涠西南油田群复杂断块油藏水驱剩余油精细表征技术及其现场应用*

雷 霄 张乔良 罗吉会 隋 波 杨朝强

(中海石油(中国)有限公司湛江分公司 广东湛江 524057)

涠西南油田群复杂断块油藏水驱剩余油精细表征技术及其现场应用*

雷 霄 张乔良 罗吉会 隋 波 杨朝强

(中海石油(中国)有限公司湛江分公司 广东湛江 524057)

雷霄，张乔良，罗吉会，等.涠西南油田群复杂断块油藏水驱剩余油精细表征技术及其现场应用[J].中国海上油气，2015,27(4)：80-85，92.

Lei Xiao，Zhang Qiaoliang，Luo Jihui,et al.Fine characterization technique of remaining oil after water flooding for complex fault block reservoirs in Weizhou oilfields and its application[J].China Offshore Oil and Gas,2015,27(4):80-85，92.

南海西部涠西南油田群陆相复杂断块油藏，储层厚度薄、夹层多、平面相变快，构造刻画、储层描述困难，注水开发时注水前缘、注水方向难以掌握，剩余油预测难度大。利用复杂构造和储层精细描述技术对断层和储层进行了精细刻画。在精细历史拟合的基础上，提出了用“面通量”作为新指标并用其对数来表征驱替相流场强度的方法，进而结合油田实际将流场强度进行分级评价，形成了水驱剩余油精细表征技术。选取涠洲A油田试验区进行了现场应用，针对表征结果确定了不同油藏流场级别重整提高采收率的主要措施，并利用数值模拟方法对流场重整方案进行了优选，结果表明剩余油挖潜效果较好，预测15年提高采收率4.12%。

涠西南油田群；复杂断块油藏；剩余油；精细表征技术；面通量；流场分级； 现场应用

涠西南油田群的油藏类型以复杂断块油藏为主，断裂系统复杂[1]，油藏开发面临以下难题：①储层多为陆相沉积，具有厚度薄、夹层多、平面相变快的特点，储层预测及砂体刻画难度大；②储层范围内小断层多，且地震资料品质偏低，致使小断层和砂体相变点难以描述；③强非均质性、复杂断块油田油藏描述困难，地质建模很难真实反映地下储层情况，注水开发时注水前缘、注水方向不好掌握，使油田剩余油分布难以准确预测。这些难题导致该地区油藏探明程度低、采出程度低、储量规模及资源潜力落实难、提高产能难、油藏开发实施/调整难等“两低三难”问题。笔者结合涠西南油田群复杂断块油藏特点和油藏开发面临的难题，在精细历史拟合的基础上，提出了剩余油精细表征技术，并在涠洲油田试验区进行了现场应用，取得了较好的剩余油控潜效果。

1 复杂构造和储层精细描述技术

1.1 复杂构造精细描述技术

涠西南油田群圈闭类型主要以复杂断块为主，构造落实难度大，构造描述难点在于断层精细刻画，因此采用了以下两方面技术。

1) 海底电缆采集技术与逆时偏移技术。针对现有地震资料品质偏低的问题，引入了海底电缆采集技术[2-4]。图1为拖缆地震资料和海底电缆资料对比图，可以看出，海底电缆地震资料信噪比明显提高，对底层细节显示更好，突出了断层信息，增强了断层的识别能力，构造显示更加真实可靠。

图1 拖缆地震资料(左)和海底电缆地震资料(右)对比

为改善资料品质，采用了逆时偏移新技术[5-7]。该技术在高陡倾角控盆边界断层成像上有了较大改进，构造格局更加清晰，对于陡倾角的构造及断层归位更加准确，断层两盘地层接触关系清楚，地质现象更加清晰，更有益于开展精细构造解释。

2) 断层精细刻画技术。复杂断块油藏小断层识别技术日趋成熟，方法繁多[8-12],本次研究采用了蚂蚁体追踪技术[11]。该技术利用“蚁群”原理，在地震数据中散播大量“蚂蚁”，并使其按照预设条件对断裂痕迹进行追踪，直到完成断裂的识别，最终得到一个低噪音、具有清晰断裂痕迹的蚂蚁属性体。图2为涠洲11-1油田原始解释的断层方案与根据蚂蚁属性体新解释的断层方案，可以看出新解释方案在含油主体区多了许多小断层，与油田的生产动态更吻合。可见，该技术更好地反映了平面上断层的展布规律，大大提高了砂体断层的识别能力。

图2 涠洲11-1油田断层原始解释方案(左)与新解释方案(右)对比(单位：m)

