渤海SZ油田非主力油层构型解剖及挖潜实践

渤海SZ油田非主力油层构型解剖及挖潜实践
TIAN Bo;LIU Zongbin;LIU Chao;JIA Xiaofei;WANG Yingchao
【摘要】渤海SZ油田逐渐进入高含水期,为了进一步提高非主力油层的动用程度,在三角洲相储层构型理论指导下,应用新钻井岩心、水淹等资料,对油田开展精细解剖,明确了构型要素的空间接触关系,提出一种基于构型表征的注采连通程度定量分类方法.结果表明,SZ油田非主力油层以三角洲前缘坝缘微相为主,平面构型单元注采接触关系及层间相带干扰是导致其剩余油富集的主要因素.按照非主力油层的剩余油分布类型,采用\"水平井开发动用、注采主流线小井距加密\"等海上特色挖潜技术,可有效改善非主力油层的开发效果,为老油田的稳产、增产提供新的途径.
【期刊名称】《西安石油大学学报（自然科学版）》
【年(卷),期】2019(034)001
【总页数】7页(P29-35)
【关键词】剩余油;非主力油层;控制因素;挖潜实践;构型解剖
【作者】TIAN Bo;LIU Zongbin;LIU Chao;JIA Xiaofei;WANG Yingchao
【作者单位】;;;;
【正文语种】中文
【中图分类】TE122
引言
SZ油田是中国海上最大的自营普通稠油油田，自1993年投产至今已有20余年的
开发历程，具有高孔、高渗、强非均质性的特点，采用注水的开发方式。

随着油田开发的深入，逐渐暴露出水驱动用差，平面、层间、层内矛盾突出等一系列问题[1-2]。

自2009年底，SZ油田实施了海上首个大型综合调整项目，通过“定向井+水平井”的整体加密调整模式，油田的开发效果得以明显改善和提高。

而首次调整后的加密井水淹解释资料显示，在长期多层合采的条件下，厚度较大、物性较好的主力油层水淹较强，储量动用程度较高；而厚度较薄、物性相对较差的非主力油层水淹较弱，储量动用程度较低。

因此，随着老油田逐渐进入高含水开发后期，主力油层水淹日趋严重，而且在一次加密调整期间，厚层内部动用不均的剩余油均已部署相应的水平井实施挖潜。

在此背景下，动用较差的非主力油层的作用和地位日益提高。

为了有效提高非主力油层的动用程度，对该类油层的沉积特点、构型单元展布特征、剩余油控制因素等进行精细研究，总结高含水期非主力油层的剩余油分布模式，提出相应的挖潜策略，为老油田进入高含水期后的产量接替奠定基础。

1 非主力油层沉积成因
SZ油田位于渤海辽东湾海域辽西低凸起中段，为一北东走向的半背斜，主力含油层段为古近系东营组下段，储层孔隙度26%～37%，渗透率(100～13 058)×10-3 μm2，为典型的湖相三角洲沉积[3]。

沉积微相类型主要以水下分流河道、河口坝主体(坝主体)及河口坝侧缘(坝缘)为主。

结合密闭取芯井资料，通过岩电标定，发现SZ油田主力油层主要以水下分流河道和坝主体沉积为主，非主力油层主要以坝缘沉积为主。

与主力油层相比，非主力油层明显具有“小、散、薄、差”的沉积特点(即“储量规模小、厚度薄、分布散、物性差”)，储层厚度一般小于4 m，渗透率小于1 000×10-3 μm2。

与陆上油田相比，显然渗透率值处于较好范围，但对于长期多层合采的海上油田而言，该类油
层物性仍相对较差。

从岩心观察的水淹程度来看，主力油层呈现出明显的强水洗特征，驱油效率高，动用较好，而非主力油层则以未—低水淹为主，驱油效率较低，整体动用较差。

2 构型单元精细解剖
储层构型研究即从三维角度去解剖储层的空间结构，研究各个构型单元的类型、组合、接触关系等[4-8]。

目前国内外对储层构型的研究主要集中于河流相储层，而
对于三角洲相储层的相关研究较少。

本文综合运用岩心、测井等资料，通过不同级次构型界面的识别，详细刻画各个构型单元在空间的接触关系，为剩余油控制因素及分布模式的精细研究奠定基础。

与之前以小层为单元的研究成果相比，无论是垂向尺度还是平面尺度，都更为精细和准确。

2.1 构型单元垂向解剖
传统意义的小层单元往往为复合砂体概念，在垂向上是由多个期次沉积的砂体叠置而成，不同期次砂体的平面的展布方向及连通关系各不相同[9-10]。

