埕北油田次生底水形成机制及边水推进特征

苏彦春

(中海石油(中国)天津公司渤海油田勘探开发研究院，天津塘沽 300452)

埕北油田次生底水形成机制及边水推进特征

苏彦春

(中海石油(中国)天津公司渤海油田勘探开发研究院，天津塘沽 300452)

针对埕北油田的开采现状，分析了埕北油田储层具有底部岩石颗粒粗、顶部岩石颗粒细的正韵律特征，大量的产液剖面、吸水剖面和开发过程中的测井资料综合显示该油田由于边水侵入在油层底部形成了次生底水层。探讨了次生底水形成的机理，明确了油藏综合含水率上升的主要控制因素，并对边水推进特征进行了研究，认为该油藏剖面上油层底部边水推进快、水淹严重，平面上边水体推进均匀、没有边水突进现象。

渤海湾盆地;埕北油田;正韵律地层;次生底水;边水推进

埕北油田是渤海海域已开发油田中开发效果最好的油田之一[1]，开采30多年来，地层压力仅下降0.5 MPa，压力保持水平达到97.0%，天然地层能量充足，表现出刚性水压驱动的特点。目前，油田的地质储量采出程度达到42.2%，综合含水率87.1%，进入到高含水开采阶段。为了继续保持该油田的高效开发，达到“稳油控水”的目的，需要明确影响含水率上升的主要地质因素。本文从岩石组合特征和粒度变化特征入手，根据生产动态监测资料以及多种测井曲线水淹特征的组合，分析了油层次生底水形成的机理，为油田开发制定有针对性的调整挖潜措施提供指导。

1 油田地质特征

埕北油田位于渤海西部海域，距天津市塘沽区88 km，油田范围内平均水深16.0 m。区域构造上，埕北油田位于埕北低凸起的西端，西-南边界紧靠埕北凹陷，北面与沙南凹陷相邻。埕北油田构造基底为中生界断块潜山，新生界古近系东营组地层直接超覆在潜山风化面之上，受后期构造作用的影响，油田的主体部位拱升，形成较典型的披覆背斜构造(图1)，是油气富集的有利区带。主力油层东营组二段平均孔隙度为28.8%，平均水平渗透率为1670.0×10-3μm2，孔隙连通性好，具有高孔、高渗的油藏特征。

2 次生底水形成机制

埕北油田无水采油期短，当油藏投入开发后，在水区和油区之间形成一定的压力降，边水开始内侵，水的侵入量与含油边缘到各生产井的渗滤阻力有关。当油层为正旋回沉积时，内外含油边缘的渗滤阻力相差更大，易造成边底水沿底部窜进形成次生底水层。

图1 埕北油田东二段油藏剖面图

2.1 正韵律地层的产液剖面特征

根据区域地震相、岩石粒度和岩石学分析以及埕北油田6口井的岩心观察与描述，该油组泥岩颜色以灰绿色为主，显示滨浅湖环境，砂体显示明显的正韵律特征。正韵律地层底部岩石颗粒粗、顶部岩石颗粒变细，反映沉积环境的水动力条件由强变弱，砂体底部可见冲刷，砂体中上部见板状交错层理，显示典型的辫状河道、河道沙坝层序特征。如B3井在正韵律层序下的产液剖面测试结果表现出底部油层产液量大、水淹程度明显比上部油层大、水淹速度比上部油层快的特点(图2)。

2.2 油层底部水淹的测井特征

随着埕北油田勘探开发程度的提高，各种测井、钻井及岩心分析化验资料日益齐全。利用丰富的常规测井资料，结合区域沉积微相展布特征及开发动态资料，可以有效地研究水淹情况。不同水淹类型的水淹层，其水淹特征和测井响应特征等不同[2]，水淹层自然电位曲线基线偏移，曲线减小幅度增大[3]；地层电阻率随水淹减小变化，其微电极电阻率幅度差减小[4-5]；水淹层中黏土矿物吸水膨胀致使声波时差增大[6]；自然伽马在水淹层中随黏土矿物被边部入侵的水冲走而降低。

