A油田深水浊积岩剩余油分布研究

张新春，陆文明，李林地，张 洪，石军太，宋兆杰

(1.延长油田定边采油厂，陕西 延安 716000;2.中国石化石油勘探开发研究院，北京 100083;3.中国石油大学(北京)石油工程学院，北京 102249;4.中国石油大学(北京)非常规能源研究院，北京 102249)

0 引言

浊流是呈湍流状态流动具有牛顿流体性质的重力流，受到重力滑塌等外力作用沿海底斜坡向下运动，外力逐渐降低时通过悬浮沉降方式卸载沉积颗粒形成浊积岩，正递变层理是浊积岩最可靠的识别标志[1]。深水浊积岩储层年代新、埋藏浅，导致成岩作用不强、胶结弱，因而储层物性普遍较好[2]。油气主要储存在深水浊积扇的浊积水道和朵叶体席状砂中。因其物性好，生储盖组合佳，圈闭丰富，成为目前勘探开发的重要目标，在构造油气藏储量很难有所突破的背景下，作为隐蔽油气藏的代表日益成为勘探开发的关注重点[3]。深水浊积岩储层分布十分广泛，在非洲西海岸，渤海湾盆地陆相湖盆的陡、缓坡带，塔里木盆地寒武系碳酸盐岩储层都存在此类储层，其中西非海岸盆地深水区(现今水深大于500 m)共发现了约180个油气田，总可采储量达57.24×108m3(360×108bbl)油当量[4]。基于其重要地位，国内外学者对其进行了深入研究，包括浊流和砂质碎屑流理论研究[5-9]，浊积扇形成机制研究[10-13]，浊积砂体分布及砂体和流体识别技术[14-17]，浊积砂体沉积相和储层构型研究[18-19]。但浊积岩水道切割和叠置频繁，侧向摆动剧烈，水道内部岩性变化复杂，造成内部非均质性很强，而海上油田钻井成本高，井网密度小，少量钻井进入高含水阶段，水窜较为严重，采出程度低于50%，在水道边缘及席状砂内部存在相当数量剩余油，储层平面和纵向非均质性造成注水措施不见效[20-22]。针对储层强非均质性进行的剩余油研究相对不足，该文研究了浊积岩储层剩余油分布及主控因素，对该类油田有效开发至关重要。该研究利用地震和测井资料研究沉积相，以水道砂体分布作为基础，结合构造、注采及四维地震解释成果等动静态资料，研究目的油田4个主力层剩余油分布模式和主控因素，并用数值模拟成果进行了有效检验。该研究成果为该类浊积岩油田剩余油分布研究及由此控制开发方案编制和调整提供了借鉴。

1 地质和油藏背景

下刚果盆地位于非洲西部，沿加蓬、刚果(布)、刚果(金)和安哥拉等国的海岸西侧分布。盆地主要发育中生代晚侏罗世—新生代地层。其中深水区的盐上新生界浊积岩是盆地内最重要的油气成藏组合，新生界浊积砂体主要分布于渐新统和中新统地层中，盆地南部主要展布渐新统浊积水道。而研究B区块位于下刚果盆地南部，位于非洲西海岸，距海岸160 km，水深1 200～1 800 m，含油面积140.5 km2，地质储量22亿桶，主要包括5个油田。研究区A油田位于最西部(如图1所示)，发育构造-岩性复合圈闭，A油田由早到晚发育4套储层，分别为中生界始新统O76，O74，O73及O71层浊积水道和席状砂，油气大部分储量位于O71和O73层，油田受断背斜构造控制，储层孔隙度为22%～28%，渗透率为300～3 000 mD，原油黏度为0.520～0.796，油藏压力为24.6～33.1 MPa，温度为75～95℃，属于具有边底水中高孔高渗深水砂岩油藏[23-24]。

图1 A油田位置图Fig.1 A oilfield location

目前该油藏部署5采5注，注水井分别为A-IA，A-IB，A-IC，A-ID，A-IE;采油井为A-PA，A-PB，A-PC，A-PD，A-PE。A油田存在的问题主要是多层合采，纵向上非均质性导致各层水驱不均衡。从平面上来看，井网部署采取高部位采油、低部位注水，从位置上可分为东、中、西3块，纵向上4个小层合采。油田目前采出程度近70%，注水造成的高含水矛盾突出，如何有效采出剩余油成为关键。