因此，油田开发至中后期，面对日益复杂的剩余油分布特征，储层研究尺度必须提升至单砂体级别，才能更加精确地描述地下油水的运动规律。

以岩心资料为基础，按照构型研究的层次性原则，对研究区的构型界面进行了级次划分，纵向上共分为3个级次界面(图1)。

五级构型界面为河口坝或分流河道复合体之间的前三角洲泥质层，GR曲线为基线，具有一定的厚度，延伸范围广，是有效的隔层；四级构型界面为单一河口坝或单一水下分流河道之间的物性夹层，岩性一般为泥岩或粉砂质泥岩，物性较差，可对砂体内部渗流起屏障作用；三级构型界面为单一河口坝内部增生体之间的夹层，以泥质粉砂岩为主， SP与GR曲线轻微回返，厚度较薄且延伸范围有限，一般对流体起局部遮挡作用或延缓流体的流动。

图1 同级次储层构型界面划分Fig.1 Division of reservoir interfaces of different grades
对于非主力油层的研究而言，五级和四级构型界面为研究的重点内容。

以SZ油田5小层为例，在构型界面识别的基础上，首先依据层序地层学的原理，将小层在纵向上划分为5.1、5.2两个单层等时地层格架，进而在单层格架内部，对水下分流河道、河口坝主体、河口坝侧缘等单一构型单元在垂向及侧向的接触关系进行详细解剖(图2)。

研究发现，之前看似大片连通的复合砂体实际上内部接触关系非常复杂，多期次河道、河口坝砂体在纵向上相互叠置，之间发育相对稳定的泥质夹层。

图2 SZ油田储层构型解剖结果Fig.2 Division results of reservoir configuration in SZ Oilfield
2.2 构型单元平面解剖
传统的小层微相图描述的是复合沉积砂体在平面的展布特征，无法真实反映储层的非均质性。

纵向上厚层的沉积砂体实则为多期次的单一砂体叠置而成。

因此，在垂向单一构型单元解剖的基础上，通过沉积模式的指导，对各个构型单元进行平面组合，能够更加准确地刻画单期次沉积砂体在平面的接触关系和展布特征。

以SZ油田5小层为例，通过对构型单元精细解剖，能够定量表征单一构型单元在平面上的展布形态。

SZ油田在平面上主要分布南北2个大的三角洲朵叶体沉积，单一水下分流河道在平面上呈条带状展布，宽度一般小于1个井距(300 m)；单一河口坝呈朵状或带状展布，平均宽度为800～2 000 m；坝缘微相分布于朵体的边部，与坝主体及湖相泥接触(图3)。

图3 单层级别构型平面分布Fig.3 Plane distribution of single layer configuration
3 非主力油层剩余油控制因素及分布模式
通过储层构型精细解剖，可以发现不同储层类型的剩余油控制因素及分布模式各不相同[11-12]。

对于主力厚层砂体而言，除重力及沉积韵律外，其在高含水期的剩
余油分布特征主要受控于内部不同级次构型界面(夹层)的遮挡[13-14]，表现为底部、中部、顶部等复杂多样的水淹特征。

而对非主力薄层而言，由于其内部沉积结构较为单一，层内矛盾并非其开发动用所面临的主要问题。

本文将从平面及层间的角度出发，在上述构型解剖成果的基础上，对薄层坝缘沉积的剩余油控制因素及分布模式进行深入剖析。

3.1 基于构型单元的平面注采接触关系分类方法
SZ油田开发初期采用反九点面积井网的形式开发，综合加密调整后逐步演变为排状注采井网。

对于此类大型整装注水油田而言，注采接触通关系的研究对剩余油的分析至关重要。

在储层构型精细解剖的基础上，通过对加密井水淹层测井解释资料的大量统计，建立了不同构型单元的接触关系定量分类标准，相关注水井与采油井的平面相带组合关系可划分为3类(图4、图5)。

一类接触：注采井位于河道或坝主体等同一相带内部，注采对应关系好，其间加密的生产井水淹程度较强，中强水淹厚度比例高于35%，驱油效率均值高于20%。

二类接触：注采井分别位于河道或坝主体等不同相带内部，注采对应关系较好，其间加密的生产井水淹程度较一类接触减弱，中强水淹厚度在10%～35%，驱油效率均值10%～20%，砂体内部仍然有一定的剩余油分布。

