)型單元，以及構(gòu)型對(duì)剩余油分布的控制作用，形成一套成熟的剩余油挖潛技術(shù)，為高含水期油田剩余油精細(xì)挖潛提供地質(zhì)依據(jù)。

1 研究區(qū)概況

S油田位于渤海海域遼東灣坳陷、遼西低凸起中段[10]。它是在古潛山背景上發(fā)育起來(lái)的半背斜構(gòu)造，主力油層是東營(yíng)組二下段Ⅰ、Ⅱ油組，油藏類型為受巖性影響的構(gòu)造層狀油氣藏。S油田儲(chǔ)層為湖相三角洲前緣沉積，具有垂向上多期次疊置、單層厚度大、平面上朵葉體交互形成泛連通體的特點(diǎn)。儲(chǔ)層為高孔高滲儲(chǔ)層，表現(xiàn)出較強(qiáng)的非均質(zhì)性。

目前，油田已經(jīng)完成綜合調(diào)整項(xiàng)目，油氣、水井分別為321、149口，井距由加密前的350 m調(diào)整為175 m，相對(duì)于其他海上油田井資料較為豐富。經(jīng)過(guò)長(zhǎng)期多層合注合采開發(fā)，綜合含水率為76%，層內(nèi)矛盾日益突出，注采不均衡，儲(chǔ)層連通關(guān)系存在多解性；平面上注水見效方向性強(qiáng)，具有見效快、水竄快、注水波及體積小特點(diǎn)，嚴(yán)重影響開發(fā)效果。同時(shí)，調(diào)整井開發(fā)實(shí)踐揭示井間存在大量剩余油，具有較大的挖潛空間。

2 小尺度構(gòu)型單元

2.1 構(gòu)型分級(jí)

參照Miall A D六級(jí)構(gòu)型分級(jí)理論及三角洲前緣儲(chǔ)層構(gòu)型分級(jí)認(rèn)識(shí)[11-15]，考慮三角洲前緣砂體沉積時(shí)水動(dòng)力條件及沉積過(guò)程，建立三角洲前緣砂體4～6級(jí)內(nèi)部建筑結(jié)構(gòu)的級(jí)次劃分方案。不同級(jí)次構(gòu)型單元與常用油田分層單元具有一一對(duì)應(yīng)的關(guān)系(見表1)。

表1 不同級(jí)次構(gòu)型單元與S油田分層單元對(duì)應(yīng)關(guān)系

2.2 單砂體等時(shí)地層格架

利用地震、測(cè)井、巖心等資料，對(duì)研究區(qū)其余非取心井進(jìn)行構(gòu)型要素分析，建立海上三角洲相儲(chǔ)層不同級(jí)別構(gòu)型界面的識(shí)別及表征方法。

2.2.1 構(gòu)型界面識(shí)別方法

為了構(gòu)型解剖在等時(shí)地層單元內(nèi)完成，以宏觀沉積背景分析為前提，以三角洲自身沉積特點(diǎn)為約束，借助地震資料與層序地層學(xué)理論劃分6級(jí)構(gòu)型界面，識(shí)別較高級(jí)次等時(shí)體；根據(jù)巖心、測(cè)井曲線旋回變化，細(xì)分5～4級(jí)構(gòu)型界面，識(shí)別小層、單砂體等時(shí)地層單元；井間主要依靠測(cè)井曲線形態(tài)、地層厚度、沉積旋回組合變化等特征，最終建立單砂體等時(shí)地層格架。

2.2.2 構(gòu)型界面識(shí)別特征

圖1 S油田6級(jí)構(gòu)型界面地震反射特征Fig.1 The seismic reflection characteristics of 6 stage architecture interface in S oilfield

