油田開發早期儲層非均質性對剩余油形成與分布的控制作用

劉 超，趙漢卿，陳存良

（中海石油（中國）有限公司天津分公司，天津 300452）

油田進入中高含水率階段后，油藏中仍存在動用程度較弱甚至未動用的剩余油[1-2]。如何尋找剩余油富集區，并由此提出調整挖潛策略，是高含水率油田保證未來持續穩產的關鍵因素。對于注水開發的油田，水淹程度和剩余油的分布主要受控于儲層非均質性變化[3-4]，然而儲層非均質性變化不盡相同，前人多注重研究儲層受沉積相影響下的平面物性和隔夾層展布對水淹程度和剩余油分布的影響，而對于非均質性變化與井型井網搭配下，三維空間內儲層內部剩余油展布特征研究較少，本文利用鉆井、測井及油藏動態資料，精細刻畫剩余油富集特征，為油田后期調整挖潛及穩油控水高效開發提供方向。

1 區域地質概況

萊州灣凹陷位于渤海南部海域，為一“北斷南超”的箕狀斷陷湖盆，前人將走滑斷裂帶內部的斜坡帶命名為中央構造帶，與沉積中心的生烴凹陷北洼鄰近，成為油氣聚集成藏的有利場所[5]。

萊州灣凹陷古近系地層三維地震剖面反射特征顯示具有典型的前積結構，是三角洲進入湖盆坡折帶的地震響應，結合凹陷區域構造沉積背景，沙三上段總體發育一套辮狀河－辮狀河三角洲－湖泊沉積體系[6]。辮狀河分布在墾東凸起周緣的盆緣地帶，向湖盆中心依次過渡為辮狀河三角洲和湖泊沉積。沙三上段辮狀河三角洲是凹陷內的沉積主體，分布范圍廣，沉積地層厚度大，辮狀河三角洲相砂巖尤其是延伸至湖盆、與烴源巖相鄰近的辮狀河三角洲前緣砂體，成為凹陷內重要的油氣儲集層。

萊州灣凹陷L 油田含油層段為沙三上段，縱向上分為3 個油組，自上而下為Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ3 個油組，Ⅱ油組進一步分為Ⅱ-1 亞油組和Ⅱ-2 亞油組，主力含油層位為Ⅱ-2 亞油組和Ⅲ油組，沉積環境為近源辮狀河三角洲前緣沉積[7-10]，受水下分流河道所控制，砂體縱向疊置特征明顯，儲層非均質性較強。油田平面上受斷裂控制，為一近東西向狹長斷塊，受油田平面形態影響，油田采用排狀井網，中間一排注水，南北兩側采油。儲層宏觀非均質性與油田開發方式、井網一起控制了油田水淹的突進方向和剩余油的富集模式。

2 儲層非均質性

L 油田處于開發早期，但個別油井出現含水率突破較快的現象，油層中剩余油富集[11-13]。通過分析L 油田的靜態地質資料和油藏動態資料，目前所表現出來的非均質性主要為平面非均質性、層間非均質性和層內非均質性3 種。

2.1 平面非均質性

L 油田為一受斷層夾持的狹長斷塊（圖1），以沙三上段Ⅱ-2 亞油組為例，由于距離油水界面較遠，采油井的水淹主要受注水井影響。通過統計單井鉆遇油層厚度，勾繪油層厚度等值線圖（圖1a），利用油層厚度加權測井解釋滲透率，得到單井平均滲透率，由此勾繪滲透率等值線圖（圖1b）。

圖1 L 油田沙三上段Ⅱ-2 亞油組平面非均質性特征

平面上，采油井的水淹狀況主要受砂巖厚度、滲透率及與注水井的距離所影響。Ⅱ-2 亞油組油層厚值區主要集中在油田西側，主要發育兩期河道：一期為A11井附近，一期為A8-A20-A4 近南北方向，因而A11 井雖然油層厚度大，但距離注水井較遠，且與A20 井為不同分流河道沉積，加之平均滲透率較低，水淹程度較低，僅為23.2%；而含水率超過60%的A4 井和A15 井均距離注水井較近，油層厚度大或者滲透率較高；A7井雖然平均滲透率較高，但由于位于構造低部位，無注水井為其注水，主要依靠邊水天然能量開發，因而水淹程度較低。平面上，注采關系順分流河道方向更容易形成竄流通道，剩余油在河道邊部富集（圖2）。

圖2 L 油田沙三上段Ⅱ-2 亞油組平面剩余油分布特征

2.2 層間非均質性

L 油田單井平均鉆遇19 個單砂體，層間非均質性是由于采油井和注水井的大段合采所導致的，受海上完井工藝影響，每口井最多設置5 個防砂段（圖3），因此，本次所探討的層間非均質性主要為Ⅱ-2 亞油組和Ⅲ油組間防砂段的層間干擾，而非每個單砂體間的層間干擾。另外，Ⅱ-2 亞油組和Ⅲ油組合采主要集中在油層厚度大的油田西側，而東側油層厚度薄，層間干擾較弱。

