基于動靜資料的底水油藏隔夾層刻畫及剩余油挖潛研究
——以CFD11-X油田NgⅢ下油組為例

侯東梅，牟松茹，周軍良，張文童，權勃

中海石油(中國)有限公司天津分公司 渤海石油研究院，天津 300459

0 引言

在油田開發的各個階段，不同級次隔夾層描述是儲層描述的重點，尤其對于底水油藏而言，隔夾層是影響油藏內部油氣水流動的關鍵地質因素[1-3]。渤海海域底水油藏較為發育，如遼東灣的旅大32-2油田、旅大27-2油田、石臼坨凸起上的秦皇島32-6油田、沙壘田凸起上的曹妃甸油田群等，儲層以辮狀河、辮狀河三角洲沉積為主，不同期次砂體切割疊置使得儲層厚度大、內部隔夾層較為發育。渤海CFD11-X油田隸屬渤海海域最大的底水油田群曹妃甸油田群，油藏具有氣頂及較強規模底水，辮狀河儲層非均質性強，全部采用水平井井網利用天然能量開發。受地震資料品質差、井網密度稀、鉆井資料以水平井為主等因素制約，隔夾層描述難度大、剩余油認識不清。目前CFD11-X油田進入高-特高含水階段，含水率大于90%的水平采油井比例超過70%，迫切需要開展隔夾層精細刻畫及隔夾層對剩余油分布的影響研究，指導油田高效挖潛。

近年來，國內外眾多學者在開展隔夾層巖相及成因研究的基礎上，以定向井資料為主、水平井資料為輔開展隔夾層識別，并以井震結合為橋梁，通過地震多屬性分析及地震反演，綜合動態資料進行隔夾層刻畫[3-6]，基于隔夾層認識開展剩余油描述及挖潛實踐，取得了較好效果[7-8]，但缺乏水平段位置與隔夾層分布關系對剩余油分布影響方面的系統研究，尤其動靜資料結合方面的研究還有待進一步加強。前人根據CFD11-X油田靜態水平井資料及地震資料，開展了隔夾層成因、識別、刻畫等方面的研究[9-10]，對隔夾層的類型及分布有了一定認識，但由于缺乏水平井動態資料的應用，尤其尚未開展動靜資料結合下隔夾層刻畫及剩余油挖潛方面的系統研究，使得早期認識已無法滿足油田特高含水期剩余油精細挖潛的需要。本文以CFD11-X油田NgⅢ下油組為研究目標，在精細層序地層格架內，充分利用動靜態資料，剖析不同類型隔夾層的動靜態響應特征，刻畫隔夾層分布，分析不同類型隔夾層水平井開發模式下的油水運動規律，建立剩余油分布模式并制定水平井加密挖潛策略，指導油田剩余油的高效挖潛。

1 油田概況

渤海CFD11-X油田位于渤海海域西部，構造上位于渤海灣盆地沙壘田凸起的東南端，整體為受基底古地貌和斷裂系統共同影響發育的背斜構造(圖1)。已鉆井自上而下鉆遇的地層有第四系平原組、新近系明化鎮組和館陶組、古近系東營組以及元古界地層，主力含油層系為明化鎮組和館陶組。館陶組埋深1300～1500 m，為晚第三紀盆地整體坳陷的產物，該沉積階段可容空間小，辮狀河道切割疊置，儲層厚度大且連片發育，但隔夾層發育使得儲層非均質性強，沉積物以含礫砂巖、中細砂巖及薄層泥巖為主，儲層具有中高孔、高滲的特征[11-12]。油藏以底水油藏為主，30口水平采油井利用天然能量開發，綜合含水超90%。NgⅢ下油組作為油田主力產層，開發早期為避氣頂，水平井主要位于油層中下部，受內部隔夾層發育影響，不同位置水平井液量、含水特征差異明顯。NgⅢ下油組已鉆定向井及直井井距大于1 km，鉆井揭示儲層厚度大于30 m，內部隔夾層厚度0～5 m，平均厚度3 m，地震資料主頻35 Hz，利用已鉆井及地震資料進行隔夾層精細刻畫難度大，從而影響了剩余油預測的精度。油田進入特高含水期迫切需要結合動靜態資料系統開展隔夾層描述，弄清水平井開發模式下不同類型隔夾層對剩余油分布的控制作用，指導油水井生產措施的制定及后續剩余油挖潛。

