A油田深水濁積巖剩余油分布研究

張新春，陸文明，李林地，張 洪，石軍太，宋兆杰

(1.延長油田定邊采油廠，陜西 延安 716000;2.中國石化石油勘探開發研究院，北京 100083;3.中國石油大學(北京)石油工程學院，北京 102249;4.中國石油大學(北京)非常規能源研究院，北京 102249)

0 引言

濁流是呈湍流狀態流動具有牛頓流體性質的重力流，受到重力滑塌等外力作用沿海底斜坡向下運動，外力逐漸降低時通過懸浮沉降方式卸載沉積顆粒形成濁積巖，正遞變層理是濁積巖最可靠的識別標志[1]。深水濁積巖儲層年代新、埋藏淺，導致成巖作用不強、膠結弱，因而儲層物性普遍較好[2]。油氣主要儲存在深水濁積扇的濁積水道和朵葉體席狀砂中。因其物性好，生儲蓋組合佳，圈閉豐富，成為目前勘探開發的重要目標，在構造油氣藏儲量很難有所突破的背景下，作為隱蔽油氣藏的代表日益成為勘探開發的關注重點[3]。深水濁積巖儲層分布十分廣泛，在非洲西海岸，渤海灣盆地陸相湖盆的陡、緩坡帶，塔里木盆地寒武系碳酸鹽巖儲層都存在此類儲層，其中西非海岸盆地深水區(現今水深大于500 m)共發現了約180個油氣田，總可采儲量達57.24×108m3(360×108bbl)油當量[4]?；谄渲匾匚唬瑖鴥韧鈱W者對其進行了深入研究，包括濁流和砂質碎屑流理論研究[5-9]，濁積扇形成機制研究[10-13]，濁積砂體分布及砂體和流體識別技術[14-17]，濁積砂體沉積相和儲層構型研究[18-19]。但濁積巖水道切割和疊置頻繁，側向擺動劇烈，水道內部巖性變化復雜，造成內部非均質性很強，而海上油田鉆井成本高，井網密度小，少量鉆井進入高含水階段，水竄較為嚴重，采出程度低于50%，在水道邊緣及席狀砂內部存在相當數量剩余油，儲層平面和縱向非均質性造成注水措施不見效[20-22]。針對儲層強非均質性進行的剩余油研究相對不足，該文研究了濁積巖儲層剩余油分布及主控因素，對該類油田有效開發至關重要。該研究利用地震和測井資料研究沉積相，以水道砂體分布作為基礎，結合構造、注采及四維地震解釋成果等動靜態資料，研究目的油田4個主力層剩余油分布模式和主控因素，并用數值模擬成果進行了有效檢驗。該研究成果為該類濁積巖油田剩余油分布研究及由此控制開發方案編制和調整提供了借鑒。

1 地質和油藏背景

下剛果盆地位于非洲西部，沿加蓬、剛果(布)、剛果(金)和安哥拉等國的海岸西側分布。盆地主要發育中生代晚侏羅世—新生代地層。其中深水區的鹽上新生界濁積巖是盆地內最重要的油氣成藏組合，新生界濁積砂體主要分布于漸新統和中新統地層中，盆地南部主要展布漸新統濁積水道。而研究B區塊位于下剛果盆地南部，位于非洲西海岸，距海岸160 km，水深1 200～1 800 m，含油面積140.5 km2，地質儲量22億桶，主要包括5個油田。研究區A油田位于最西部(如圖1所示)，發育構造-巖性復合圈閉，A油田由早到晚發育4套儲層，分別為中生界始新統O76，O74，O73及O71層濁積水道和席狀砂，油氣大部分儲量位于O71和O73層，油田受斷背斜構造控制，儲層孔隙度為22%～28%，滲透率為300～3 000 mD，原油黏度為0.520～0.796，油藏壓力為24.6～33.1 MPa，溫度為75～95℃，屬于具有邊底水中高孔高滲深水砂巖油藏[23-24]。

圖1 A油田位置圖Fig.1 A oilfield location

目前該油藏部署5采5注，注水井分別為A-IA，A-IB，A-IC，A-ID，A-IE;采油井為A-PA，A-PB，A-PC，A-PD，A-PE。A油田存在的問題主要是多層合采，縱向上非均質性導致各層水驅不均衡。從平面上來看，井網部署采取高部位采油、低部位注水，從位置上可分為東、中、西3塊，縱向上4個小層合采。油田目前采出程度近70%，注水造成的高含水矛盾突出，如何有效采出剩余油成為關鍵。

