基于构型单元“势控论”研究与剩余油开发效果分析

涂 乙，王亚会，闫正和，高永明，魏启任

（中海石油（中国）有限公司深圳分公司，广东深圳518067）

0 引言

目前，海上老油田剩余油的深度挖潜将是稳产增产的重要举措，相对于陆地油田密井网开采，海上油田一般都是大井距开发、开采难以获得全面的地质资料。利用大胆创新高效开发理念以及技术攻关，提出一套适合海上油田大尺度下的复合砂体精细解剖理论。针对目前海上老油田含水率高、产量递减快以及剩余油分布异常复杂等问题，以小层为基本单元的储层研究已不能满足生产需求，研究重点则为小层单砂体精度转向层内单砂体精度，且在充分利用地震地质资料的基础上，研究复合砂体内部单砂体在纵横向上的连续性、隔夹层发育情况以及单砂体之间的接触关系等。

国内基于构型单元“势控论”研究相对较少。胡光义等［1］提出了海上复合砂体构型理论，论述了复合砂体构型界面、单元、模式、特征以及控制因素；曾祥平［2］将单砂体进一步细分到单一成因单砂体，研究砂体内部构型及各种微地质界面对剩余油的控制作用；张瑞等［3］对储层内部结构差异程度进行了半定量表征研究。因此，仅仅研究复合砂体构型等静态控制因素是不够的，还应结合储层内部流体势等动态因素进行分析。本次研究以单砂体构型为基本单元，从砂体层内油气运移时间和方向来研究剩余油运移和聚集规律，提高剩余油预测精度和准度，以期为海上老油田深度立体挖潜剩余油提供有利的技术支持。

图1 Y油田构造位置及沉积环境Fig.1 Structural location and sedimentary environment of Y oilfield

1 Y油田简况

Y油田是由1985年Y-1 X探井发现的，油田位于南海珠江口盆地北部坳陷带惠州凹陷南部，属于主断层控制下的逆牵引背斜构造，背斜构造形态简单，圈闭面积小，构造幅度低，油田范围内无断层发育，构造走向为北西—南东向（图1）。2014年至今采用新平台开采，目前含水率达到90%，采出程度超过了50%。

Y油田含油层段分布在新近系珠江组，属于上三角洲平原—三角洲前缘沉积，测井曲线为漏斗形—指形，主要发育河口坝—席状砂微相。储层岩性比较单一，以细—中粒长石石英砂岩为主。主力储层内部夹层不发育，非主力储层内部夹层发育，泥质条带和团块较发育，非均质性较强。

2 精细构型解剖

海上油田大井距、稀井网以及钻取资料昂贵，难以获得丰富的地质资料。根据钻井资料显示，中后期开发的海上老油田井距大部分在200 m以上，给油田地质精细研究带来了很大的困难。目前，海上高品质地震主频为20～40 Hz，理论上可分辨10～20 m，只能识别大尺度构型单元，为了采集高品质的地震资料，充分挖掘地震资料信息，在精细地震资料处理与解释的基础上，结合生产井资料研究和识别复合砂体构型界面显得尤为重要［1-3］。储层精细构型解剖，可揭开储层内幕“黑匣子”，聚焦并分析不同期次单砂体对接关系，解密剩余油运移、聚集真相，助力剩余油精准挖潜。

2.1 复合砂体构型识别与刻画

Y油田储层比较发育，在高品质地震资料和沉积背景约束下，复合砂体界面识别和刻画主要采用“纵向分期、横向分界”的方法来实现［3-5］。纵向分期是指以高分辨率层序地层学中基准面旋回理论为指导，以中期旋回的等时沉积标志为基准，根据高程差异，构建等时时间单元，结合地震响应信息，实现纵向砂体对比（图2、图3）。该油田在区域上发育不同厚度（2～50 m）的泥岩沉积可作为对比的标志层。

图2 Y油田复合砂体地震响应刻画Fig.2 Seismic response characterization of composite sand bodies in Y oilfield

横向分界是指根据孤立、侧叠与堆叠区储层地震响应特征差异（图2），识别不同级次储集层构型单元形态、规模和叠置关系，并结合不同期次砂体岩性概率切片、砂体复合平面图以及地震反演剖面，以“复合河道”边界刻画为核心，实现不同级次砂体横向展布（图4）。基于对Y油田每一口井岩性资料分析，统计各层段以及层内不同期次砂体不同岩性出现的概率，分别绘制不同层段或不同期次砂体概率平面切片，初步界定砂体横向发育边界［图 4（a）—（c）］。结合地震砂体属性反演剖面，可清晰厘清各层段或某一期次砂体横向展布规律和范围，综合确定砂体在平面上的发育范围和规模。

图3 Y油田复合砂体“纵向分期”砂体对比Fig.3 Comparison of vertical staging sand bodies in composite sand bodies in Y oilfield