三类接触：注采井分别位于坝主体及坝缘相带内部或者均位于坝缘内部，由于坝缘沉积物性较差，导致注采对应关系变差，其间加密的生产井水淹程度较低，剩余油最为富集，中强水淹厚度比例低于10%，驱油效率均值低于10%，且主体相带与边缘相带物性差异越大，剩余油饱和度越高，剩余油富集区域越大。

图4 不同构型单元接触关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
图5 注采连通程度分类标准定量识别图版Fig.5 Quantitative recognition chart
for classification of injection and production connectivity
通过上述分析，可以明确得出3种类别构型单元接触关系分别对应3种类别注采
连通程度，按照接触关系的分类，注采连通程度由好到差依次为：一类连通>二类连通>三类连通。

油田进入高含水期后，主力相带砂体的注采对应关系较好，动用程度较高，非主力的坝缘相带注采对应关系较差，动用程度较低。

因此，受构型单元平面注采关系的影响，非主力相带在高含水期依然富集大量剩余油。

3.2 基于构型单元的纵向储层质量差异分析
根据海上油田少井高产的原则，在开发初期一般采用多层合采的方式。

在长期合采的情况下，各个油层吸水及产出能力不一，层间动用不均的矛盾较为突出，而导致这种现象的根本原因是储层质量的差异。

储层质量代表储层储集流体和渗滤流体的能力[15]，选取孔隙度(Φ)、渗透率(K)、泥质含量(Vsh)等特征参数，通过对研究区的岩心数据统计分析，认为SZ油田储
层质量可分为Ⅰ—Ⅲ类。

Ⅰ类储层：Φ≥34%、K≥2 500×10-3 μm2、Vsh≤10%，以高孔、高渗为主要特征，储层质量最好，岩性主要为中砂岩，一般分布于正韵律主水道的中下部和反韵律坝主体微相的中上部。

Ⅱ类储层：32%<Φ<34%、1 000×10-3<K<2 500×10-3 μm2、
10%<Vsh<20%，岩性主要为细砂岩，一般分布于末端水道和主水道、坝主体物
性较差的部位。

Ⅲ类储层：Φ≤32%、K≤1 000×10-3 μm2、Vsh≥20%，此类储层质量相对较差，岩性主要为粉、细砂岩，一般分布于坝缘微相。

由于主力构型单元储层质量优于非主力单元，注入水会优先进入储层质量较好的主力砂体，在相带干扰的影响下，储层质量较差的非主力薄层砂体往往为弱势水驱区域，造成剩余油大量富集。

3.3 非主力油层剩余油分布模式
基于上述理论研究，认为受平面构型单元注采对应关系及层间相带干扰的控制，在油田进入高含水期后，主力相带动用较好，水淹程度较高，而在沉积相带的边部区域依然富集大量的剩余油可供挖潜。

在坝缘沉积剩余油富集理论研究的基础上，依据非主力薄层在纵向上的分布特征，其剩余油分布模式大致可以分为纵向孤立分布型和纵向零散分布型2种类型。

纵向孤立分布型：纵向储层以主力构型单元(河道、坝主体)为主，非主力薄层(坝缘)孤立发育。

纵向零散分布型：纵向主力油层及非主力油层交互发育、零散分布。

4 非主力油层剩余油挖潜策略及实践
应依据非主力薄层在纵向的不同分布模式，分别制定不同的挖潜策略，主要包括：纵向孤立分布型及纵向集中分布型均采取水平井挖潜策略，纵向零散分布型采取注采主流线小井距加密策略。

以上两项关键技术在SZ油田矿场实际中均取得了较好的开发效果。

4.1 纵向孤立分布模式下的水平井挖潜
当非主力薄层在纵向上呈孤立分布状态时，采用水平井进行剩余油挖潜，依据三角洲相带边部的沉积特征及注采井的位置部署水平井。

4.1.1 坝主体—坝缘过渡相带挖潜
在相带边部区域，当注水井位于坝主体内部、采油井位于坝缘内部时，在坝缘剩余油区部署水平井进行挖潜。

以E14H1井为例，该区域在4.2小层由D19向E14
方向依次发育河口坝主体及坝缘沉积，顶部砂体渗透率依次为2 600×10-3 μm2、1 400 ×10-3 μm2、900×10-3 μm2、60 ×10-3 μm2，物性逐渐变差。

预测三
类接触关系下E14井4.2小层富集大量剩余油，部署E14H1井(图6)。

虽然厚度
只有4 m，渗透率为900×10-3 μm2，但该井投产后生产效果较好，产量维持在
40 m3/d，且含水较低。

图6 过渡相带水平井挖潜示意图Fig.6 Potential tapping of transitional facies belt by horizontal wells
4.1.2 坝缘相带内部挖潜
当注水井与采油井均位于坝缘相带内部时，同样可部署水平井对剩余油富集区进行挖潜。