2 沉积相研究

对研究区沉积环境及钻井岩芯的岩性、物性进行综合研究，结合测井相研究成果并参考甲方相关研究报告，划分出4种主要沉积微相，如表1所示。浊积水道沉积是地震作用或自身重力作用下，来自陆源三角洲前缘斜坡带的砂体不断堆积，沿着一条主沟道(水动力较强)或多条沟道(水动力较弱)向海盆中心移动形成的条带状浊积岩沉积，是沉积物从陆架搬运到深海平原的主要通道，其中心物性较好的部位形成的高净毛比砂岩即为水道轴[25]，浊积席状砂是水道砂体在波浪簸箕作用下，在其前端附近形成砂泥混合(液化现象)沉积，或由于压实沉陷作用而在浊积水道远端形成的舌状、席状或椭圆状细粒砂泥质混合沉积[26]。水道边缘沉积类似于牵引流河道，当引发浊流的事件频繁，短期内不断加积，沉积物太高漫溢出水道，沿着水道周围形成近似平行于水道的砂泥互层沉积，沉积物粒度较细，主要是细砂岩、粉砂岩及泥岩的薄互层组合，物性较差，但由于流动性差在注水开发过程中可以形成部分剩余油。水道间湾泥则为半深海泥质沉积，包围着浊积岩，形成良好的盖层和生油层。

2.1 单井相研究

以油田代表生产井A-PE井为例，研究其单井沉积相分布状况。4个目的层上分别存在1～2层主水道形成的水道轴，主水道上部发育水道边缘，水道被水道间湾泥包围，O76和O74层水道厚度较薄，而O73和O71层水道厚度较大，如图2所示。

图2 A油田生产井单井沉积相Fig.2 Single well facies of A oilfield

2.2 剖面地震沉积相及平面沉积相

研究区A油田范围大而钻井稀少，单井难于控制具有较强平面非均质性的水道砂体，因而单井剖面相研究意义有限。为了纵向上了解4个层位水道砂体变化情况，在甲方提供的地震测线中，由北向南水道展布方向选取了5条不同地震主测线421，371，321，231及191进行解释，研究其水道砂体、水道边缘砂体和席状砂分布情况，通过对5条地震测线地震相详细解释，直接标定了4个不同层位对应沉积时期水道中心轴、水道边缘及水道前缘席状砂分布状况。该文仅再现水道砂体分布最广、储量最多的O71层储层砂体分布(图3中仅给出3条剖面解释图)。421地震测线位于O71水道体系最前端，即主水道位置，地震测线上可以明显看到剖面中部和西部各有一水道中心(表现为反射波同相轴轴上翘)，两边地层减薄，变为水道边缘;371地震测线位于水道砂体前端，但砂体已经由一个主水道分流成2个分支水道，中部和西部水道轴部更加明显，厚度变大，水道间距也变大(高点向下重力作用增强，水道下切作用变大);321地震测线位于水道砂体中下部，中部和西部水道轴部宽度增加，水道间距进一步变大;231地震测线位于水道砂体下部，中部水道分化成2个水道，出现西部、中部和东部3个水道轴，由于下部水道漫溢作用，水道轴产状变平，厚度减小;191地震测线位于水道砂体末端，水道轴漫流形成席状砂，地震测线上表现为地层产状变平，轴部消失，形成数个厚度较小且均匀的席状砂团块。

图3 A油田地震测线解释剖面及标定的O71层水道分布Fig.3 Seismic lines interpretation section of A oilfield O71 layer

为进一步研究O71层沉积相及砂体分布，给出了由中石化研究院提供的、依据三维地震资料解释形成的O71层有效砂体厚度图，如图4所示。由图可知，O71层砂体厚度在西南部最大。

图4 地震资料做出的O71层有效砂体厚度图Fig.4 O71 layer effective sand thickness by seismic data

显示物源来自西南部，而西部、中部和东部明显存在3个砂体厚度较大的区域，3个区域呈现水道分布形成的条带状，水道砂体厚度最大区域在西部，其次在中部，推断西部水道经过分化形成西部、中部及东部3个水道体系。经过上述地震相和砂体厚度分布研究成果，结合单井相和综合地质分析，做出了O71层平面沉积相和水道砂体分布状况，采用相似的步骤进一步给出了O73，O74和O76层沉积相和水道砂体分布状况，如图5所示(因篇幅所限，沉积相图上标出了剩余油分布)。

图5 A油田O76～O71层平面沉积相及剩余油分布Fig.5 Facies and residual oil distribution from O76 to O71 layer in A oilfield