在地震上可識(shí)別6級(jí)構(gòu)型界面，地震反射特征為橫向上較連續(xù)、振幅較強(qiáng)的波谷反射(見圖1)。6級(jí)構(gòu)型界面對(duì)應(yīng)單井上較厚層的泥巖隔層(見圖2)，橫向延伸范圍廣，不具有滲透性，屬于有效隔層，界面上下為不同沉積過(guò)程的等時(shí)沉積體，對(duì)應(yīng)的地層單元為砂層組。5級(jí)構(gòu)型界面對(duì)應(yīng)小層單元，在地震剖面上較難反映，主要根據(jù)測(cè)井曲線的旋回變化劃分，對(duì)應(yīng)厚度較薄的隔層(見圖2)，橫向延展范圍有限。4級(jí)構(gòu)型界面對(duì)應(yīng)單砂體界面，在單井上表現(xiàn)為泥巖夾層或者較大程度的曲線回返面，在巖心上對(duì)應(yīng)厚度較薄的泥巖段或者層理發(fā)育、粒度較細(xì)的砂巖過(guò)渡段，物性較差，且延伸距離短，表現(xiàn)為低滲條帶，對(duì)流體起局部遮擋作用或延緩流體的流動(dòng)。

2.3 四級(jí)構(gòu)型單元解剖

單期次分流河道、河口壩對(duì)應(yīng)的四級(jí)構(gòu)型單元研究尺度能夠滿足海上油田開發(fā)精度需求，可以作為重點(diǎn)研究對(duì)象。

2.3.1 側(cè)向界面識(shí)別方法

根據(jù)井間構(gòu)型要素接觸關(guān)系，橫向上不同單砂體之間存在明顯的界面。側(cè)向界面是刻畫井間不同單砂體平面組合關(guān)系的依據(jù)[16]。通過(guò)對(duì)單砂體側(cè)向接觸關(guān)系研究，確定韻律差異法、厚度差異法、夾層法、巖性差異法等4種側(cè)向界面識(shí)別方法。

圖2 S油田6級(jí)、5級(jí)構(gòu)型界面測(cè)井響應(yīng)特征Fig.2 The logging response characteristics of 6 stage and 5 stage architecture interface in S oilfield

(1)韻律差異法：韻律特征在一定程度上能夠反映水動(dòng)力條件變化，不同類型的構(gòu)型單元成因不同，呈現(xiàn)的韻律也有差異。因此，鄰井間測(cè)井曲線呈現(xiàn)明顯的韻律差異，為兩個(gè)不同的單砂體沉積。

(2)厚度差異法：按照沉積規(guī)律，無(wú)論是分流河道還是河口壩，從沉積主體向邊緣過(guò)渡，砂體厚度逐漸減薄。因此，鄰井間測(cè)井曲線呈現(xiàn)明顯的厚度差異，具有厚—薄—厚的“蹺蹺板”特征，為兩個(gè)不同的單砂體主體沉積?？梢愿鶕?jù)砂體的厚度趨勢(shì)判斷具體單砂體界面位置。

(3)夾層法：在垂向上劃分為同一期次形成的單砂體級(jí)別單元內(nèi)，單井上測(cè)井解釋有明顯夾層的，為同一時(shí)期形成的兩個(gè)不同單砂體。

(4)巖性差異法：泥巖或砂泥薄互層與鄰井砂體之間形成的巖性差異面是砂體發(fā)育的終止界面，可以作為橫向上識(shí)別不同單砂體的界面標(biāo)志。

2.3.2 接觸關(guān)系

在四級(jí)構(gòu)型單元界面識(shí)別基礎(chǔ)上，通過(guò)縱剖面解剖找出井排間不同構(gòu)型單元的變化點(diǎn),通過(guò)橫剖面解剖找出同一井排內(nèi)不同構(gòu)型單元的銜接點(diǎn)；然后將變化點(diǎn)在平面上有序連接起來(lái)，繪制平面上不同構(gòu)型單元的組合關(guān)系。

以S油田D井區(qū)為例，對(duì)比五級(jí)、四級(jí)構(gòu)型單元平面分布圖(見圖3和圖4)，平面上看似連片分布的厚層復(fù)合砂體，實(shí)際上是由多條不同分流河道的切割疊置及河口壩的拼接而成的。同一時(shí)期沉積的不同單砂體之間組合導(dǎo)致平面上的滲流差異，是平面注采不均衡、剩余油分布復(fù)雜的根本原因。