以P60H井为例，该区域2小层位于坝缘相带内部，储层厚度为4 m，渗
透率800×10-3 μm2。

受三类接触关系及相带干扰的影响，预测该区域剩余油较
为富集，部署P60H井(图7)。

该井投产后生产效果较好，产量可维持在60 m3/d，且含水较低。

4.2 纵向零散分布模式下的小井距加密
当纵向上主力构型单元与非主力构型单元交替分布时，在平面非均质性较强的区域，在注采主流线位置实施小井距加密的挖潜技术，并取得了较好的开发效果。

以
N32井为例，F22井位于注水井排，F27井位于采油井排。

加密前对F22井与F27井的注采接触关系进行精细刻画，研究发现2井之间的注采对应关系主要以二、三类接触为主(图8)，尤其是三类接触，注采连通程度较差，判断剩余油依旧较为富集。

图7 坝缘相带内部水平井挖潜示意图Fig.7 Potential tapping of dam margin facies belt by horizontal wells
在主流线位置加密N32井显示，只有处在一类接触位置的1小层主力构型单元水淹较强，其余二、三类接触砂体均水淹较弱，尤其是三类接触，基本未水淹，该井产能达到45 m3/d。

通过小井距加密，一、二类储层连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层的水驱控制及动用程度。

图8 小井距加密开发实施效果Fig.8 Development practice of small well spacing encryption
5 矿场应用效果
基于三角洲相储层内部构型研究，在非主力油层剩余油挖潜技术体系的指导下，2014-2016年期间累计实施31口调整井对不同剩余油类型进行挖潜，进一步完善了注采井网，累计增加动用储量1.39×107 m3。

调整井投产初期平均产能达到45 m3/d，平均含水50%，三年累计产油量83万m3，油田开发效果得以明显改善，实现连续3年稳产500万m3。

6 结论与认识
(1)渤海SZ油田主力油层主要以水下分流河道和坝主体沉积为主，非主力油层主要以坝缘沉积为主，明显具有“小、散、薄、差”的沉积特点，即储量规模小、厚度薄、分布散、物性差，储层厚度一般小于4 m，渗透率小于1 000×10-3 μm2。

(2)在储层构型精细解剖的基础上，依据不同注采接触关系下加密井水淹程度及驱油效率的不同，建立了注采井之间评判其连通程度的定量分类方法，其中坝缘相带处于第三类接触关系，其平面注采连通程度最差，剩余油最为富集。

(3)由于主力构型单元储层质量优于非主力单元，注入水会优先进入储层质量较好的主力砂体，在相带干扰的影响下，储层质量较差的非主力薄层砂体往往为弱势水驱区域，造成剩余油大量富集。

(4)针对非主力油层不同的剩余油分布模式，分别采用水平井开发及小井距加密挖潜技术，取得了较好的矿场应用效果，有效改善了非主力油层的动用程度，为高含水期老油田的后续挖潜提供参考。