O76层一个主水道分化成3个彼此相距很近的水道及其朵叶体，水道向前范围扩大，但总体延伸范围十分局限，水道前端因流速减缓，碎屑沉积下来形成前端席状砂，水道轴两边是水道边缘沉积;O74层主水道分化成3个水道朵叶体向斜坡下部扩展，体现了水道前积演化过程，但3个水道彼此相距较近的格局没有改变，水道整体范围仍然局限，末端也因动力不足演化成席状砂沉积，产状变平，水道两边是水道边缘沉积;O73层3个水道继续向南部扩展，西部水道在末端彼此叠置切割严重，形成厚层水道沉积，成为重要含油储集体，东部则为单一水道弯曲下行，总体上水道向南端推进距离较大，范围相对较广，水道周围形成水道边缘沉积;到O71层，水道向下前积发育到顶峰时期，分布范围最广，西部、中部和东部各有水道发育，以中西部水道为主，每个水道蜿蜒曲折向南部发育，周围被水道边缘沉积包围，水道砂体较厚，范围极广，最终形成西部、中部及东部3个大范围水道和水道边缘砂体构成的砂体群，成为研究区最重要含油砂体。

3 剩余油分布及主控因素分析

对注水开发油田而言，剩余油是油田开发到一定阶段，储层中注水未被波及或是因储层非均质性未能被水驱动而残留在储层的油气[27]。剩余油富集主要受沉积相控制的储层非均质性和开发工程因素，即静态地质因素和动态开发因素[28]两大因素控制。该研究将静态因素和动态控制因素结合起来，推测剩余油分布范围。静态因素包括平面水道砂体分布情况和构造高点分析为代表的综合地质研究，而动态因素则包括注采对应关系和四维地震监测水驱前缘变化情况。

3.1 四维时移地震检测推测剩余油位置

原理:研究油藏是由一系列的深水浊沉积组成，表现为大段稳定泥岩背景下显著的厚层浊流粗砂岩，储层上下为稳定沉积的泥岩围，容易形成强波阻抗差。而在油气开采中，整体注采液量基本保持1∶1，可认为是保持地层压力开发。所以在水驱替油或气、油驱替气等流体替换过程中，会使岩石孔隙内流体密度增大，同时由于油藏地层压力的减小致使岩石孔隙体积缩小，造成岩石密度的增大。从地震反射理论而言，这种作用使得地震波反射速度升高，导致波阻抗增大。利用地震振幅属性或阻抗属性的变化可以检测油层流体性质的变化。

依据上述原理，中石化研究院在该油田分别于2009年、2011年及2013年利用三维地震资料做了四维地震监测和解释工作，图6展示O73层2013年最终流体驱替监测结果。

图6 2013年A油田四维地震O73层监测流体前缘Fig.6 O73 layer waterflood front survey by 4D seismic interpretation in A oilfield

O76期，见效注水井包括A-IB井和A-IE井，该期储层较为均质，两口井注入水均匀沿下部席状砂向上部主水道推进，对A-PB和A-PE生产井附近储层驱替效果良好，而A-PD井水道储层位于高点位置，且距离两口注水井位置较远，驱替效果不好，容易产生剩余油;O74期，见效注水井仍为A-IB井和A-IE井，该期储层非均质性较强，两口井注入水沿下部席状砂向上部主水道推进，但推进速度缓慢，仅对水道下部驱替良好，在水道上部A-PD井以东、A-PB井和A-PC井连线附近驱替效果不好，容易产生剩余油;O73期，见效注水井为A-ID井和A-IC井，A-IC井刚好在东部水道末端沿水道轴向上产生良好驱替效果，东部水道驱替效果良好，A-ID井在水道边缘推进缓慢，水驱前缘仅到达A-PA井，在A-PA井和A-PB井连线附近主水道位置驱替效果不好，容易产生剩余油;O71期，见效注水井为A-ID井、A-IA井及A-IB井，A-ID井在水道边缘，推进缓慢，A-IA井注水沿水道轴向上对西部水道下部，驱替效果良好，A-IB井在中部水道下部，驱替中部水道西部效果良好，在西部水道上部、东部水道位置容易产生剩余油。

3.2 剩余油分布挖潜措施及数模验证

以平面沉积相形成的水道储层分布为主，四维地震监测结果推测的剩余油分布位置作为基础，结合构造分布(研究区为断背斜构造，构造高点位于A-PD，A-PB，A-PE井一线)和5口注水井及5口采油井形成的注采对应关系，分析了4个目的储层剩余油分布，并将结果显示在平面沉积相中(如图5所示)。