圖1 CFD11-X油田區域構造位置、開發井位及層序柱狀圖Fig. 1 Regional structure location, development well location map and hierarchical histograms of CFD11-X oilfield

2 NgⅢ下油組層序地層格架

區域上新近系館陶組地層與下伏古近系東營組、上覆新近系明化鎮組地層呈不整合接觸，可劃分為一個三級層序，內部細分為低位域、湖侵域及高位域[12-13]。CFD11-X油田館陶組縱向細分為NgI、NgⅡ、NgⅢ油組，分別對應高位域、湖侵域及低位域，各體系域內基準面的起伏變化，導致內部發育多個短期沉積旋回。根據旋回變化特征，將NgⅢ油組細分為兩個中期沉積旋回，均為基準面上升旋回，其中NgⅢ下油組對應早期沉積旋回。基準面上升旋回早期，沉積物供應充足，可容空間有限，河道在平面及縱向頻繁切割，使得儲層厚度較大，但由于河道切割侵蝕，泛濫平原泥巖分布不穩定，形成儲層內部不穩定隔夾層；在基準面上升旋回末期，沉積物供應減弱，在儲層頂部發育穩定的泛濫平面泥質沉積，也是NgⅢ下油組NgⅢ上油組的分界線。為了更好識別隔夾層發育特征，結合NgⅢ下油組內部砂體基準面旋回變化，將NgⅢ下油組進一步細分為3個短期旋回(圖2)，從上至下分別為旋回a、旋回b，旋回c，由下向上，水體不斷加深，可容空間增大，沉積物供應相對減弱，局部隔層趨于穩定，內部夾層相對較發育。

3 NgⅢ下油組隔夾層特征及識別

3.1 隔夾層沉積特征

NgⅢ下油組隔夾層巖性主要為灰色泥巖、粉砂質泥巖及泥質粉砂巖(圖3)，主要為泛濫平原、河道頂部泥質沉積，厚度差異主要受控于河道的下切侵蝕作用，不同短期旋回河流作用強弱變化使得隔夾層分布存在明顯差異。從縱向沉積特征上看(圖2)，NgⅢ下油組由上向下隨著河道作用增強，隔夾層分布趨于不穩定發育。其中旋回a頂部為區域洪泛面，隔夾層分布相對穩定，旋回a沉積時期，河流作用相對較弱，河道下切作用偏弱，使得旋回a和旋回b之間局部隔夾層分布穩定；旋回b沉積時期，河流作用增強，河道下切旋回c頂部泥質沉積及局部河道，使得隔夾層僅局部發育；旋回c沉積時期，河道來回切割，儲層較為發育，縱向厚度大，發育物性夾層，且多為局部發育。

圖2 CFD11-X油田NgⅢ下油組精細層序地層格架(剖面線見圖1中A-B)Fig. 2 Fine sequence stratigraphic framework of NgⅢ Lower Group in CFD11-X oilfield (section line see figure 1 A-B)

圖3 CFD11-X-I9P1井NgⅢ下油組巖心特征Fig. 3 Well CFD11-X-I9P1 core characteristics of NgⅢ Lower Group

3.2 靜態資料識別隔夾層

識別隔夾層的靜態資料主要包括巖心、測井及地震資料，一般而言，當地震資料無法識別隔夾層時，密井網測井資料往往是隔夾層精細刻畫的重要基礎。研究區儲層厚度大于30 m，隔夾層平均厚度3 m，地震資料主頻35 Hz，直井及定向井資料少于10口，且井距大于1 km，取心井僅1口，無法滿足隔夾層精細刻畫需要，但由于水平井資料豐富，且水平段長度平均350m，能在一定程度上彌補稀井網的不利條件。研究區NgIII下油組內部隔夾層具有明顯的測井響應特征，隔夾層發育時自然伽馬、電阻率特征與儲層存在差異(圖1)。結合7口定向井及30口水平井測井響應特征，綜合建立了NgⅢ下油組孤立型單砂體、堆積垂疊型復合砂體、切割垂疊型復合砂體三類儲層結構模式(圖4)，其中孤立型單砂體縱向隔夾層往往穩定發育，堆積垂疊型復合砂體隔夾層不穩定發育，切割垂疊型復合砂體隔夾層往往不發育。在利用定向井、水平井常規測井資料識別的基礎上，以研究區20余口水平井的探邊資料為輔助，對NgⅢ下油組內部隔夾層進行綜合識別。