图2 埕北油田B3井正韵律层序及产液剖面测试图

根据A19和A23等油井的饱和度测井解释结果，上部油层含油饱和度一般较高，而下部油层水淹较严重、含油饱和度较低，底部油层表现为强水淹。

2.3 次生底水形成机理

正韵律地层底部层段渗透率相对较高，边水沿高渗透的低部位突进较快， 底部水淹严重，含水率上升快；上部岩性较差，渗透率相对较低，水淹程度低。正韵律地层边部水表现为下偏的水线推进，水淹程度上轻下重，与地层正韵律沉积相符合。埕北油田东营组油藏投入开发后，内含油边缘向高部位推进，在油藏的底部形成一个油水界面倾斜的次生底水层(图3)。

图3 埕北油藏强边水形成次生底水层示意图

油藏数值模拟结果显示：埕北油田II油组边底水均匀推进，从低部位向高部位逐渐推进，油水界面附近的井见水早、水淹严重、综合含水率高；高部位井见水时间一般相对较晚，水淹程度低。从埕北油田II油组CBB9～CBB20连井切面剩余油剖面分布特征图(图4)可以看出，水淹方向为从油水界面向高部位推进。实际动态数据分析表明，CBB9井、CBB2井处于同一水淹级别内；动态数据分析表明，两口井的见水时间相差不大，于1987年4月见水；CBB1井于1988年6月见水；CBB20井见水最晚，见水时间为1989年7月。

图4 埕北油田II油组连井切面水侵剖面分布特征

3 油藏边水推进特征

3.1 油藏水体压力分析

埕北油田天然边水能量充足，原始地层压力16.6 MPa，2013年8口井测试的地层压力平均值16.1 MPa，地层压降较小。以埕北油田的测压数据为依据，对水体大小进行了敏感性分析。在模拟水体大小的过程中，随着水体体积的增大，地层压力进一步上升，当水与油的体积之比为120倍左右时，模型计算压力与实际地层压力接近。这类大水体的边水能量使埕北油田表现出边水刚性水压驱动类型的特征，是油田开发效果最好的一类驱动类型，最终采收率最高可达到60%。

埕北油田是一个具有气顶和边水的构造层状油藏，水油体积比较大。开发初期，由于构造高部位油井受边水影响较小，随着油田开采时间增长，地层压力下降，边水逐渐向油田内部推进。在平面上，边水推进较为均匀，没有边水突进的现象，平面波及系数高，目前油藏平面波及系数高达100%。

3.2 边水推进特征

埕北油田在平面上边水推进较均匀，没有边水突进现象，不同开发阶段其边水推进速度不同(图5)。低含水阶段，边水推进速度较慢；进入中含水阶段后，边水推进速度逐渐加快；进入高含水阶段后，边水推进速度进一步加快，油井已全部见水。在纵向上，自下而上边水推进逐渐减弱，符合正韵律油藏特点。油田目前的平均含水率为87.13%。

图5 埕北油藏不同开发阶段综合含水率变化对比

4 结论

(1)埕北油田地层能量充足，投入开发后在水区和油区之间形成压力降，边水内侵，当油层为正旋回沉积时，内外含油边缘的渗滤阻力大，造成边底水沿底部窜进形成次生底水层。

(2)埕北油田剖面上在油层底部次生底水导致底部水淹严重，含水率上升快；在平面上边水推进较均匀，没有边水突进现象。

[1] 蒋维军，温哲华，姜晶，等.埕北油田高含水后期稳产技术研究与实践[J].钻采工艺，2013，36(4)：64-66.

[2] 王乃举.油田开发测井技术及应用[M].北京:石油工业出版社，1995：103-109.

[3] 宋子齐，何羽飞，孙宝佃，等.文 15 块沙三上段油层水淹模式及其测井解释[J].断块油气田，2011,18(3)：346-351.

[4] 贺顺义，谢楠，彭洪波，等.水淹层测井识别方法研究及效果验证[J].海洋石油，2010,30(2)：91-95.

[5] 侯连华，王京红，刘泽容.水淹层测井评价方法[J].石油学报，1999, 20(3)：49-55.

[6] 高印军，李才雄，王大兴，等.水淹层测井解释技术研究与应用[J].石油勘探与开发，2001, 28(5)：42-45.

编辑：李金华

1673-8217(2015)02-0090-03

2014-11-18

苏彦春，高级工程师，硕士，1973年生，1997年毕业于西安石油学院油藏工程专业，现从事油藏开发研究工作。

中海石油(中国)有限公司重大科技攻关项目(CCL2013TJPZSS1521)资助。

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