O76期，剩余油分布在A-PD井附近，该层剩余油形成的2个主控因素是水道平面非均质性和注采不对应，注采对应效果较差和高渗水道滞留形成水道滞留型剩余油。进一步开采该区剩余油的方式之一就是对A-PD井侧钻或是继续钻进达到O76层(A-PD井未钻到O76层)，同时加大A-IB井注水强度;O74期，A-PD井西部主水道位置及A-PC井和A-PE井西部水道朵叶体位置富集剩余油，剩余油富集仍然是水道滞留型，该层剩余油形成的主控因素是水道形成的平面非均质性和注采不对应。根据剩余油形成原因和分布状况，剩余油挖潜措施可以考虑A-PE井转注(该井剩余油少，已充分产出)，水可以沿东部水道向左右弥散，充分驱出A-PD井和A-PC井两井附近的剩余油;O73期，西部水道构造高点A-PA井和A-PD井附近残留大量剩余油。该层剩余油形成的主控因素是隔夹层和构造，隔夹层形成封隔及水道高点富集形成隔夹层型剩余油，剩余油挖潜措施也可以考虑A-PA井转注，由A-PD井生产，该层储层非均质性强且储层分布广泛，还可以考虑空气泡沫驱(气水交替)提高驱替效果;O71期水道分布范围最广，含油性较好，西部主水道A-PD井富集及东部2条水道朵叶体位置形成较多剩余油。因此该层剩余油分布包括水道形成的平面非均质性、注采不对应和构造3个主要因素，构造高点滞留形成阁楼型剩余油。剩余油挖潜措施也可以考虑A-IA井和A-ID井侧钻定向分支进入西部水道东部分支中，增加对西部水道东部分支的驱油效果，另外增加A-IC井注水强度，提高对最东部水道注水驱油效果，该层储层非均质性强且储层分布广泛，可以考虑空气泡沫驱(气水交替)提高驱替效果。

为进一步确定动静态资料结合形成剩余油分布可靠性，利用数模成果验证。观察目前储量并对比原始储量变化情况，储量剩余较多的区域是剩余油富集区。结合平面沉积相分布可知，原始储量主要位于浊积水道上。O76期剩余油主要位于A-PD井周围和A-PE井附近;O74期剩余油主要位于A-PD井周围及A-PE井与A-PC井连线水道上;O73期剩余油主要位于A-PA井及A-PD井周围主水道上;O71期剩余油主要位于过A-PA井西部水道上和过A-PB井东南部水道上，储量分布示意图如图7所示。数模剩余储量分布与上述地质和工程综合因素分析得出的剩余油分布基本一致。

图7 A油田O76～O71层数模储量Fig.7 Numerical simulation reserves from O76 to O71 layer in A oilfield

4 结论

1)A油田含油储层主要由浊积水道及其末端朵叶体、水道边缘及席状砂沉积构成，石油储量大部分位于水道及其朵叶体之中。O76期一个主水道分化成3个彼此相距很近的水道，范围局限;O74期主水道分化成的3个水道向远端扩展，水道整体范围仍然局限，末端因动力不足演化成席状砂沉积;O73期3个水道继续向南部扩展，西部水道在末端彼此叠置切割严重，形成厚层水道沉积;O71期水道向下、向前发育到顶峰时期，西部、中部和东部各有几个水道发育，以中西部水道为主，厚度大，砂体物性最好。

2)A油田剩余油主要分布在原始储量较高、未被注水有效驱动的主水道上，受平面上水道分布控制明显。形成的主控因素主要有3个，即浊积水道形成的平面高渗条带、注采对应关系和构造高点。剩余油分布模式包括注采不对应造成的“水道滞留型剩余油”，隔夹层和构造共同控制的“隔夹层型剩余油”及构造高点和储层非均质性控制的“阁楼型剩余油”3种模式。

3)针对浊积水道形成的中高渗油田现状，即单井成本高，少井高产，储层非均质性强，底部注水顶部采油，多水道且部分水道中的原油无法有效水驱。剩余油挖潜措施主要包括3个，一是进行空气泡沫驱或是气水交替注入，减缓推进速度、变换推进方向，实现对所有水道均匀注入;第二是对构造高点上的低产采油井转注，利用重力作用反向水驱，底部注水井采油，提高驱替效率;第三可以对一些生产井进行侧钻，控制相邻未被注水有效驱替的浊积水道和朵叶体。