2 沉積相研究

對研究區沉積環境及鉆井巖芯的巖性、物性進行綜合研究，結合測井相研究成果并參考甲方相關研究報告，劃分出4種主要沉積微相，如表1所示。濁積水道沉積是地震作用或自身重力作用下，來自陸源三角洲前緣斜坡帶的砂體不斷堆積，沿著一條主溝道(水動力較強)或多條溝道(水動力較弱)向海盆中心移動形成的條帶狀濁積巖沉積，是沉積物從陸架搬運到深海平原的主要通道，其中心物性較好的部位形成的高凈毛比砂巖即為水道軸[25]，濁積席狀砂是水道砂體在波浪簸箕作用下，在其前端附近形成砂泥混合(液化現象)沉積，或由于壓實沉陷作用而在濁積水道遠端形成的舌狀、席狀或橢圓狀細粒砂泥質混合沉積[26]。水道邊緣沉積類似于牽引流河道，當引發濁流的事件頻繁，短期內不斷加積，沉積物太高漫溢出水道，沿著水道周圍形成近似平行于水道的砂泥互層沉積，沉積物粒度較細，主要是細砂巖、粉砂巖及泥巖的薄互層組合，物性較差，但由于流動性差在注水開發過程中可以形成部分剩余油。水道間灣泥則為半深海泥質沉積，包圍著濁積巖，形成良好的蓋層和生油層。

2.1 單井相研究

以油田代表生產井A-PE井為例，研究其單井沉積相分布狀況。4個目的層上分別存在1～2層主水道形成的水道軸，主水道上部發育水道邊緣，水道被水道間灣泥包圍，O76和O74層水道厚度較薄，而O73和O71層水道厚度較大，如圖2所示。

圖2 A油田生產井單井沉積相Fig.2 Single well facies of A oilfield

2.2 剖面地震沉積相及平面沉積相

研究區A油田范圍大而鉆井稀少，單井難于控制具有較強平面非均質性的水道砂體，因而單井剖面相研究意義有限。為了縱向上了解4個層位水道砂體變化情況，在甲方提供的地震測線中，由北向南水道展布方向選取了5條不同地震主測線421，371，321，231及191進行解釋，研究其水道砂體、水道邊緣砂體和席狀砂分布情況，通過對5條地震測線地震相詳細解釋，直接標定了4個不同層位對應沉積時期水道中心軸、水道邊緣及水道前緣席狀砂分布狀況。該文僅再現水道砂體分布最廣、儲量最多的O71層儲層砂體分布(圖3中僅給出3條剖面解釋圖)。421地震測線位于O71水道體系最前端，即主水道位置，地震測線上可以明顯看到剖面中部和西部各有一水道中心(表現為反射波同相軸軸上翹)，兩邊地層減薄，變為水道邊緣;371地震測線位于水道砂體前端，但砂體已經由一個主水道分流成2個分支水道，中部和西部水道軸部更加明顯，厚度變大，水道間距也變大(高點向下重力作用增強，水道下切作用變大);321地震測線位于水道砂體中下部，中部和西部水道軸部寬度增加，水道間距進一步變大;231地震測線位于水道砂體下部，中部水道分化成2個水道，出現西部、中部和東部3個水道軸，由于下部水道漫溢作用，水道軸產狀變平，厚度減小;191地震測線位于水道砂體末端，水道軸漫流形成席狀砂，地震測線上表現為地層產狀變平，軸部消失，形成數個厚度較小且均勻的席狀砂團塊。

圖3 A油田地震測線解釋剖面及標定的O71層水道分布Fig.3 Seismic lines interpretation section of A oilfield O71 layer

為進一步研究O71層沉積相及砂體分布，給出了由中石化研究院提供的、依據三維地震資料解釋形成的O71層有效砂體厚度圖，如圖4所示。由圖可知，O71層砂體厚度在西南部最大。

圖4 地震資料做出的O71層有效砂體厚度圖Fig.4 O71 layer effective sand thickness by seismic data

顯示物源來自西南部，而西部、中部和東部明顯存在3個砂體厚度較大的區域，3個區域呈現水道分布形成的條帶狀，水道砂體厚度最大區域在西部，其次在中部，推斷西部水道經過分化形成西部、中部及東部3個水道體系。經過上述地震相和砂體厚度分布研究成果，結合單井相和綜合地質分析，做出了O71層平面沉積相和水道砂體分布狀況，采用相似的步驟進一步給出了O73，O74和O76層沉積相和水道砂體分布狀況，如圖5所示(因篇幅所限，沉積相圖上標出了剩余油分布)。

圖5 A油田O76～O71層平面沉積相及剩余油分布Fig.5 Facies and residual oil distribution from O76 to O71 layer in A oilfield

