海上油田开发后期多学科集成化剩余油深挖潜*——以珠江口盆地X3油田H4C薄油藏为例

谢世文 张 伟 李庆明 李 伟 孙更涛 王成龙 王宇辰

(中海石油(中国)有限公司深圳分公司 广东广州 510240)

谢世文，张伟，李庆明，等.海上油田开发后期多学科集成化剩余油深挖潜——以珠江口盆地X3油田H4C薄油藏为例［J］.中国海上油气，2015，27(5)：68-75.

早在20世纪70年代，对剩余油的形成与分布就陆续有各种研究文献与报道［1-3］。现有的国内外油田开发经验表明，受地质条件及开发因素的影响，剩余油分布日益复杂化、多样化，相应的研究方法、挖潜手段也需因地制宜。总的来讲，剩余油研究技术主要包括地质分析法［4］、油藏模拟法［5-6］及动态监测法［7］。虽然不同方法可站在不同角度探究剩余油的赋存特征，但各个方法仍具有应用上的局限性。因此，根据油田地质特征及开发状态，综合多方法进行油藏描述是剩余油研究的必然趋势。

我国南海东部珠江口盆地至今已有26个油气田先后投入开发，目前大部分油田已进入开发中后期阶段，其中最为典型的X3油田已高速高效开采20年，主力油藏采出程度高，油田含水率高、剩余油分布零散，进一步挖潜难度大。当前该油田挖潜对象以薄油藏、主力油藏井间和底水小油藏为主，目标储层有效厚度大多仅1～2 m，局部构造、储层及剩余油分布不确定性较大，油藏开发风险高。一般而言，剩余油形成与分布主要受沉积相、构造及井网条件的控制［7］。海上油田单井资料有限，且薄油藏的厚度基本都小于地震的极限识别能力，这就亟需综合各专业优势，运用一体化研究思路进行更为精细的剩余油分布预测。本文采用多学科集成化油藏研究的理念［8］进行了X3油田剩余油分布及挖潜技术研究，并在实践中取得了良好效果，为海上老油田可持续开发拓展了一条行之有效的途径。

1 研究区概况

X3油田位于珠江口盆地北部坳陷带惠州凹陷南部，属于惠陆东沙含油气系统，为前震旦基岩断块背景上发育起来的一个较完整的低幅度披覆背斜，构造轴向近东西向，在背斜构造主体部位发育2条相向而倾的北西—南东向正断层。储层主体为三角洲前缘的水下分流河道、河口坝以及远砂坝砂体，岩性为细—中粒石英砂岩、岩屑长石石英砂岩，储集空间以原生粒间孔为主。4口井的常规岩心分析结果显示岩心孔隙度为17.1% ～24.6%，渗透率为11～8 360 mD；测井平均孔隙度为12.2% ～29.0%，平均渗透率为9～3 432 mD。含油层分布在新近系韩江组下部和珠江组，含油井段长度约为500 m，埋深为1 900～2 450 m。根据小层细分对比、油藏物性及原油性质，纵向上可划分H1、H2+H3、H4等3个油组，共22个油藏，单层油藏最厚达22.4 m，最薄不足1 m；除3个厚层油藏(HA、H3A、H4D)为底水油藏外，其余均为边水油藏。

自1994年11月投产至今，X3油田已完钻生产井70余口，截至2014年6月已累积产油2 506万m3，采出程度71%，含水率达96.6%，目前已处于高采出程度、特高含水期开发阶段。由于大、厚油藏开采年限长、布井较密，几乎没有再次挖潜的潜力可言，而剩余油潜力集中在H4C、H3D等薄油藏，因此薄油藏水平井深挖潜是减缓该油田产量递减的重要探索方向。

2 多学科集成化预测剩余油分布

多学科集成化油藏研究思想最早来源于国外大石油公司［8］，旨在通过建立地质、地球物理和油藏工程等研究人员一体化工作平台，克服学科之间的独立性［9］，实现各专业信息的高效利用和实时反馈，不同部门和人员协同工作、联合攻关，达到用系统工程的方法研究油藏开采中复杂问题的目的［8，10］。鉴于珠江口盆地X3油田高含水后期井网综合利用挖潜阶段的开发现状，井网资料有限，砂体展布难以预测，尤其是薄油藏非均质性强，单纯依靠某一学科很难收到成效，需要综合利用各专业学科技术更精准地预测剩余油的分布。因此，遵循的技术路线(图1)是以沉积学为理论基础，分析砂体分布规律后，集成地质研究、地球物理、油藏描述及模拟等技术资料建立相应的数据库，从多角度认识各油藏的开发地质特征，为挖潜措施提供可靠的地质依据。