圖4 CFD11-X油田NgⅢ下油組砂體切疊模式及定向井、水平井聯合隔夾層識別Fig. 4 Sand body stacking mode and interlayer identification using directional well and horizontal well of NgⅢ Lower Group in CFD11-X oilfield

3.3 動態資料識別隔夾層

近年來，除利用靜態資料識別隔夾層外，越來越多的動態資料被用于隔夾層的識別與刻畫。研究區NgⅢ下油組為底水油藏，水平井開發模式下，受不同類型隔夾層的遮擋，水平采油井往往表現出不同的生產動態特征，可以用來較好判別水平井軌跡附近隔夾層是否發育及發育的規模。根據研究區NgⅢ下油組30口采油井的動態資料，將水平井生產動態特征歸結為三類(圖5)，第一類動態上表現為無水采油期較短，試井壓力倒數曲線明顯下降，分析認為油藏能量較強，受底水錐進影響，底部快速水淹導致，對應于隔夾層往往不發育，底水呈無遮擋狀態，儲層類型多為切割垂疊型復合砂體，即使局部隔夾層發育，但其規模往往小于水平段的長度；第二類動態上表現為無水采油期中等，含水上升多為階梯上升，試井壓力倒數曲線下降趨勢中等，分析認為油藏能量雖較強，但底水受隔夾層遮擋，推進緩慢，底水呈半遮擋狀態，儲層多為堆積垂疊型復合砂體，對應隔夾層不穩定發育，但隔夾層規模大于水平段長度，具有一定規模，對底水具有抑制作用；第三類為動態上表現為無水采油期或低含水期較長，含水上升多為緩慢增長型，試井壓力倒數曲線多無明顯下降，分析認為油藏能量受隔夾層遮擋影響較大，底水僅能沿局部切疊部位繞隔夾層呈邊水推進，對應隔夾層往往穩定發育，底水呈全遮擋狀態，儲層多為孤立型砂體，隔夾層分布相對穩定，或隔夾層分布規模遠大于水平段長度，底水無法沿底部向上突破。

圖5 CFD11-X油田底水油藏不同隔夾層模式下動態響應特征Fig. 5 Dynamic characteristics of bottom water reservoir with different interlayer modes in CFD11-X oilfield

3.4 不同類型隔夾層分布

以定向井、水平井測井資料為基礎，通過靜態方法在等時層序地層格架內識別隔夾層的基礎上，根據不同隔夾層模式下水平采油井生產動態特征，綜合對NgⅢ下油組不同旋回之間及內部隔夾層進行綜合識別。從識別結果來看(圖6)，縱向上隔夾層的分布具有一定的規律性，表現為各旋回內部隔夾層多呈不穩定發育，以夾層為主要特征，水平井開發動態表現為夾層對底水的遮擋表現為無遮擋或半遮擋型；旋回與旋回之間，受不同旋回沉積時期河流下切作用強弱的影響，隔夾層分布具有明顯差異，其中旋回b和旋回c之間隔夾層多呈不穩定發育，表現為夾層特征，尤其旋回c內部儲層以堆積垂疊型復合砂體為主，夾層規模較小，水平井開發動態表現為夾層對底水的遮擋多表現為無遮擋型，旋回b內部儲層以切割垂疊型復合砂體為主，夾層分布具有一定規模，水平井開發動態表現為夾層對底水的遮擋表現為半遮擋型；旋回a和旋回b之間隔夾層多呈穩定發育，以隔層為主要特征，旋回a內部儲層以孤立單砂體為主，水平井開發動態表現為對底水的遮擋表現為遮擋型。

圖6 CFD11-X油田復雜底水油藏剩余油挖潛模式圖(剖面線見圖1中C-D)Fig. 6 Residual oil digging pattern of complex bottom water reservoir in CFD11-X oilfield (section line is shown in figure 1 C-D)

4 剩余油分布及挖潛實踐

復雜油藏內部剩余油的分布不僅與儲層內部的隔夾層有關，也與開發井網有關。對于水平井開發的復雜底水油藏而言，水平井的分布位置、隔夾層的分布規模、水平井軌跡與隔夾層的關系等綜合影響著剩余油的分布[14-17]。需要在明確剩余油影響因素的基礎上，建立剩余油分布模式，指導復雜底水油藏剩余油挖潛。

