渤海S油田层内夹层控制下的剩余油分布模式

刘 超 李云鹏 张 伟 冯海潮 王颍超

(中海石油(中国)有限公司天津分公司渤海石油研究院， 天津 300459)

渤海S油田层内夹层控制下的剩余油分布模式

刘 超 李云鹏 张 伟 冯海潮 王颍超

(中海石油(中国)有限公司天津分公司渤海石油研究院， 天津 300459)

为分析总结层内夹层控制下的剩余油分布规律，开展了渤海S油田夹层构型解剖和数值模拟分析研究。研究表明：层内夹层以泥质夹层和物性夹层为主，呈现低密度、弱连续分布特征。层内夹层的延伸规模、发育位置及注采井钻遇率等因素控制着剩余油的分布位置和富集程度。层内剩余油分布模式主要有夹层顶部富集型、夹层上下富集型和夹层底部富集型3种。

剩余油分布； 层内夹层； 储层构型； S油田

随着注水油田开发进入高含水期，夹层对于水淹程度及剩余油分布的影响日益显著，剩余油分布情况异常复杂，挖潜难度增大。针对储层夹层，有关学者主要围绕夹层的成因、分类和展布特征等方面进行了相关研究[1-2]，而对夹层分布样式、夹层对剩余油的控制作用等方面研究较少。特别是由于层内储层非均质性(层内物性差异及夹层)的存在，即使采出程度高、水淹严重的主力油层，其层内动用程度也是不同的，仍有大量剩余油富集。因为层内夹层的存在，将油层分隔为多段，减少了注水和产液的有效截面积和有效厚度，同时在平面和垂向上阻挡或延缓注入水驱替。因此，层内夹层对于层内动用状况和水驱波及体积系数及剩余油分布具有重要影响，深入研究层内剩余油也是油田开发调整和精细挖潜的主要目的。

在渤海S油田隔夹层构型精细解剖的基础上，通过建立层内夹层分布的概念模型，采用数值模拟手段分析层内夹层对剩余油的控制作用，总结了层内剩余油分布模式，以期为油田后期调整挖潜和实施稳油控水措施提供依据。

1 研究区概况

S油田位于渤海湾盆地辽东湾区域辽西凹陷中段，边界断层上升盘上发育的断裂半背斜构造。油田主力含油层系为渐新统东营组二下段，为三角洲前缘亚相沉积，水下分流河道和河口坝为主要沉积微相。具有层系多，油层厚，储层孔渗物性好，层系间渗透率差异大，非均质性强等特点[3]。

S油田采取滚动开发模式，先后分Ⅰ期和Ⅱ期进行开发。经过多轮次的开发调整，目前油田已进入高含水期，采用行列式注水开发井网，油水井排间距为300～350 m，油井间距为250～300 m。

2 层内夹层分布特征

夹层主要是由于沉积时水动力条件的差异，不同沉积构造、岩相组合的物性差异较大，沉积的短期间断会在层内发育粉砂质泥岩、泥岩粉砂等细粒沉积，形成不渗透或渗透性差的，对油气的流动、运移或聚集产生作用的泥质或物性条带，具有增强层内非均质性的作用，在油田注水开发过程中可作为渗流屏障。

此次研究在岩心识别夹层的基础上，通过岩电标定和特征测井曲线(自然伽马、浅侧向电阻率与密度)分析，建立了夹层测井识别标准，进而对全油田未取心井进行夹层识别[4]。采用“模式指导，多维互动，动态验证”思路，在三角洲前缘储层构型研究指导下，结合密井网区生产动态及水淹解释资料，确定了S油田层内夹层的展布特征(图1)。层内夹层以泥质夹层和物性夹层为主，偶见钙质夹层。层内泥质夹层与物性夹层的区分主要在孔隙度和渗透性等参数方面：泥质夹层的孔隙度、渗透率很低，基本不具渗透性；而物性夹层具有一定的孔隙度和渗透率，但未达到有效储层的物性下限。层内夹层展布多与沉积界面平行，平面相对稳定，钻遇率一般在70%，岩性以细砂、泥质粉砂岩、粉砂质泥岩为主。厚度一般小于1 m，主要集中在0.3～1.5 m范围，平均为0.8 m，延伸规模在200～1 000 m，宽度为200～800 m，渗透率普遍小于10×10-3μm2，呈现出低密度、弱连续的分布特征。

图1 S油田层内夹层分布特征(顺物源方向)