1.2 储层精细描述技术

针对地质情况复杂、钻井资料少、地震资料品质较低等难点，提出储层精细描述技术：首先通过分级次进行储层精细划分和对比，识别和划分单砂体，并研究其在垂向和平面的叠加样式，从而构建单砂体级的储层建筑结构；其次借助三维地质建模技术，建立单砂体级的储层岩相模型，精细表征储层砂体并刻画其内部的岩相分布，建立具有预测功能的构型模式(图3)。

图3 基于构型研究的地质模型

2 水驱剩余油精细表征技术

以复杂陆相断块油藏为主的涠洲油田群，由于沉积环境下的强非均质性以及断层、井网部署、长期注水冲刷等的影响，造成注水不均匀，局部形成优势流场[13]，剩余油分布复杂，采出程度差异大，剩余油饱和度预测难度大，后期挖潜困难。在精细历史拟合的基础上，提出了流场定量表征技术，可以清晰表征油田不同区域的驱替状况，为剩余油挖潜提供指导依据。

2.1 精细历史拟合技术

涠西南油田群复杂断块陆相油藏储层非均质性严重，渗透率级差达到几十甚至几百，在数值模拟中很难对剩余油饱和度做出准确判断。由于不同的历史拟合“调参”方法会造成剩余油富集区的不同，因此在数值模拟研究中引入了生产测井资料定量拟合技术及虚拟示踪剂技术，并结合地质油藏认识对含油饱和度进行合理质控，提高了模型的合理性及剩余油预测的准确性；同时采用分形法[14-15]计算动态相渗，以更好地反映地下渗流的变化规律[16-18]，使得生产史拟合情况得到了较大改善。

2.2 流场定量表征技术

2.2.1 新表征指标的提出

实际上，流场就是驱替相累积冲刷强度的分布场。油藏流体在多孔介质中的流动所形成的流场具有显著的演变性特征：开发初期，注采系统未完全建立，流场分布相对稳定；开发中期，注采系统的完善及储层非均质性的影响，致使流场分布的非均匀性开始显现，优势流场与非优势流场开始形成；开发后期，流场强弱区域的分布趋于稳定。

前人研究[13，19]均以驱替倍数(过水倍数)即累积通过的流体体积与孔隙体积之比来表征累积冲刷强度，但驱替倍数受网格划分影响显著，在相同水驱倍数下，网格越长驱替程度越高，累积冲刷强度越大，因此只有在相同网格大小下才可以用驱替倍数来表征累积冲刷强度。另外，在实际生产过程中，近井周围流量要远大于其他区域，若网格划分较小，驱替倍数将很高，则会出现不切实际的高累积冲刷强度。

笔者提出用一个新的表征指标——“面通量”来表征累积冲刷强度，其定义为累积通过单位面积上的流体体积，即

(1)

式(1)中：M为面通量；Q为累积注入量；A为横截面积。

通过一个简单的例子来阐述2个参数的差异。如图4所示，注入水沿均质岩心一维流动，岩心孔隙体积为PV，横截面积为A，累积注入量为Q。若分别将岩心均分为n个、2n个、3n个网格，则相对应的每个网格的驱替倍数依次为nQ/PV、2nQ/PV和3nQ/PV，而面通量始终为Q/A，不发生改变。由此可见，网格的划分对驱替倍数会产生显著影响，而面通量则不受网格划分的影响。

图4 面通量与驱替倍数对比示意图

2.2.2 流场强度表征新方法

设想一个油藏是由一个个小网格组成，流体对网格的冲刷可以分解成对X、Y、Z等3个方向的共同作用。设Qx、Qy、Qz为在每个Δt时间内通过X、Y、Z方向所在平面的平均流量，则不同流体相态的面通量可表示为

(2)

式(2)中：DX、DY、DZ分别为X、Y、Z方向上的网格步长。

首先根据油藏数值模拟结果计算得到各小层的驱替相面通量分布。面通量越大，由于时间的累积作用，流体对储层的冲刷程度越大，油藏流场强度越大。对于这种关系，陈付真 等[13]采用升梯形法确定两者之间的隶属函数来表征，即

(3)

式(3)中：L为流场强度值；M为网格的面通量值；a1为面通量最小值；a2为面通量最大值。

该方法在实际应用中存在面通量最大值a2、最小值a1如何取值的问题。若都从当前时间步取值，由于不同时间步最大值不同，会出现原来流场强度较大的区域其流场强度随时间推移而变小的情况(图5)，显然不符合实际；如果从模型预测到油田停产时间步取值，避免了上述问题，但因本身是预测值，人为增加了一个不确定因素。