4.1 不同遮擋條件下剩余油分析

4.1.1 無遮擋型底水油藏

在水平井開采底水油藏時，井筒周圍產生壓力降及油藏中的物質平衡關系，使得底水油藏中會出現油水界面發生變形呈脊形上升的現象，其方向垂直于水平井方向的橫截面因形狀相似于直井中形成的“錐面”，稱為底水的水脊[18]。

當底水油藏無隔夾層遮擋時，水脊腔形態的刻畫是剩余油研究的重點，在相同儲層及流體條件下，井距及生產制度對水脊的形態有較大影響[19-21]。通過分析驅油效率、剩余油飽和度，認為無隔夾層遮擋時水平井水脊腔可分為內、外兩層，內、外水脊的劃分以區域含油飽和度56%(對應驅油效率30%)為界限，內水脊區底水驅替倍數大、驅油效率中等偏強，剩余油飽和度低，外水脊區底水驅替倍數較小，驅油效率偏低，剩余油飽和度偏高。結合研究區水平井日產液水平，對水脊形態進一步分析發現，日產液通過影響水脊腔內驅動壓力梯度會導致水脊形態發生變化，水平井實施提液可以提高內水脊區的驅動壓力梯度，使得內水脊區波及增大，大幅降低剩余油飽和度，但外水脊區驅動壓力梯度仍相對偏小，剩余油飽和度較高(圖7)。基于水脊腔形態定量刻畫分析，認為原水平井井距300 m開發，底水水脊波及半徑最大為100 m，井間及儲層頂部剩余油富集，該類油藏開發井井距可以加密至120～150 m。

圖7 無遮擋型底水油藏水平井脊腔形態示意圖Fig. 7 Horizontal well ridge cavity illustration in bottom water reservoir without occlusion

4.1.2 遮擋型底水油藏

當底水油藏存在隔夾層遮擋時，受不同遮擋條件的影響，底水波及范圍、水體推進方式不同使得油井表現出不同的動態特征，也使得剩余油分布存在差異[22-24]。當隔夾層對水平井下方底水屬于全遮擋類型時，底部水體推進因隔夾層受阻，僅能沿局部連通區繞流為油井提供能量，使得隔夾層下方遮擋區以及隔夾層上方非來水區剩余油富集。當隔夾層對水平加下方底水屬于半遮擋類型時，研究發現隔夾層的遮擋規模、分布寬度、分布位置均影響著剩余油的分布(圖8)。當隔夾層側向及底部遮擋時，受遮擋一側剩余油富集；當側向不遮擋僅底部遮擋時，隔夾層之下遮擋區存在剩余油；當隔夾層靠近油藏中上部時，隔夾層之下遮擋區剩余油富集，隔夾層位于油藏中下部，且分布范圍小于水平段長度時，隔夾層之下遮擋剩余油相對較少。因此可以結合隔夾層的分布位置，對剩余油進行有針對性挖潛。

圖8 不同遮擋類型下底水油藏下剩余油模擬圖Fig. 8 Simulation of residual oil under bottom water reservoir with different shielded interlayer

4.2 剩余油分布特征

底水油藏的剩余油分布不僅與隔夾層有關，也與開發方式有關，尤其水平井開發時，水平井與隔夾層的位置關系對剩余油分布影響較大[25-26]。結合剩余油機理分析及水平井軌跡與隔夾層分布的相對位置關系，將研究區剩余油類型分為頂部富集型、中部富集型、下部富集型，剩余油的富集類型與水平井、隔夾層的位置有關，當水平井開發呈無遮擋型時，底水水脊明顯，縱向主要在頂部和中部剩余油富集，平面主要在井間、局部構造高部位以及低井控區剩余油富集；當水平井開發呈半遮擋型時，底水水體以拖進模式推進，水驅波及范圍增大，縱向上在頂部及隔夾層之下剩余油富集，平面主要在局部構造高部位、低井控區以及水體推進不均一側剩余油富集；當水平井開發呈全遮擋型時，水體呈繞流上升推進，縱向主要在儲層中下部剩余富集，平面上在水體推進不均一側、低井控區域、局部構造高部位剩余油富集。基于隔夾層分布特征及水平油井開采特征對研究區剩余油進行了刻畫，由于旋回a內部儲層主要為孤立型單砂體，且高部位發育氣頂，剩余油主要分布在低井控區；旋回b內部儲層主要為堆積垂疊型復合砂體，剩余油主要分布在水平井井間、低井控區、局部構造高部位以及隔夾層遮擋區；旋回c內部儲層主要為切割垂疊型復合砂體，剩余油主要分布在低井控區、局部構造高部位、水平井井間(圖6)。綜合油藏、層序地層、儲層特征，利用現有水平井生產動態特征，分析隔夾層遮擋類型及天然能量驅動特征，根據不同能量下的驅替機理，確定了不同隔夾層遮擋條件下的剩余油分布模式(表1)。