图4 Y油田多期砂体反演展布Fig.4 Inversion distribution of multiphase sand bodies in Y oilfield

2.2 不同级次单砂体展布

（1）主力层砂体发育较厚，夹层规模小且薄，主要为薄钙质夹层。Y油田主力储层一般只发育单期次砂体，纵向上砂体范围大且连片展布，砂体之间主要为叠置关系，连通性好，易形成优势渗流通道，采出程度高，剩余油潜力较小［7-10］。

（2）非主力层储层内夹层类别多、规模较大，发育泥质夹层、钙质夹层和物性夹层，可用来识别单砂体界面［11-13］。以Z9油藏为例，该油藏纵向上发育3期叠置砂体，砂体展布类型多样，包括孤立型、侧叠型和堆叠型。图5中③，④，⑤号小范围半渗滤型夹层，发育在1～3个井区中，厚度为1～2 m，泥质体积分数为20%～30%；②号大范围半渗滤型夹层，发育在2个以上的井区中；①号不渗滤型夹层，厚度大于2 m，泥质体积分数为30%～40%，流体很难渗透推进，这类储层容易形成次生边水驱，可改善剩余油驱替类型，定位挖潜潜力砂体，生产井往往表现出高产高效长命的效果。

同时，表1定量统计了Y油田夹层的分布数据，并研究了夹层与生产井生产效果之间的关系，在夹层分布模式2和夹层分布模式3的情况下，生产井对剩余油的挖潜效果较好，这2种模式主要集中在非主力油藏，因此，非主力油藏是剩余油挖潜的目标。

图5 Y油田Z9油藏近东西向砂泥岩对比Fig.5 Comparison of near WE sandstone and mudstone of Z9 reservoir in Y oilfield

表1 Y油田夹层分布模式统计Table 1 Interlayer distribution patterns in Y Oilfield

3 “势控论”剩余油分布模式

3.1 “势控论”基本原理

Y油田天然能量充足，关停后再开发，储层内部的油水势发生了变化，导致剩余油重新运移—聚集。根据蒲玉国等［6］、常海燕等［7］、韩大匡［8］的研究成果，流体势是指在某一基准参考面，某一渗流单元内单位质量流体所具有的总的机械能［6-8］。该单元内某一点对应的油势、水势计算公式为

式中：φo为油势，m·m/s2；φw为水势，m·m/s2；g 为重力加速度，m/s2；z为测点高程，m；ρw为水密度，g/m3；ρo为油密度，g/m3；h 为总压头，m。

将式（1）与式（2）联立求解得

在特定的油藏内，ρw/ρo与 (ρw- ρo)/ρo为一定值，ho的大小只与hw和z有关。

在静水情况下，hw为一定值，ho的大小只与z测点高程有关，即在含油构造范围内，油水界面呈水平状态，构造闭合区则为低势区（图6）。

图6 Y油田流体势模式（据文献［6］修改）Fig.6 Fluid potential model in Y oilfield

在动水情况下，ho的大小由hw和z共同确定，hw随着岩层方向下倾递降时，ho等值线不再处于水平状态，油水界面表现出倾斜或弯曲状态，倾斜程度的大小取决于油水密度差与水头递降梯度，在受到油藏内静态遮挡元素（构造或者地层）的作用下，形成低势闭合区。

3.2 “势控论”剩余油分布模式

根据构型单元内油、气、水的运移规律，油、气、水三相运移方向遵循从高势区流向低势区，并在低势闭合区运聚成藏。“势控论”的核心是“势”的形成与闭合。“势”形成的过程就是油、气、水在油藏圈闭内由高势区向低势区运移的过程［6-8］。根据剩余油的“势控论”理论，综合考虑剩余油富集静态和动态主控因素，建立了“动态富集再生油藏成藏模式”，即在井控程度低、有岩性边界遮挡以及势能较低的区域内形成低势闭合区（图7）。低势闭合区的形成是剩余油具备经济性、可动性的前提条件。

原始油气成藏的运移时间跨度是以“地质时代”为尺度。动态运移—聚集—成藏，形成再生潜力区或“再生油藏”的时间跨度以“年”为尺度［9-13］。Y油田由于大位移井井况差，井漏严重，递减及含水率上升较快，采出程度偏低，无法有效开发剩余油潜力，因此，于2011年基本关停了所有生产井。2014年依托新平台实施调整井开发生产，这就为剩余油运移—再聚集创造了时间。

3.2.1 主力层剩余油聚集规律

主力油藏（Z11，Z13）储集层物性好，孔隙度大于20%，渗透率大于380 mD，油藏厚度较大，泥质含量较低，砂体连片发育，横向上以堆叠接触方式为主，原油流体具有轻质、低黏度等特点，发育优势流动通道，初期产量很高，底水锥进速率很快，油井见水早，含水率近100%。对于具有边底水能量的高渗性厚层轻质油油藏，剩余油的分布主要由井网构造共同控制，剩余油主要集中在井控低、势能低的构造高部位，零星散落的可动剩余油在较短时间（1 a左右）内可较快地运移，并富集在构造的高部位，主力油藏剩余油从开发调整阶段零散分布，需要1 a以上时间，动态运聚在低势闭合区（构造高部位）形成一定规模剩余油［图7（b）］，主力油藏剩余油一般运移聚集时间短，储量规模小。