3 剩余油分布

構(gòu)型對(duì)剩余油的分布控制作用顯著[17-19]。主要體現(xiàn)在構(gòu)型界面對(duì)油水垂向運(yùn)移的遮擋作用，以及構(gòu)型單元平面組合造成的滲流差異導(dǎo)致的井間剩余油富集，分別形成基于構(gòu)型界面垂向滲流遮擋控油模式和基于構(gòu)型單元拼接平面分割控油模式。

圖3 S油田五級(jí)構(gòu)型單元平面分布Fig.3 The plane distribution map of the 5 stage architecture unit in S oilfield

圖4 S油田四級(jí)構(gòu)型單元平面分布Fig.4 The plane distribution map of the 4 stage architecture unit in S oilfield

3.1 垂向滲流遮擋控油模式

構(gòu)型界面一般為物性差異轉(zhuǎn)折面。根據(jù)新鉆調(diào)整井水淹特征及其與周邊鄰井構(gòu)型解剖分析，構(gòu)型界面對(duì)油水垂向運(yùn)動(dòng)規(guī)律起重要作用，主要表現(xiàn)為阻隔和減緩作用。當(dāng)構(gòu)型界面為泥巖夾層時(shí)，對(duì)流體垂向滲流具有明顯的阻隔作用，對(duì)剩余油的分布起到分隔控制作用，使得界面上、下單砂體出現(xiàn)不同程度的水淹效果；當(dāng)構(gòu)型界面為低滲條帶時(shí)，流體在界面上、下單砂體之間的垂向溝通受到阻礙而減緩，同樣表現(xiàn)為不均勻驅(qū)替。

3.2 構(gòu)型單元拼接平面分割控油模式

不同構(gòu)型單元的橫向接觸關(guān)系加劇儲(chǔ)層的平面非均質(zhì)性?？此七B片分布的厚層油砂體實(shí)際上是由水下分流河道、河口壩、河口壩側(cè)緣不同的拼接模式組合而成的，影響注水開發(fā)效果。如G46井為注水井排間加密井，于2015年4月投產(chǎn)，先期排液至今穩(wěn)產(chǎn)50 m3/d，含水率為80%(見圖5)。根據(jù)G46井測(cè)井解釋結(jié)果和周邊鄰井吸水剖面測(cè)試判斷，雖然周邊多年注水，G46井2.1、2.2、2.3及4.2號(hào)單砂體基本未動(dòng)用，4.1號(hào)單砂體為主力吸水層，表現(xiàn)為強(qiáng)水淹層，水洗嚴(yán)重。根據(jù)構(gòu)型單元剖面和平面解剖結(jié)果，平面上對(duì)不同類型構(gòu)型單元拼接，使得注采對(duì)應(yīng)關(guān)系復(fù)雜化，儲(chǔ)層水驅(qū)動(dòng)用不好，水淹程度弱，易富集剩余油；同一構(gòu)型單元內(nèi)注采關(guān)系對(duì)應(yīng)好，水驅(qū)動(dòng)用程度高，水淹程度較強(qiáng)，不易富集剩余油。

4 現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用

對(duì)儲(chǔ)層構(gòu)型單元進(jìn)行精細(xì)解剖，刻畫構(gòu)型單元的剖面、平面展布規(guī)律，分析構(gòu)型對(duì)剩余油分布的控制作用。結(jié)合新鉆調(diào)整井的水淹特征，判斷剩余油分布位置，將研究成果應(yīng)用于油田調(diào)整挖潛實(shí)踐?；趦煞N控油模式，形成剩余油精細(xì)挖潛的四項(xiàng)關(guān)鍵技術(shù)，分別是構(gòu)型界面控油模式下的層內(nèi)剩余油挖潛技術(shù)、定向井射孔原則優(yōu)化技術(shù)，以及構(gòu)型單元平面控油模式下的平面剩余油挖潛技術(shù)、調(diào)整井井位優(yōu)化技術(shù)。