O76層一個主水道分化成3個彼此相距很近的水道及其朵葉體，水道向前范圍擴大，但總體延伸范圍十分局限，水道前端因流速減緩，碎屑沉積下來形成前端席狀砂，水道軸兩邊是水道邊緣沉積;O74層主水道分化成3個水道朵葉體向斜坡下部擴展，體現了水道前積演化過程，但3個水道彼此相距較近的格局沒有改變，水道整體范圍仍然局限，末端也因動力不足演化成席狀砂沉積，產狀變平，水道兩邊是水道邊緣沉積;O73層3個水道繼續向南部擴展，西部水道在末端彼此疊置切割嚴重，形成厚層水道沉積，成為重要含油儲集體，東部則為單一水道彎曲下行，總體上水道向南端推進距離較大，范圍相對較廣，水道周圍形成水道邊緣沉積;到O71層，水道向下前積發育到頂峰時期，分布范圍最廣，西部、中部和東部各有水道發育，以中西部水道為主，每個水道蜿蜒曲折向南部發育，周圍被水道邊緣沉積包圍，水道砂體較厚，范圍極廣，最終形成西部、中部及東部3個大范圍水道和水道邊緣砂體構成的砂體群，成為研究區最重要含油砂體。

3 剩余油分布及主控因素分析

對注水開發油田而言，剩余油是油田開發到一定階段，儲層中注水未被波及或是因儲層非均質性未能被水驅動而殘留在儲層的油氣[27]。剩余油富集主要受沉積相控制的儲層非均質性和開發工程因素，即靜態地質因素和動態開發因素[28]兩大因素控制。該研究將靜態因素和動態控制因素結合起來，推測剩余油分布范圍。靜態因素包括平面水道砂體分布情況和構造高點分析為代表的綜合地質研究，而動態因素則包括注采對應關系和四維地震監測水驅前緣變化情況。

3.1 四維時移地震檢測推測剩余油位置

原理:研究油藏是由一系列的深水濁沉積組成，表現為大段穩定泥巖背景下顯著的厚層濁流粗砂巖，儲層上下為穩定沉積的泥巖圍，容易形成強波阻抗差。而在油氣開采中，整體注采液量基本保持1∶1，可認為是保持地層壓力開發。所以在水驅替油或氣、油驅替氣等流體替換過程中，會使巖石孔隙內流體密度增大，同時由于油藏地層壓力的減小致使巖石孔隙體積縮小，造成巖石密度的增大。從地震反射理論而言，這種作用使得地震波反射速度升高，導致波阻抗增大。利用地震振幅屬性或阻抗屬性的變化可以檢測油層流體性質的變化。

依據上述原理，中石化研究院在該油田分別于2009年、2011年及2013年利用三維地震資料做了四維地震監測和解釋工作，圖6展示O73層2013年最終流體驅替監測結果。

圖6 2013年A油田四維地震O73層監測流體前緣Fig.6 O73 layer waterflood front survey by 4D seismic interpretation in A oilfield

O76期，見效注水井包括A-IB井和A-IE井，該期儲層較為均質，兩口井注入水均勻沿下部席狀砂向上部主水道推進，對A-PB和A-PE生產井附近儲層驅替效果良好，而A-PD井水道儲層位于高點位置，且距離兩口注水井位置較遠，驅替效果不好，容易產生剩余油;O74期，見效注水井仍為A-IB井和A-IE井，該期儲層非均質性較強，兩口井注入水沿下部席狀砂向上部主水道推進，但推進速度緩慢，僅對水道下部驅替良好，在水道上部A-PD井以東、A-PB井和A-PC井連線附近驅替效果不好，容易產生剩余油;O73期，見效注水井為A-ID井和A-IC井，A-IC井剛好在東部水道末端沿水道軸向上產生良好驅替效果，東部水道驅替效果良好，A-ID井在水道邊緣推進緩慢，水驅前緣僅到達A-PA井，在A-PA井和A-PB井連線附近主水道位置驅替效果不好，容易產生剩余油;O71期，見效注水井為A-ID井、A-IA井及A-IB井，A-ID井在水道邊緣，推進緩慢，A-IA井注水沿水道軸向上對西部水道下部，驅替效果良好，A-IB井在中部水道下部，驅替中部水道西部效果良好，在西部水道上部、東部水道位置容易產生剩余油。

3.2 剩余油分布挖潛措施及數模驗證

以平面沉積相形成的水道儲層分布為主，四維地震監測結果推測的剩余油分布位置作為基礎，結合構造分布(研究區為斷背斜構造，構造高點位于A-PD，A-PB，A-PE井一線)和5口注水井及5口采油井形成的注采對應關系，分析了4個目的儲層剩余油分布，并將結果顯示在平面沉積相中(如圖5所示)。