3 模型设计与分析

层内夹层多为单期砂体之间的叠合面，一般为泥质夹层或者渗透性差的物性带，加剧了层内非均质性，造成了流体流动的不均匀性，使得夹层附近储层参数发生异常变化，进而对剩余油的分布产生影响。文献[5]和[6]就夹层对水驱效果及剩余油分布的影响作用开展了相关物理模拟实验，取得了一定认识。此次研究结合S油田层内夹层展布特征，通过层内夹层概念模型的建立，模拟了夹层在垂向上不同位置、平面上不同展布规模等变化过程，分析总结了夹层控制下的层内剩余油分布模式。

概念模型为一个简单的注采单元，设计厚度 10 m，纵向网格大小为0.5 m。夹层位于上、下油层之间，且平行分布，考虑夹层厚度变化不大，且为低渗或非渗透层，模型中统一设定为1.0 m。依据S油田实际油藏参数，注采同步，采油井和注水井均全井段射孔，所有模型均水驱至极限含水率(fw=98%)情况下进行过程模拟。

3.1夹层延伸规模

为研究不同夹层发育规模条件下水驱油差异和剩余油富集状况，分别设置了夹层长度为1/4、1/2、3/4、1个井距条件下的4个模型。模型中注采井距300 m，储层均质，渗透率取油田平均值2 μm2。数值模拟结果显而易见：随着夹层长度的延伸，对剩余油分布的影响也越大，剩余油越富集。夹层不同延伸规模条件下的剩余油分布见图2。从剩余油富集位置来看，夹层底部区域为剩余油主要富集区。从最终采收率来看，夹层长度分别为1/4、1/2、3/4、1个井距时对应的最终采收率分别为39.6%、39.1%、38.7%、38.4%。

3.2夹层分布位置

夹层分布位置对剩余油的控制作用亦非常明显。注采井与夹层的不同匹配关系对剩余油形成的作用程度亦不同[7]。在一个注采井组中按照夹层分布位置的不同，可分为油水井共同钻遇、油水井分别钻遇及油水井均未钻遇，不同夹层发育位置对剩余油的富集控制作用也不同[8]。模型中注采井距300 m，储层均质，渗透率取油田平均值2 μm2，夹层共设有上下2层，等距分布。

注采井与夹层不同匹配关系下的剩余油分布见图3。从数值模拟剩余油饱和度剖面分析来看，若注水井和采油井钻遇相同夹层，采油井和注水井范围内夹层底部有大量剩余油富集，最终采收率为36.6%；夹层位于注水井和采油井中间，对剩余油的控制作用最小，最终采收率为38.9%；若采油井与注水井未同时钻遇相同夹层，因夹层的遮挡作用，剩余油主要富集在夹层发育的区域。其中，若注水井钻遇夹层，则可与采油井形成更好的注采对应关系，有效改善注水波及范围；若采油井钻遇夹层，则注采对应关系不好，在夹层底部靠近采油井区域形成较大范围的剩余油富集。从采收率结果来看，注水井钻遇夹层的最终采收率为38.2%，高于采油井钻遇的情况(37.5%)。

图2 夹层不同延伸规模条件下的剩余油分布

图3 注采井与夹层不同匹配关系下的剩余油分布

4 剩余油分布模式

随着S油田进入高含水开发阶段，由于沉积韵律、粒度等方面的不同，砂体纵向上存在渗流差异，韵律性成为影响层内剩余油分布规律的重要因素之一。近年来，越来越多的储层内部非均质性研究表明，层内夹层作为储层内部渗流屏障，可以阻止注入水的垂向运移，影响水淹在纵向上的发育部位和发育程度，对界面上下油层中剩余油的分布产生影响[9-10]。

此次通过数值模拟方法研究了渗流屏障(层内夹层)和渗流差异(韵律性)同时存在条件下的剩余油分布模式：夹层顶部富集型、夹层上下富集型和夹层底部富集型。

4.1夹层顶部富集型

剩余油主要分布在夹层之上的韵律层底部区域。此类模式为2个反韵律砂体在垂向上的叠加组合，主要为河口坝微相砂体沉积。由于夹层上、下2个砂体内部渗透率级差较大，油水运动主要受顶部高渗向上运动和重力向下运动双重影响，易形成顶部水淹。同时，夹层作为层内渗流屏障会阻碍注入水向下运移，加剧了砂体纵向上的非均质性，剩余油主要富集在夹层之上韵律层底部，物性相对较差的区域，均匀驱替型剩余油分布模式见图5。

图4 夹层顶部富集型剩余油分布模式

图5 均匀驱替型剩余油分布模式

剩余油集中于夹层上部和下部区域，即上部砂体渗透性相对较差的底部和下部砂体高渗的顶部。此类模式为反韵律和均质韵律砂体的垂向叠加组合，上部砂体为级差较大的反韵律沉积，注水过程中易形成顶部水淹，造成底部剩余油富集；下部砂体为级差较小的均质韵律沉积，重力在水驱过程中起决定性作用，易在底部形成优势通道，水淹严重，造成顶部注水波及较轻，剩余油富集。最终，在砂体韵律性和夹层的共同作用下，剩余油富集的位置主要是在夹层界面的上下区域。