3.2.2 非主力层剩余油聚集规律

非主力层储层非均质性较强，砂体接触关系复杂，包括堆叠、侧叠和孤立型，影响着剩余油的分布。以Z9油藏为例，该油藏主要物源来自北西—南东方向，Y-14-2井位于圈闭北西方向构造低部位，于2013年关停；Y-24-2井位于圈闭相对高部位，于2011年关停，其余井均在2009年之前全部关停。2009年Z9油藏构造南边剩余油分布比较分散，主要零星散落在构造圈闭四周，高部位几乎没有剩余油聚集。经过3 a多的时间运移聚集，2013年ODP设计时期开发区南边剩余油聚集了一定规模；2015年初调整井陆续投产开采，剩余油聚集规模进一步扩大。

基于Z9储层构型单元流体势分析，在物源方向形成高势区，同时受岩性边界控制而形成剩余油相对富集的低势闭合区，非主力层低势闭合区剩余油的储量丰度高，具有一定规模和经济性，是剩余油挖潜的重点潜力区。

根据油、气、水遵循从高势区向低势区运移规律，该层零散分布的剩余油，至少需3 a以上的时间进行运移和聚集，并在低势闭合区形成动态富集再生油藏模式。薄层泥质夹层纵向上叠置延缓了流体的流动，经过10 a以上的油水动态运聚，剩余油逐渐向低势区及构造相对高部位富集。

图7 Y油田动态富集再生油藏模式Fig.7 Dynamic enrichment and regeneration reservoir model in Y oilfield

4 剩余油挖潜效果

4.1 主力油藏生产效果

Z13油藏经过1 a左右的时间剩余油动态运聚成藏，2015年初在Z13油藏构造高部位投产Y1-5 H1井，前3个月平均日产油高达200 m3，平均含水率仅为1.8%，2015年底含水率达到60%，含水率上升较快，进入了高含水率开发时期。

Z11油藏于2014年底在构造高部位投产Y1-8 H井，前3个月平均日产油超过300 m3，平均含水率仅为19.8%，2015年初含水率迅速突破60%，进入了高含水率开发时期，截至2018年7月含水率已经超过90%，日产量下降了约3/4，日产油下降较快。

主力油藏生产井均表现出高产高效短命的生产效果，说明构造高部位有剩余油聚集。由于主力油藏易形成优势通道，剩余油规模较小，符合实际生产动态。

4.2 非主力油藏生产效果

非主力油藏（Z5-1，Z5-2，Z6-1，Z6-2，Z8，Z9，Z12）模式，2次关停调整为剩余油运移创造了条件。非主力油藏经过3 a以上的时间，剩余油在低势闭合区聚集成藏。

2015年初，Z9油藏低势闭合区投产Y1-6 H井，前3个月平均日产油超过250 m3，平均含水率仅为3.6%，Y1-6 H井已稳产接近4 a，且含水率上升较缓慢，截至2018年4月，含水率小于40%，稳产时间较长；同年，在Z9油藏构造高部位投产 Y1-3 H井，实际前3个月平均日产油小于60 m3，平均含水率高达79.3%，截至2017年8月，含水率已达到100%，现已关停，远低于低势闭合区Y1-6 H井的生产效果。

开发生产井效果表明：低势闭合区生产井表现出高产高效长命的生产效果。剩余油运移聚集形成再生油藏模式与生产动态认识是一致的。

在Y油田其他非主力油藏Z5-2，Z6-1，Z8和Z12低势闭合区已部署生产井、定向井和水平井，初期平均日产量均达到了200～300 m3，日产能较高，也说明了在受岩性边界和流体势综合控制而形成的低势闭合区挖潜剩余油的正确性。

5 结论

（1）海上大井距条件下复合砂体识别和刻画对高品质地震资料依懒性大，结合生产井资料研究和识别复合砂体构型界面，能大大提高砂体边界的刻画精度。

（2）基于构型单元进行“势控论”研究，主力油藏零星散落的可动剩余油能较短时间内（约1年），富集在井控低、构造高部位的低势闭合区，生产井表现为高产短命生产效果；非主力油藏零星散落的可动剩余油约3年以上时间，运移聚集在井控低、岩性边界遮挡的低势闭合区，生产井表现出高产高效长命的生产效果，是剩余油挖潜的重点潜力区。

（3）构型精细解剖与“势控论”结合，构建的“动态运聚再生油藏模式”，拓展了剩余油挖潜研究思路和方向，对该类中后期老油田剩余油挖潜具有重要的战略意义。