参考文献：
【相关文献】
[1] 赵靖康，高红立，邱婷.利用水平井挖潜底部强水淹的厚油层剩余油[J].断块油气田，2011，
18(6)：776-779. ZHAO Jingkang，GAO Hongli，QIU Ting.Application of horizontal well in potential tapping of remaining oil at bottom of thick reservoir with strong waterflooding[J].Fault Block Oil and Gas Field，2011，18 (6):776-778.
[2] 马平华，邵先杰，霍春亮，等.绥中36-1油田东二下段沉积演化及对油气的控制作用[J].特种油气藏，2010，17(3)：45-47. MA Pinghua,SHAO Xianjie,HUO Chunliang,et al.Sedimentary evolution and its control action on hydrocarbon in lower Ed2 formation in SZ36-1 oilfield
of Bohai Sea[J].Special Oil & Gas Reservoirs，2010，17(3)：45-47.
[3] 刘宗宾，张汶，马奎前，等.海上稠油油田剩余油分布规律及水平井挖潜研究[J].石油天然气学报，2013，35(5)：116-117. LIU Zongbin，ZHANG Wen，MA Kuiqian，et al.Remaining oil distribution rule and horizontal well potential tapping of heavy oilfield on
offshore[J].Journal of Oil and Gas，2013，35 (5):116-117.
[4] 李云海，吴胜和，李艳平，等.三角洲前缘河口坝储层构型界面层次表征[J].石油天然气学报，2007，29(6):49-52. LI Yunhai,WU Shenghe，LI Yanping,et al.The interfacial characterization of the reservoir architecture of the mouth bar in the delta front mouth
bar[J].Journal of Petroleum and Natural Gas，2007，29 (6):49-52.
[5] 齐陆宁，杨少春，林博.河流相储层构型要素组合对剩余油分布影响[J].新疆地质，2010，28(1)：70-71. QI Luning,YANG Shaochun,LIN Bo.The influence of the composition of the fluvial facies reservoir on the remaining oil distribution[J].Xinjiang Geology，2010，28 (1):70-71.
[6] 姜建伟，肖梦华，王继鹏，等.泌阳凹陷双河油田扇三角洲前缘构型精细解剖[J].断块油气田，2016,23(5)：560-568. JIANG Jianwei，XIAO Menghua，WANG Jipeng，et al.Detailed reservoir architecture of fan-delta front in Shuanghe Oilfield，Biyang Depression[J].Fault Block Oil and Gas Field，2016，23(5)：560-568.
[7] 渠芳，陈清华，连承波.河流相储层构型及其对油水分布的控制[J].中国石油大学学报(自然科学版)，2008，32(3):15. QU Fang，CHEN Qinghua，LIAN Chengbo.Reservoir configuration of fluvial facies and the control on oil water distribution[J].Journal of China University of Petroleum (Natural Science Edition)，2008，32 (3):15.
[8] 宁士华，肖斐，束宁凯.特高含水开发期曲流河储层构型深化研究及应用[J].断块油气田，2013，20(3)：354-358. NING Shihua,XIAO Fei,SHU Ningkai.Deepening research and application
of meandering river reservoir configuration at extra-high water cut development
period[J].Fault Block Oil and Gas Field，2013，20(3)：354-358.
[9] 徐丽强，李胜利，于兴河，等.辫状河三角洲前缘储层构型分析[J].油气地质与采收率，2016，
23(5)：50-56. XU Liqiang，LI Shengli，YU Xinghe，et al.Analysis of reservoir architecture
in the braided river delta front[J].Petroleum Geology and Recovery Efficiency，2016，
23(5)：50-56.
[10] 张友，侯加根，曹彦清，等.基于构型单元的储层质量分布模式：以胜坨油田二区沙二段 8 砂
组厚层河口坝砂体为例[J].石油与天然气地质，2015，36(5)：862-871. ZHANG You，HOU
Jiagen，CAO Yanqin，et al.Distribution patterns of reservoir quality based on configuration unit of mouth bar sandbody:a case study from the 8th sand group of the
2nd member of the Shahejie Formation in Shenger Block of Shengtuo oilfield，East
China[J].Oli & Gas Geology，2015，36(5)：862-871.
[11] 箭晓卫，赵伟.喇嘛甸油田特高含水期厚油层内剩余油描述及挖潜技术[J].大庆石油地质与开发，2006，25(5)：31-32. JIAN Xiaowei，ZHAO Wei.The residual oil description and potential tapping technique in the thick oil reservoir in Lamadian Oilfield at high water cut
stage[J].Petroleum Geology & Oilfield Development in Daqing,2006，25 (5):31-32.
[12] 徐安娜，穆龙新，裘怿楠.中国不同沉积类型储集层中的储量和可动剩余油分布规律[J].石油勘
探与开发，1998，25(5):41-44.
[13] 何贤科，涂齐催，宋春华.海上特高含水油田剩余油分布规律研究[J].石油天然气学报，2013，35(10)：1-5. HE Xianke，TU Qicui，SONG Chunhua.Remaining oil distribution rules in extra-high water-cut off shore oilfields[J].Journal of Oil and Gas Technology，2013，
35(10)：1-5.
[14] 邹信波，罗东红，许庆华,等.海上特高含水老油田挖潜策略与措施[J].中国海上油气，2012，
24(6)：30-31. ZOU Xinbo，LUO Donghong，XU Qinghua，et al.The strategies and measures of tapping the potential about maritime special mature oilfields with high water cut[J].China Offshore Oil and Gas，2012，24 (6)：30-31.
[15] 卢虎胜，林承焰，程奇.东营凹陷永安镇油田沙二段三角洲相储层构型及剩余油分布[J].东北石
油大学学报，2013，37(3)：40-46. LU Husheng，LIN Chengyan，CHENG Qi.Deltatic reservoir architecture and remaining oil distruibution study of Es2 member in Yonganzhen Oilfield，Dongying Sag[J].Journal of Northeast Petroleum University，2013，37(3)：40-46.。