4.3夹层底部富集型

夹层底部富集型剩余油分布模式见图6。剩余油主要分布在夹层之下的韵律层顶部区域。此类模式为均质韵律和正韵律砂体的垂向叠加组合，主要为三角洲前缘水下分流河道砂体沉积，在研究区分布较普遍。可以看出，无论是均质韵律与均质韵律、正韵律与正韵律组合及均质韵律与正韵律组合，均表现为夹层底部剩余油富集特征。由于夹层上、下2个砂体内部渗透率级差较小，在重力作用的影响下，易于形成底部水淹，顶部水淹相对较轻，剩余油富集。上、下2个砂体间存在的夹层会形成渗流屏障，阻碍注入水向下运移。最终，剩余油主要分布于夹层之下韵律层顶部渗透性相对较高的区域。

图6 夹层底部富集型剩余油分布模式

5 结 语

(1) S油田层内夹层以泥质夹层和物性夹层为主，厚度一般小于1 m，呈现出低密度、弱连续分布特征。

(2) 夹层延伸规模对层内剩余油分布有明显控制作用。随着夹层长度的延伸，夹层顶部和底部区域的剩余油也更加富集。

(3) 夹层分布位置影响着层内剩余油的富集程度。当采油井钻遇夹层情况下，夹层对剩余油分布的影响更大，剩余油更为富集。

(4) 建立了渗流屏障(层内夹层)和渗流差异(韵律性)控制下的3种层内剩余油分布模式，即夹层顶部富集型、夹层上下富集型和夹层底部富集型。

[1] 卢虎胜,林承焰,程奇,等.东营凹陷永安镇油田沙二段三角洲相储层构型及剩余油分布[J].东北石油大学学报,2013,37(3):40-46.

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[3] 刘超,马奎前,陈剑,等.旅大油田非均质性定量表征及开发调整[J].油气地质与采收率,2012,19(5):88-90.

[4] 阎海龙,孙卫.水下分流河道砂体中夹层的识别及定量分析：以靖安油田盘古梁长6油层为例[J].西北大学学报(自然科学版),2006,36(1):133-136.

[5] 岳大力,赵俊威,温立峰.辫状河心滩内部夹层控制的剩余油分布物理模拟实验[J].地学前缘,2012,19(2):157-161.

[6] 屈亚光,丁祖鹏,潘彩霞,等.厚油层层内夹层分布对水驱效果影响的物理实验研究[J].油气地质与采收率,2014,21(3):105-107.

[7] 王延章,林承焰,温长云,等.夹层分布模式及其对剩余油的控制作用[J].西南石油学院学报,2006,28(5):6-10.

[8] 崔建,李海东,冯建松,等.辫状河储层隔夹层特征及其对剩余油分布的影响[J].特种油气藏,2013,20(4):26-30.

[9] 杨圣贤,严科.河口坝储层内部结构及对剩余油分布的影响[J].西南石油大学学报(自然科学版),2016,38(4):56-62.

[10] 李志鹏,林承焰,董波,等.河控三角洲水下分流河道砂体内部建筑结构模式[J].石油学报,2012,33(1):101-105.

Abstract:In order to analyze the remaining oil distribution law controlled by interlayer, the reservoir architecture and numerical simulation analysis of interlayer were carried out in Bohai S oilfield. The results present that interlayer was mainly composed of clay interlayer and physical interlayer, showing a low density, weak continuous distribution characteristics. The remaining oil distribution and enrichment were controlled by the extension scale, distribution position of interlayer and the relationships with injection wells and interlayer. The internal remaining oil distribution patterns can be divided into three models: the top type interlayer, the up-down interlayer and the bottom interlayer.

Keywords:remaining oil distribution; interlayer; reservoir architecture; S Oilfield

InternalRemainingOilDistributionPatternControlledbyInterlayer:TakingSOilfieldinBohaiasanExample

LIU Chao LI Yunpeng ZHANG Wei FENG Haichao WANG Yingchao

(Bohai Petroleum Research Institute, Tianjin Branch of CNOOC Ltd., Tianjin 300459, China)

TE122

A

1673-1980(2017)05-0030-05

2017-05-29

国家科技重大专项“海上油田丛式井网整体加密及综合调整油藏工程技术示范”(2011ZX05057-001)；国家科技重大专项“渤海油田加密调整及提高采收率油藏工程技术示范”(2016ZX05058-001)

刘超(1984 — )，男，硕士，工程师，研究方向为油田开发地质。