O76期，剩余油分布在A-PD井附近，該層剩余油形成的2個主控因素是水道平面非均質性和注采不對應，注采對應效果較差和高滲水道滯留形成水道滯留型剩余油。進一步開采該區剩余油的方式之一就是對A-PD井側鉆或是繼續鉆進達到O76層(A-PD井未鉆到O76層)，同時加大A-IB井注水強度;O74期，A-PD井西部主水道位置及A-PC井和A-PE井西部水道朵葉體位置富集剩余油，剩余油富集仍然是水道滯留型，該層剩余油形成的主控因素是水道形成的平面非均質性和注采不對應。根據剩余油形成原因和分布狀況，剩余油挖潛措施可以考慮A-PE井轉注(該井剩余油少，已充分產出)，水可以沿東部水道向左右彌散，充分驅出A-PD井和A-PC井兩井附近的剩余油;O73期，西部水道構造高點A-PA井和A-PD井附近殘留大量剩余油。該層剩余油形成的主控因素是隔夾層和構造，隔夾層形成封隔及水道高點富集形成隔夾層型剩余油，剩余油挖潛措施也可以考慮A-PA井轉注，由A-PD井生產，該層儲層非均質性強且儲層分布廣泛，還可以考慮空氣泡沫驅(氣水交替)提高驅替效果;O71期水道分布范圍最廣，含油性較好，西部主水道A-PD井富集及東部2條水道朵葉體位置形成較多剩余油。因此該層剩余油分布包括水道形成的平面非均質性、注采不對應和構造3個主要因素，構造高點滯留形成閣樓型剩余油。剩余油挖潛措施也可以考慮A-IA井和A-ID井側鉆定向分支進入西部水道東部分支中，增加對西部水道東部分支的驅油效果，另外增加A-IC井注水強度，提高對最東部水道注水驅油效果，該層儲層非均質性強且儲層分布廣泛，可以考慮空氣泡沫驅(氣水交替)提高驅替效果。

為進一步確定動靜態資料結合形成剩余油分布可靠性，利用數模成果驗證。觀察目前儲量并對比原始儲量變化情況，儲量剩余較多的區域是剩余油富集區。結合平面沉積相分布可知，原始儲量主要位于濁積水道上。O76期剩余油主要位于A-PD井周圍和A-PE井附近;O74期剩余油主要位于A-PD井周圍及A-PE井與A-PC井連線水道上;O73期剩余油主要位于A-PA井及A-PD井周圍主水道上;O71期剩余油主要位于過A-PA井西部水道上和過A-PB井東南部水道上，儲量分布示意圖如圖7所示。數模剩余儲量分布與上述地質和工程綜合因素分析得出的剩余油分布基本一致。

圖7 A油田O76～O71層數模儲量Fig.7 Numerical simulation reserves from O76 to O71 layer in A oilfield

4 結論

1)A油田含油儲層主要由濁積水道及其末端朵葉體、水道邊緣及席狀砂沉積構成，石油儲量大部分位于水道及其朵葉體之中。O76期一個主水道分化成3個彼此相距很近的水道，范圍局限;O74期主水道分化成的3個水道向遠端擴展，水道整體范圍仍然局限，末端因動力不足演化成席狀砂沉積;O73期3個水道繼續向南部擴展，西部水道在末端彼此疊置切割嚴重，形成厚層水道沉積;O71期水道向下、向前發育到頂峰時期，西部、中部和東部各有幾個水道發育，以中西部水道為主，厚度大，砂體物性最好。

2)A油田剩余油主要分布在原始儲量較高、未被注水有效驅動的主水道上，受平面上水道分布控制明顯。形成的主控因素主要有3個，即濁積水道形成的平面高滲條帶、注采對應關系和構造高點。剩余油分布模式包括注采不對應造成的“水道滯留型剩余油”，隔夾層和構造共同控制的“隔夾層型剩余油”及構造高點和儲層非均質性控制的“閣樓型剩余油”3種模式。

3)針對濁積水道形成的中高滲油田現狀，即單井成本高，少井高產，儲層非均質性強，底部注水頂部采油，多水道且部分水道中的原油無法有效水驅。剩余油挖潛措施主要包括3個，一是進行空氣泡沫驅或是氣水交替注入，減緩推進速度、變換推進方向，實現對所有水道均勻注入;第二是對構造高點上的低產采油井轉注，利用重力作用反向水驅，底部注水井采油，提高驅替效率;第三可以對一些生產井進行側鉆，控制相鄰未被注水有效驅替的濁積水道和朵葉體。