4.1 構(gòu)型界面控油模式

4.1.1 水平井層內(nèi)剩余油挖潛技術(shù)

通過(guò)儲(chǔ)層構(gòu)型精細(xì)研究，將復(fù)合砂體解剖至單砂體，結(jié)合新鉆調(diào)整井的剩余油分布特征，提出水平井層內(nèi)挖潛技術(shù)。如C46H井(見圖6)設(shè)計(jì)層位為3小層，儲(chǔ)層厚度為10 m。周邊新實(shí)施定向井C32井揭示，該井區(qū)3小層主力砂體頂部及底部出現(xiàn)不同程度的水淹，但中部3.2小層顯示未水淹。3小層為多套單一砂體疊置而成，3.2號(hào)砂體為中間一期的單一河口壩，由于單砂體上、下構(gòu)型界面遮擋富集大量剩余油，設(shè)計(jì)C46H井水平段鉆遇3.2號(hào)單砂體。該井實(shí)施措施后，水平段全部鉆遇未水淹儲(chǔ)層，與鉆前預(yù)測(cè)結(jié)果一致，平均產(chǎn)油量為129 m3/d，綜合含水率為16%，且生產(chǎn)穩(wěn)定。因此，利用構(gòu)型界面—夾層對(duì)流體的遮擋作用，能夠充分挖潛厚油層內(nèi)未動(dòng)用的剩余油。

圖5 S油田構(gòu)型單元拼接平面分割控油模式Fig.5 The oil control mode of plane segmentation by architecture unit splicing in S oilfield

圖6 S油田水平井挖潛層內(nèi)剩余油分布Fig.6 The development remaining oil in layer by the horizontal well in S oilfield

4.1.2 定向井射孔原則優(yōu)化技術(shù)

在構(gòu)型界面識(shí)別基礎(chǔ)上，在制定調(diào)整井射孔方案時(shí)，考慮構(gòu)型界面對(duì)流體垂向運(yùn)移的遮擋作用，根據(jù)構(gòu)型界面的發(fā)育情況優(yōu)化射孔原則，對(duì)強(qiáng)水淹層選擇性避射。如M1井在3、4號(hào)小層內(nèi)部局部位置水洗嚴(yán)重(見圖7)，在制定射孔方案時(shí)，采用構(gòu)型解剖方法在3、4小層復(fù)合砂體內(nèi)部識(shí)別構(gòu)型界面，分別劃分出3.1、3.2和4.1、4.2號(hào)單砂體。3.2和4.2號(hào)單砂體發(fā)育強(qiáng)水淹層，按照以往的射孔原則應(yīng)對(duì)強(qiáng)水淹層避射三分之一，考慮構(gòu)型界面的隔擋作用，對(duì)3.1號(hào)單砂體未避射；4.2號(hào)單砂體中部發(fā)育強(qiáng)水淹，在同一構(gòu)型單元內(nèi)部?jī)?chǔ)層的連通性較好，判斷頂部存在潛在水淹層，對(duì)強(qiáng)水淹層采取避射原則，只對(duì)構(gòu)型界面之上的油砂體射開。該井實(shí)施措施后，以產(chǎn)油量70 m3/d、含水率40%的產(chǎn)能持續(xù)穩(wěn)產(chǎn)1 a，累計(jì)增油2.95×104m3。

圖7 S油田構(gòu)型界面射孔方案優(yōu)化結(jié)果Fig.7 The diagram of optimization function to perforation by configuration interface in S oilfield

4.2 構(gòu)型單元平面控油模式

4.2.1 水平井平面剩余油挖潛技術(shù)