2.1 储层地质研究确定砂体分布规律

储层地质精细描述的主要任务是掌握油藏单砂体的分布规律，指出“好砂”(物性好、有效厚度大)的潜力位置。珠江口盆地大多数油田地质特征相对简单，因井少而使油田开采过程中弱化了对油田沉积特征的研究，而现阶段开发需要着手对沉积微相控砂进行研究。惠州凹陷受河流、波浪、潮汐、化学沉积等共同作用，沉积体系的发育和展布复杂［11］。X3油田油藏主要发育在新近系珠江组的三角洲前缘沉积体系内，取心段岩心以细碎屑沉积为主，砂岩主要为灰色中—细砂，多含石英砾；泥岩以粉砂质泥岩为主，未见较纯的黑色泥岩。结构成熟度和成分成熟度中—好，颗粒式接触，填隙物主要为杂基。发育平行层理、板状交错层理、楔状交错层理、透镜状层理、水平层理、虫(孔)迹及少量印模。可识别出正韵律、反韵律、正反韵律叠加的复合韵律类型。岩相组合特征分析认为，X3油田储层微相类型为三角洲前缘的水下分流河道、河口坝、席状砂及远砂坝。以H4C薄油藏为例，其1井岩心上的岩相序列为一套正粒序结构，底部含河道滞留沉积，发育交错层理及菱铁矿，为水下分流河道的表现特征(图2)。在岩心观察定相的基础上，根据测井曲线的形态与幅度以及顶底接触关系分析得到研究区测井相特征：水下分流河道砂体自然伽马呈微齿或光滑的中-高幅钟形或箱形；河口坝砂体自然伽马为漏斗形，反粒序结构；前缘席状砂的自然伽马曲线以微齿或光滑的指形为主；远砂坝自然伽马曲线以微齿或光滑的漏斗形或指形为主。

区域沉积背景分析认为，研究区物源主要来自北北西方向，结合岩相、测井相，以单个油藏为作图单元勾绘出沉积微相平面图。以H4C薄油藏为例，H4C层在含油区内发育2支主河道，西侧河道还存在小分支；在水下分流河道的前方发育有河口坝，河道和河口坝受波浪的改造，在其周缘发育有前缘席状砂，砂体在席状砂前段尖灭，远端还发育少量远砂坝(图3)。

图1 海上油田开发后期多学科集成化研究剩余油分布的技术路线Fig.1 Technology roadmap for residual oil studying by using mutlti-disciplinary integrated method in latter period of offshore oilfield developm ent

图2 珠江口盆地X3油田H4C取心段单井柱状图及水下分流河道相岩心照片Fig.2 W ell histogram of H 4C core segm ent and core photos of underwater channel facies in X3 oilfield in Pearl River Mouth basin

2.2 地球物理技术修编微构造

2.2.1 断层系统的修编

由于X3油田断层断距小，在常规时间剖面与瞬时相位剖面上对断层的解释(尤其是H1—H3层系)有较大的不确定性，但随着油田开发的推进及地球物理新技术(蚂蚁追踪技术［12］)引入，构造断层认识发生了较大的改变，可靠程度也相应提高。油田原有地质模型所使用的基础构造解释方案中共解释了5个层位，未解释的油藏构造所使用的断层为上下层借用。然而，此种借用关系已经不能满足现阶段地质油藏研究的精度要求，因此地球物理人员对X3油田的3口探井重新进行了井震标定，解释层位由原来的5个加密到了10个，从而对于断层继承性的判断有了更清楚的认识，可以分析同一条断层在上下层位间的继承关系，并结合蚂蚁体切片技术可以准确地识别断层的走向、断点等。该油田新的断层解释方案较原模型中解释方案差别较大，主构造区断层①与断层②由相交关系变为平行关系(图4)。

图3 珠江口盆地X3油田H4C层沉积微相平面展布Fig.3 Distribution of sedimentary m icrofacies of H 4C in X3 oilfield in Pearl River Mouth basin