4.3 剩余油挖潛對策及效果

根據CFD11-X油田NgIII下油組復雜底水油藏特征、隔夾層分布及剩余油研究，制定了井型上繼續采用水平井開發的挖潛思路，建立了后期加密挖潛模式(圖9)。對氣頂、底水能量聯合驅動的無隔夾層遮擋型油藏，油井投產初期會呈現氣油界面下推、底水錐進的情況，早期主要在油層中部位部署井位，上避氣下避水大井距(井距500～600 m)進行開發，待氣頂采出程度較高時(50%左右)，氣油界面恢復原來位置后，布井位置位于油層頂部，井距加密至250～300 m；對于底水驅動無隔夾層遮擋型油藏，早期主要在高油柱區開發，后期采用井間加密、低油柱區有效動用的挖潛模式；對于近似邊水、底水聯合驅動的隔夾層半遮擋型油藏，早期主要在高油柱區開發，后期采用平面井間加密，縱向依托隔夾層分布交錯加密進行挖潛的模式；對于有隔夾層全遮擋的油藏，早期主要在高油柱區開發，后期采用平面井間加密，縱向依托隔夾層細分開發層系開發的挖潛模式。

圖9 不同隔夾層遮擋條件下剩余油挖潛模式Fig. 9 The residual oil tapping mode under different types of interlayer occlusion

通過以上研究，形成了無遮擋區井間加密挖潛、低井控區有效動用挖潛、遮擋區縱向立體挖潛的剩余油高效挖潛對策，指導了NgIII下油組特高含水期綜合調整方案的研究與實施。15口水平井實鉆與研究成果吻合率達90%以上(表1)，投產初期平均產油130 m3/d，初期含水率低于60%的油井5口，較好的驗證了成果的合理性，水平井加密挖潛后，油田產量提升效果明顯(圖10)，也為后續進一步挖潛打下了堅實基礎。

圖10 CFD11-X油田水平井加密挖潛效果Fig. 10 Encryption and potential effect of horizontal well in CFD11-X oilfield

表1 CFD11-X油田15口水平井設計與投產情況對比Table 1 The Comparison between the horizontal well design and the actual production situation

5 結論

(1)對于CFD11-X油田NgⅢ下油組底水油藏，通過動靜資料對隔夾層進行研究，明確孤立型單砂體、堆積垂疊型復合砂體、切割垂疊型復合砂體儲層結構模式決定了隔夾層從穩定發育、不穩定發育到不發育，建立的基于模式控制的定向井、水平井資料聯合隔夾層識別及不同隔夾層模式下水平井的動態響應模式為隔夾層精細刻畫提供了有利條件。

(2)CFD11-X油田NgⅢ下油組底水油藏隔夾層發育，水平井開發模式下縱向隔夾層對底水的遮擋特征存在明顯差異。各旋回之間，隔夾層穩定至不穩定發育，對底水的遮擋表現為遮擋型或半遮擋型，各旋回內部隔夾層多呈不穩定發育，對底水的遮擋表現為無遮擋或半遮擋型。遮擋型和半遮擋型區域對底水的抑制作用使得該區剩余油富集。

(3)針對CFD11-X油田NgⅢ下油組底水油藏水平井開發現狀，基于隔夾層精細刻畫及剩余油分布影響因素分析，推薦無遮擋區開展井間加密挖潛、低井控區開展有效動用挖潛、遮擋區開展縱向立體加密挖潛，礦場實踐結果表明，該方法及思路改善了油田開發效果，也可供國內外底水油藏剩余油的高效挖潛借鑒。