平面上，不同構(gòu)型單元形成時(shí)的沉積過(guò)程、水動(dòng)力條件的差異導(dǎo)致儲(chǔ)層物性的平面差異，在注水開發(fā)過(guò)程中容易形成不均衡驅(qū)替，使得剩余油富集。如新鉆調(diào)整井N1實(shí)施后，分析剖面、平面構(gòu)型解剖及水淹特征(見圖8)，4.1號(hào)單砂體在F6井與N1井分別發(fā)育水下分流河道和河口壩，由于側(cè)向界面的遮擋作用導(dǎo)致注采關(guān)系對(duì)應(yīng)不好，根據(jù)N1井水淹分布狀況，判斷4.1號(hào)單砂體富集大量剩余油。設(shè)計(jì)水平井N25H在該層位挖潛，自2015年1月投產(chǎn)至今持續(xù)穩(wěn)產(chǎn)，平均產(chǎn)油量為100 m3/d，含水率為13%。由于構(gòu)型單元平面拼接的復(fù)雜性使得剩余油在平面上呈“相對(duì)分散、局部集中”的特征，采用水平井側(cè)向構(gòu)型界面遮擋形成的平面剩余油挖潛技術(shù)效果明顯。

圖8 S油田N25H井挖潛平面剩余油分布Fig.8 The potential in planar remaining oil by N25H well in S oilfield

4.2.2 調(diào)整井井位優(yōu)化技術(shù)

通過(guò)儲(chǔ)層構(gòu)型研究指導(dǎo)水平井精細(xì)化布井，提高有效儲(chǔ)層鉆遇率(見圖9)。如M30H井為油田綜合調(diào)整期間設(shè)計(jì)的水平井，目標(biāo)層位為4小層，平面位置在D23井與D28井之間，在M17、M18井實(shí)施措施后，結(jié)合水淹分布狀況，判斷M17井4.1號(hào)單砂體上部存在潛在水淹層，M30H井原設(shè)計(jì)位置存在較大的水淹風(fēng)險(xiǎn)。M30H井按原設(shè)計(jì)方案實(shí)施，隨鉆過(guò)程密切跟蹤，根據(jù)隨鉆測(cè)井解釋結(jié)果，在水平段初期鉆遇強(qiáng)水淹層；將該井原井眼側(cè)鉆，平面位置改為D28井與F2井之間，層位為4.1號(hào)單砂體。實(shí)鉆結(jié)果顯示，該井鉆遇以未水淹、低水淹儲(chǔ)層為主，初期產(chǎn)油量為70 m3/d，含水率為40%。采用調(diào)整井井位優(yōu)化技術(shù)，已實(shí)施調(diào)整井優(yōu)化井位共計(jì)14口，保障未水淹、低水淹油層鉆遇率超過(guò)95%。

圖9 S油田M30H調(diào)整井井位優(yōu)化結(jié)果Fig.9 The scheme of M30H well location optimization in adjustment wells in S oilfield

5 結(jié)論

(1)提出一套具有海上油田特色的三角洲前緣儲(chǔ)層構(gòu)型研究方法和技術(shù)。采用層次約束方法劃分期次，建立單砂體等時(shí)地層格架；根據(jù)單砂體側(cè)向接觸界面識(shí)別方法，識(shí)別同一期次內(nèi)的單一水下分流河道和河口壩砂體，進(jìn)而刻畫同期、不同構(gòu)型單元的平面展布特征。

(2)構(gòu)型對(duì)剩余油的分布控制作用主要表現(xiàn)為兩種模式，即基于構(gòu)型界面垂向滲流遮擋控油模式和基于構(gòu)型單元拼接平面分割控油模式。

(3)構(gòu)型單元的剖面、平面解剖技術(shù)及對(duì)控油模式的認(rèn)識(shí)，為深入挖掘?qū)觾?nèi)和平面剩余油、優(yōu)化射孔、調(diào)整井井位提供地質(zhì)依據(jù)，對(duì)于海上油田中高含水期提高油氣采收率具有指導(dǎo)作用。

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2016-09-06；編輯：任志平

國(guó)家科技重大專項(xiàng)(2011ZX05024)

張雪芳(1985-)，女，碩士，工程師，主要從事油氣田開發(fā)地質(zhì)方面的研究。

TE122

A

2095-4107(2016)06-0001-08

DOI 10.3969/j.issn.2095-4107.2016.06.001