2.2.2 构造形态的微调

断层系统的变化必然会使断层附近构造形态产生变化，尽管X3油田已进入开发后期，井点相对较多，但在井点控制不到的地方其构造仍存在着很大的不确定性。因此，为了做出合理的构造图，还需要利用现有地质认识并人为加入一些控制点进行成图，其中选择利用一些穿过断层的水平段增加虚拟井点并加以分层就是一个不错的方法。例如，实钻井X22ST1水平段靠近断层②，在分析油藏的构造形态时，利用该井水平段的钻遇信息虚拟了断层②南侧的分层数据，对落实局部微构造形态起到了决定性的作用。另外，为了构造成图的需要，还选择在其他井点控制不到的地方增加了一些虚拟井点(图5)。基于新解释断层的构造成图方法分为3个步骤：①利用原深度网格与时间解释网格计算平均速度场；②抽空靠近断层附近的平均速度场，赋予常值；③利用编辑过后的速度场与时间网格计算深度网格，并利用实钻井点与虚拟井点共同控制断层附近的形态，得到最终构造图，使断层附近构造趋势与时间解释基本一致。

图4 珠江口盆地X3油田断层解释方案对比Fig.4 Com parison of fault interpretation in X3 oilfield in Pearl River Mouth basin

图5 利用虚拟井修编珠江口盆地X3油田局部(断层附近)构造形态Fig.5 Structural form rivision(near the fault)using virtual well in X3 oilfield in Pearl River Mouth basin

2.3 油藏描述和数值模拟预测剩余油分布

油田开发后期剩余油分布研究最关键的内容是对油藏剩余油饱和度的描述。通常是基于岩心资料的J函数计算方法［13］建立含水饱和度模型，该方法的关键是选准原始状态的井(层段)。但对于海上老油田钻井较多、取心却少的情况(仅个别厚油藏有取心)，利用该方法得到的饱和度回归关系代表性差，井点校正存在较大不确定性，实际应用误差较大。因此，利用油田丰富的测井资料建立了基于测井资料的J函数计算方法，准确刻画每层的含水饱和度，达到了精细描述每个油藏的目的。其具体计算方法为

式(1)、(2)中：Sw为含水饱和度，%；pc为毛管压力值，psig；σ 为界面张力，mN/m；θ为润湿角，(°)；K为测井解释渗透率，mD；φ为测井解释孔隙度，%；Δρ为流体密度，kg/m3；g为重力加速度，取值9.8 m/s2；z为深度，m；z0为油水界面深度，m。

针对单个油藏，将上述计算的理论含水饱和度J(Sw)与测井解释的含水饱和度Sw进行交汇分析，回归得到J(Sw)与Sw的关系式，从而得到最终计算的含水饱和度。

通过上述计算含水饱和度的方法，结合前期储层沉积学及构造解释成果建立了相控地质模型(图6a)，从而更加精准有效地认识了油田剩余油分布。以H4C薄油藏为例，采用序贯指示模拟方法建立了油藏微相模型，并产生了多个等概率模型，通过将随机模拟生成的沉积相图与地质认识相图进行对比，选择更符合地质规律的一个岩相模型(图6b)。水下分流河道是H4C薄油藏主要的储层微相单元，实现河道砂体走向与规模同已有地质认识基本吻合就能达到油藏模拟的要求。图6c为相模拟后结合J(Sw)与Sw的关系式建立的含水饱和度场，它较好地反映了前期地质对沉积微相的认识，饱和度高值区受控于水下分流河道砂体展布。

图6 珠江口盆地X3油田H4A—H4D相控砂体骨架模型(a)、H4C油藏岩相模型(b)以及结合J(S w)与S w的关系式建立的H4C油藏含水饱和度场(c)Fig.6 Sand framework model constrained by facies of H4A-H4D(a)，lithofaciesmodel of H4C(b)，water saturation field of H4C using the relationship of J(S w)and S w in X3 oilfield in Pearl River Mouth basin

在相控模型的基础上进行油藏数值模拟，根据实际生产动态数据进行常规油藏生产动态拟合，而生产动态数据受工程等影响有时不能反映油藏的实际情况，这时就需要通过钻井(过路井或新钻井)饱和度的变化来反映油藏的真实情况。为了提高模型的可靠性，对钻遇H4C油藏的X30ST1井进行测井饱和度与模型拟合，以指导模型的校准。按照时移测井饱和度拟合方法［14］，与常规历史拟合同时进行，通过反复拟合使各油藏生产动态数据与测井饱和度得到拟合，从而有效评价剩余油潜力位置。通过上述精细油藏描述和多种动态资料的精细拟合等一系列油藏研究，X3油田H4C油藏剩余油在纵向上分布于油藏翼部构造相对高的位置(见图7所示剩余油富集区，剩余油柱高度较厚，约为6 m)。