圖3 L 油田層間非均質性特征

根據探井L-1 井的地層測試資料，計算出Ⅱ-2 亞油組的比采油指數為1.95 m3/（d·MPa·m），而Ⅲ油組的比采油指數高達11.56 m3/（d·MPa·m），二者產油能力相差5.93 倍，表明了其層間干擾較大。

采油井A11 井位于油田西南角的構造高部位，僅A20 井為其注水，結合圖1 平面非均質性，從圖2 可以看出，A11 井與A20 井具有不同的垂向儲層結構，因而二者的連通性較差，且辮狀河三角洲前緣河道發生過明顯的擺動：A20 井附近在Ⅲ油組時期處于主河道位置，之后分流河道作用減弱；A11 井附近在Ⅲ油組時期處于分流河道邊緣，每期次沉積厚度不大，直至Ⅱ-2亞油組時期末期發育一期穩定河道沉積。

從A11 井測井解釋和產液剖面測試數據（表1）可以看出，Ⅲ油組貢獻產液比例達到87%，其中3 號防砂段的2+3 小層，其平均厚度為3.2 m，平均滲透率為863.1×10-3μm2，產液貢獻比例達到51%，而Ⅱ-2 亞油組雖然油層厚度達到15.2 m，平均厚度卻僅為1.7 m，平均滲透率為580.9×10-3μm2，其產液貢獻比僅為13%，該層位采出程度僅為6.2%，計算剩余油儲量仍高達58.94×104m3，層間干擾導致Ⅱ-2 亞油組剩余油高度富集（圖4）。

表1 L 油田A11 井產液剖面數據表

圖4 L 油田A11 井沙三上段縱向剩余油分布特征

2.3 層內非均質性

層內非均質性主要是指一個單砂層垂向上儲集層性質變化[14-16]。以L 油田Ⅲ油組為例，層內非均質性主要表現為正韻律、滲透率級差可達20 以上，底部的高滲層段極易發生層內突進，因而整體具有“底部水淹、剩余油頂部富集”的特征。根據新鉆調整井測井解釋結果（圖5），水淹主要表現在兩方面：一是單河道砂體底部滲透率高，注入水沿河道疊置構型界面逐漸向單河道底部突進，新增鉆井A24 井與注水井A20 井僅100 m之隔，在2 小層底部為強水淹、上部為弱水淹，證明其頂部仍有一定程度的剩余油；二是復合河道砂體，其在A20 井和A24 井的Ⅲ油組3 小層表現為兩期河道垂向切割，而在采油井A12 井表現為河道疊置，中間發育0.7 m 夾層，A24 井底部為強水淹，而頂部為未水淹油層，表明A20 井注入水迅速進入河道底部，沿河道底部向A12 井突進，且A12 井的產出剖面也證實了這一點。

圖5 L 油田層內非均質性特征

3 剩余油挖潛策略

3.1 剩余油形成與分布

L 油田剩余油的形成主要受到了儲層非均質性和井網的影響。油田被夾持在兩條斷層中間，表現為狹長斷塊油田，因而采用排狀井網。剩余油平面分布主要受分流河道展布和注采井方位的影響，注采關系順分流河道方向更容易形成竄流通道，剩余油在河道邊部富集；Ⅱ-2 亞油組和Ⅲ油組表現為不同的沉積特征和油氣充注程度，測試也表明二者產能相差甚遠，受大段合采的影響，層間非均質性導致Ⅱ-2 亞油組油層產出貢獻不及Ⅲ油組，剩余油在Ⅱ-2 亞油組富集；一套單砂層內部受正韻律影響，剩余油主要在頂部富集，尤其是多期河道切割疊置后，頂部剩余油甚至未發生水淹現象。

3.2 剩余油挖潛策略

針對L 油田剩余油分布特點，根據油田生產實踐制定相應的挖潛策略。針對平面富集特征，完善邊部井網或者后期將采油井側鉆至河道邊部，改變水驅路徑和開發井網；針對層間干擾導致的剩余油在Ⅱ-2 亞油組富集，采用分層系開發或者后期關閉Ⅲ油組高含水率油層，實現Ⅱ-2 亞油組油層的有效動用；針對單砂體層內的頂部富集型剩余油，采用有效避射底部潛在水淹層或者采用水平井挖潛頂部剩余油。

4 結論

（1）L 油田水淹狀況和剩余油分布規律主要受儲層非均質性特征影響；L 油田儲層非均質性主要表現為平面非均質性、層間非均質性和層內非均質性；平面上，注采井距和河道方向水淹明顯，剩余油主要在河道邊部富集；大段合采導致層間非均質性嚴重，剩余油在Ⅱ-2 亞油組富集；單砂層內部主要為底部水淹、剩余油在頂部富集，尤其是多期河道疊置，頂部剩余油甚至未發生水淹現象。

（2）針對L 油田剩余油分布規律，制定相應的挖潛策略。針對平面富集型剩余油，完善邊部井網，改變開發井網，提高平面動用程度；針對層間干擾型剩余油，采用分層系開發或者后期關閉高含水率油層，實現剩余油富集油層的有效動用；針對頂部富集型剩余油，采用有效避射底部潛在水淹層或者采用水平井挖潛頂部剩余油。