图5 涠洲A油田X区块不同时间步流场强度分布对比

笔者提出直接将面通量取对数来表征流场强度的方法。当面通量值小于1时，因取对数结果为负值，而流场强度不能为负值，因此在此区间流场强度取值为0。

(4)

注入水冲刷程度大、形成优势渗流通道的区域，根据实际生产数据统计得到的面通量均大于50，近井周围面通量甚至可达100以上。为方便研究，对流场强度进行了分级以更直观的确定流场强度的强弱。首先定义了可动油系数，即表征油藏剩余油中可流动部分所占的比例，定义为

(5)

式(5)中：R可动为可动油系数；So为含油饱和度；S残余为残余油饱和度；S最大为最大含油饱和度。

流场强度大的区域，水驱冲刷强度大，可动油饱和度低；流场强度小的区域，水驱冲刷强度小，可动油饱和度高。根据水驱流场强度、水相面通量及可动油系数之间的定量对应关系，对油藏水驱流场进行分级，划分为强优势流场、优势流场、弱优势流场及非优势流场等4个级别(表1)，这样可以根据油藏驱替相流场强度分布情况确定目前油藏的驱替相驱动状况，分析生产井的受效情况及注采井间的对应关系，同时可以清晰地认识到地层条件下驱替相的流动规律。

表1 涠洲A油田油藏流场分级

3 现场应用

3.1 目标区概况

涠洲A油田位于南海北部湾盆地涠西南凹陷中西部，为一复杂断块构造，其中中块3井区涠三段动用地质储量1 019.25万m3，纵向小层多，合采井多，水驱后剩余油分布复杂，后续开发难度大。

3.2 水驱剩余油精细表征

基于断层精细刻画、构型空间展布研究，建立了三维地质模型，并进行了储量、压力和含水率的历史拟合，拟合效果较好；在此基础上，计算了面通量及流场强度，并绘制了流场等级评价图，为剩余油潜力研究和方案优选奠定了基础。

对该目标区D砂体水驱流场强度、水相面通量、剩余油饱和度、可动油系数分布进行了研究，结果见图6。从图6可以看出，该目标区流场强度大的区域水驱冲刷程度高，剩余油饱和度较低，可动油分布较少；水驱流场强度小的区域水驱波及程度低，剩余油饱和度高，可动油分布较多，富集大量的剩余油。因此，非优势流场、弱优势流场区域的剩余油饱和度高、可动油分布较多，是该目标区挖潜的主要区域。

图6 涠洲A油田D砂体水驱流场强度、水相面通量、剩余油饱和度、可动油系数分布图

3.3 油藏流场重整

流场重整的实质是通过提高非优势流场、弱优势流场区域的水驱流场强度，同时降低强优势流场、优势流场区域的水驱流场强度，改善油藏流场整体分布的不均匀性，更为有效地利用注入水的能量，提高储层的动用程度，最终达到提高采收率的目的。通过分析目前目标区油藏流场的分布状况，结合目标区块的生产状况，确定本次油藏流场重整提高采收率的主要措施如下。

针对强优势、优势流场，主要措施包括：①关停高含水井及与其对应的注水井。高含水井与注水井之间已形成优势流场，导致注入水的无效循环，关停后可降低该区域流场强度，提高注入水的利用效率。②生产井转注。利用高含水井转注，形成新的注采对应关系,新注采井间的水驱流场强度将会提升，从而改善流场分布的不均匀性。

针对非优势、弱优势流场，主要措施包括：①钻新井。在该区域钻新井，增加非优势流场及弱优势流场区域的水驱波及程度，从而提高其水驱流场强度。②层系调整。对在生产井进行纵向调整，包括对现有井改层生产低含水层位或封堵高含水层位等措施，从而在纵向上改善油藏流场分布的不均匀性。

在经济评价的基础上，结合区块特点并通过数值模拟技术对试验区进行了流场重整方案优选。以该目标区D砂体为例，首先将高含水井A1井进行转注，然后在弱优势流场区域部署新井P1井以及利用现有井B7、B20井进行生产。对比目标区D砂体流场重整前后流场强度(图7)可以发现，经过流场重整后流场强度小、剩余油饱和度大的区域的流场强度增加，流场强度分布更均匀，水驱效果得到改善。以提高油田采收率为目标，最终确定试验区块油藏流场重整方案为：针对非优势流场及弱优势流场区域，部署油井12口提高剩余油的动用程度，对处于强优势流场及优势流场区域的2口生产井进行转注，形成新的注采对应关系，预测15年提高采收率4.12%。