图7 珠江口盆地X3油田剩余油含油饱和度分布模型剖面Fig.7 Model profile of residual oil saturation distribution of X3 oilfield in Pearl River Mouth basin

3 调整井部署及挖潜效果

3.1 调整井部署

依据精细油藏描述成果，分沉积单元预测拟调整井油藏有效厚度和可调厚度；然后，根据可调厚度下限值，筛选出经济有效的拟调整井；在此基础上，参考周围生产井采出程度和含水率进一步优选，以减少低产调整井。以H4C薄油藏为例，具体分三步进行优选。

第1步：沉积规律预测砂体分布。考虑H4C在油区范围发育2条水下分流河道，且西侧河道延伸范围长，物源供应较足，砂体物性较好，有效厚度较大，优选远离断层的西侧河道砂体高点位置部署井位。

第2步：地质模型模拟剩余油分布。过路井X30ST1正好位于西侧水下分流河道上，且靠近2条水下分流河道的分岔口，那里河道砂体可能还要再厚一些［15］。结合油藏数值模拟结果，认为分流河道分叉处剩余油富集，且X30ST1井测井解释该区油柱高度近5 m(处于未动用状态)。

第3步：参考已有井验证剩余油富集区。结合虚拟井周围老井动态资料，依据历史拟合曲线，预测拟调整井的产液情况。兼顾考虑调整井可探X3油田北部潜力，确定潜力井位X40ST1(图7)

通过前期对断层展布、砂体及剩余油分布特征的认识，对比调整井在钻井过程中出现的一些重要信息，两者相互印证、解释。若按照图4a未使用蚂蚁体解释的断层系统，设计的X40ST1井井轨迹将钻遇断层②，而X40ST1井的实施结果显示X3油田内①、②两条近于相互平行的断层构成的“地堑式”构造格架基本成立，井上未出现有断层痕迹，布井位置规避了钻遇断层的风险。调整井水平段的钻遇结果也基本印证了地质人员对H4C薄油藏的认识。

此外，Schlumberger随钻PeriScope工具为地质研究人员加深对H4C层砂体的了解提供了一扇窗口。如图8所示，沿着水平段井轨迹，H4C层基本为一套中间厚两边薄透镜状砂体，砂体侧缘厚约2m，中间逐渐增厚至3m，最厚可达4m左右。分析认为，该水平段大致横切河道，钻遇的砂体极有可能为水下分流河道在河道拐弯、分支处沉积的类似边滩的砂坝，该类沉积体是河道局部具有良好储集性能的砂体，是今后在薄砂层中寻找及部署调整井的一个重要方向。

3.2 挖潜效果

X40ST1井完钻水平段 305 m，储层钻遇率100%，高峰产油量达到1 000 m3/d，月均含水率仅为10%，创下了X3油田开发晚期最好效果。另外，多学科集成化油藏研究工作平台为X3油田未来挖潜增强了信心，也为老油田开发后期剩余油形成及分布研究提供了一套较为清晰的思路。

图8 珠江口盆地X3油田X40ST1井水平段随钻PeriScope电阻率成像Fig.8 PeriScope resistivity tomography for X40ST1's horizontal section in X3 oilfield in Pearl River Mouth basin

4 结束语

多学科集成化研究认为，珠江口盆地X3油田发育2条近于平行的断层，H4C薄油藏主体为三角洲前缘的水下分流河道砂体。据此建立的油藏剩余油含油饱和度分布模型认为，位于构造高点的水下分流河道岔道口为剩余油富集区，在该区部署的X40ST1井随钻结果印证了以上分析的可靠性。

多学科集成化油藏研究是油藏精细描述的基础，为老油田剩余油预测提供了一个较为实用的手段。因此，海上油田开发后期的薄油藏开采，应注重沉积微相研究，在岩心描述基础上结合测井、地震资料进行沉积单元识别及细分，在摸清油田砂体分布特征后集成地质、地球物理、油藏等技术资料建立相应的数据库，这样将有利于调整井布井方案的优选及随钻跟踪与决策。

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