图7 涠洲A油田D砂体流场重整前后流场强度分布对比

4 结论

1) 以复杂构造和储层精细描述技术为手段，在精细历史拟合的基础上提出了以“面通量”表征流场强度的新方法，进而结合油田实际将流场强度进行分级评价，形成了水驱剩余油精细描述技术。

2) 涠洲油田矿场实践表明，该技术科学合理、适用性强，在复杂断块油藏，尤其是处于中后期的水驱油藏，具有很好的推广应用价值。

[1] 张智武，刘志峰，张功成,等.北部湾盆地裂陷期构造及演化特征[J].石油天然气学报，2013，35(1)：6-10. Zhang Zhiwu,Liu Zhifeng,Zhang Gongcheng,et al.The chasmic stage and structural evolution features of Beibuwan Basin[J].Journal of Oil and Gas Technology,2013，35(1)：6-10

[2] 王守君.海底电缆地震技术优势及在中国近海的应用效果[J].中国海上油气,2012,24(2):9-13. Wang Shoujun.Technical advantages of OBC seismic survey and its application effects offshore China[J].China Offshore Oil and Gas,2012,24(2):9-13

[3] 王哲,杨志国，龚旭东,等.海底电缆地震资料采集观测系统对比[J].中国石油勘探,2014,19(4):56-61. Wang Zhe,Yang Zhiguo,Gong Xudong,et al.Comparison of OBC seismic data acquisition geometries[J].China Petroleum Exploration,2014,19(4):56-61

[4] 龚旭东，周滨，高梦晗,等.复杂过渡带海底电缆地震资料处理难点及关键技术:以渤海CF过渡带勘探区块为例[J].中国海上油气,2014,26(1):49-53. Gong Xudong,Zhou Bin,Gao Menghan,et al.Processing difficulties and key techniques of OBC seismic data in complex transitional zones:a case of the exploration block in CF transitional zone,Bohai water[J].China Offshore Oil and Gas,2014,26(1):49-53

[5] 杨勤勇,段心标.逆时偏移技术发展现状与趋势[J].石油物探,2010,49(1)：92-98. Yang Qinyong,Duan Xinbiao.Development status and trend of reverse time migration[J].Geophysical Prospecting for Petroleum,2010,49(1)：92-98

[6] 魏程霖.地震资料逆时偏移的关键技术及GPU并行算法[D].青岛:中国海洋大学,2013. Wei Chenglin.Seismic data reverse-time migration and GPU parallel algorithm[D].Qingdao:Ocean University of China,2013

[7] 赵玲芝,王克斌,李道善,等.复杂构造中的逆时偏移技术应用分析[J].新疆石油地质,2013,34(2)：222-224. Zhao Lingzhi,Wang Kebin,Li Daoshan,et al.Analysis on application of reverse time migration to complex geologic structures[J].Xinjiang Petroleum Geology,2013,34(2)：222-224

[8] 孙夕平，杨国权.三维地震相干体技术在目标区沉积相研究中的应用[J].石油物探,2004,43(6):591-594. Sun Xiping，Yang Guoquan.Using coherency cube technique to classify sedimentary facies in the object area[J].Geophysical Prospecting for Petroleum,2004,43(6):591-594

[9] 王彦辉，王欢，李纲.小断层的识别方法[J].大庆石油地质与开发,2000,19(5):31-32. Wang Yanhui,Wang Huan,Li Gang.Identification method of small faults[J].Petroleum Geology & Oilfield Development in Daqing,2000,19(5):31-32

[10] 董志华,周家雄,隋波,等.基于扩散滤波方法的小断层识别技术[J].石油地球物理勘探,2013,48(5):758-762. Dong Zhihua,Zhou Jiaxiong,Sui Bo,et al.Minor fault interpretation based on diffusion filter[J].Oil Geophysical Prospecting,2013,48(5):758-762

[11] 唐琪凌，苏波，王迪，等.蚂蚁算法在断裂系统解释中的应用[J].特种油气藏,2009,16(6):30-33. Tang Qiling,Su Bo,Wang Di,et al.Application of ant colony algorithm in fault system interpretation[J].Special Oil & Gas Reservoirs,2009,16(6):30-33

[12] 刘峰,牟中海,蒋裕强,等.小断层的地震识别[J].地球物理学进展,2011,26(6):2210-2215. Liu Feng,Mu Zhonghai,Jiang Yuqiang,et al.Seismic identification of small fault[J].Progress in Geophysics,2011,26(6)：2210-2215

[13] 陈付真，姜汉桥，李杰，等.油藏流场的定量化描述方法及其应用研究[J].石油天然气学报，2011,33(12)：111-114. Chen Fuzhen，Jiang Hanqiao，Li Jie，et al.Quantitative liquid descripsion method and its application[J].Journal of Oil and Gas Technology,2011,33(12)：111-114

[14] 何坤.基于分形模型油水相对渗透率计算的新方法[J].科学技术与工程，2012，12(27)：7058-7060. He Kun.The new calculation method of oil-water relative permeability based on fractal model[J].Science Technology and Engineering,2012,12(27):7058-7060

[15] 陈田勇，毛鑫，刘仕银，等.利用分形理论计算相对渗透率曲线:以南襄盆地双河油田核桃园组六油组为例[J].石油与天然气地质，2012，33(4)：578-581,590. Chen Tianyong,Mao Xin,Liu Shiyin,et al.Fractal theory-based calculation method of relative permeability curves:a case study from the Hetaoyuan Formation in Shuanghe oilfield,Nanxiang Basin[J].Oil & Gas Geology,2012,33(4):578-581,590.

[16] 钟大康，朱筱敏，吴胜和，等.注水开发油藏高含水期大孔道发育特征及控制因素:以胡状集油田胡12断块油藏为例[J].石油勘探与开发，2007，34(2)：207-211,245. Zhong Dakang,Zhu Xiaomin,Wu Shenghe,et al. Characteristics and controlling factors of high capacity channels of reservoirs at high water cut stage:a case from Block Hu 12 of Huzhuangji Oilfield[J].Petroleum Exploration and Development,2007,34(2):207-211,245

[17] 李存贵，徐守余.长期注水开发油藏的孔隙结构变化规律[J].石油勘探与开发，2003，30(2)：94-96. Li Cungui,Xu Shouyu.Law of pore structure variety in reservoir during a long episode waterflooded development[J].Petroleum Exploration and Development,2003,30(2):94-96

[18] 林玉保，张江，刘先贵，等.喇嘛甸油田高含水后期储集层孔隙结构特征[J].石油勘探与开发，2008，35(2)：215-219. Lin Yubao,Zhang Jiang,Liu Xiangui,et al.Pore structure features of reservoirs at late high water-cut stage,Lamadian Oilfield,Daqing[J].Petroleum Exploration and Development,2008,35(2):215-219

[19] 姜瑞忠，王平，候玉培，等.基于BP神经网络的油藏流场评价体系研究[J].断块油气田，2012,19(3)：319-322. Jiang Ruizhong,Wang Ping ,Hou Yupei,et al.Study on reservoir flow field evaluation system based on BP neural network[J].Fault-Block Oil & Gas Field,2012,19(3):319-322.

(编辑：杨 滨)

Fine characterization technique of remaining oil after water flooding for complex fault block reservoirs in Weizhou oilfields and its application

Lei Xiao Zhang Qiaoliang Luo Jihui Sui Bo Yang Zhaoqiang

(ZhanjiangBranchofCNOOCLtd.,Zhanjiang,Guangdong524057,China)

Continental complex fault block reservoirs of Weizhou oilfields in western South China Sea are characterized of thin stratum, multi-interbed formation, fast planar phase variation, which leads to problems of structure characterization and reservoir description. Therefore, it is difficult to estimate water flooding front, water injection direction and remaining oil. Faults and reservoirs were described by utilizing complex structure and reservoir fine description technique. Based on detailed history matching, a new evaluation index of surface flux was proposed and its logarithm was used to describe drainage phase flow field. Combing the flow field strength grading, the fine characterization technique of remaining oil after water flooding was established. Weizhou A oilfield was selected as a target to apply the technique. Some methods to improve oil recovery at different reservoir flow field levels were determined and flow field reforming schemes were optimized according to numerical simulation. It is concluded that the remaining oil development is better and the oil recovery by prediction will be improved by 4.12% in 15 years.

Weizhou oilfields; complex fault block reservoir; remaining oil; fine characterization technique; surface flux; flow field grading; field application

雷霄，男，高级工程师，主要从事油气田开发方面的研究。地址：广东省湛江市坡头区22号信箱(邮箱：524057)。E-mail:leix@cnooc.com.cn。

1673-1506(2015)04-0080-06

10.11935/j.issn.1673-1506.2015.04.011

TE327

A

2015-04-14 改回日期：2015-05-27

*中国海洋石油总公司“十二五”科技重大专项“ 涠西南凹陷复杂油田开发技术研究(编号：CNOOC-KJ 125 ZDXM 06 LTD 03 ZJ 12)”部分研究成果。