海相砂岩油藏剩余油控制因素及开发策略

代云娇

（中海石油（中国）有限公司深圳分公司，广东 深圳 518000）

0 引言

文昌Z 油田是我国南海海域典型的海相砂岩油藏，自2002 年开发以来，目前采出程度49%，综合含水92%，处于高含水、高采出程度阶段，但油藏中仍然存在大量动用程度较弱或者未动用的油层，如何寻找该类油层，并制定相应的开发策略，是油田开发后期缓解产量递减、提高开发效果的关键。研究人员利用生产动态结合数值模拟的方法，仅开展了油组级别的剩余油预测，并未开展更加精细的剩余油研究，无法满足油田开发后期精准挖潜的需要。因此笔者以油田动静态资料为基础，以小层为研究单元，从垂向和平面2个方面分析了剩余油控制因素：剩余油垂向上主要受物性、隔夹层和韵律3 个因素影响；平面上主要受构造特征、井网完善程度、断层遮挡等3 个因素影响，并以此为指导总结了剩余油的分布模式，有效指导油田的后续挖潜方向,制定开发策略。

1 油田概况

文昌Z 油田位于珠江口盆地珠三坳陷QD 凸起中部（图1），是在基底隆起基础上发育的低幅披覆背斜构造，构造完整平缓。纵向上共划分9 个油组，主力中开发层位ZJ1-1L 油组纵向划分为4 个小层，ZJ1-6 油组～ZJ2-1L 油组各划分为3 个小层。储层孔隙度分布区间为24.6%～28.9%，储层渗透率分布区间为539mD～1671mD。2002 年投产以来，目前有16 口采油井，利用天然能量开发，单井产液量500m/d～2300m/d，边底水能量比较充足。

图1 文昌Z 油田地理位置图

2 剩余油分布控制因素

该文以油田动静态资料为基础，经过分析可知，剩余油垂向上主要受物性、隔夹层和韵律因素影响；平面上主要受构造特征、井网完善程度、断层遮挡等因素影响。

2.1 剩余油垂向分布控制因素

储层层间渗透率级差是造成油气分布不均匀、水淹状况及剩余油分布状况不均的主要控制因素。根据文昌Z 油组已有生产井的PLT 测试资料统计结果表明，层间渗透率级差与层间干扰系数呈正相关性，两者的相关系数为0.92；可以看出当层间渗透率级差大于3 时，层间干扰系数大于0.8，层间动用状况存在较大差距。ZJ1-1L油组目前有5 口水平井和1 口定向井生产该层位，ZJ1-1L-3、ZJ1-1L-4 小层物性较好，层间渗透率级差小于2，导致层间干扰系数较小，这2 个小层的采出程度较高，达48.1%～55%，因此这2 个小层的剩余潜力较小；ZJ1-1L-1、ZJ1-1L-2 小层储层物性较差，层间渗透率级差为4，层间干扰系数较大，导致这2 个小层采出程度较低，存在大量剩余油富集，后续可以加大对这2 个小层的开发力度。

储层内部由于隔夹层遮挡导致水体波及不到，从而在其下伏层位形成“屋檐油”，在上覆层位形成“屋顶油”。ZJ1-6 油组纵向发育泥质、物性和钙质三类隔夹层；其中泥质隔夹层主要分布在ZJ1-6-1、ZJ1-6-2 小层之间，厚度大于1m，平面展布大于4 个井距，使水体在泥质隔夹层顶底形成大范围绕流现象；物性和钙质隔夹层主要分布在ZJ1-6-1内部，厚度分布于0.6m～6.0m，平面展布不稳定，通常小于3 个井距，使水体在隔夹层顶底局部绕流而形成剩余油富集。同时ZJ1-6-1 小层加密调整井Z14H 井也证实，ZJ1-6-1 小层中部储层物性较好，隔夹层连续性较差，隔夹层未对边水侧向锥进起到有效遮挡，导致Z14H 井水平段底部钻遇19m 强水淹层，含水率达89.6%；由于储层物性较差以及隔夹层遮挡，小层顶底部仍然为原始油水状态，剩余油比较富集。

剩余油的纵向分布与沉积韵律存在直接关系，沉积韵律一般分为正韵律、反韵律、均质韵律、复合韵律等类型。本区中高渗储层以复合韵律为主，纵向发育多段水淹层，剩余油分段富集。ZJ1-7L 油组为典型的复合韵律特征，GR 曲线为钟型和锯齿型交互出现，ZJ1-7L-3 小层物性最好，为短时期反韵律特征，水体向上推进比较均匀，该小层为中-强水淹状态；ZJ1-7L-1、2 小层中部粒度较粗，储层物性较好，表现为弱-中等水淹状态；ZJ1-7L-2 小层底部、ZJ1-7L-1小层顶底部粒度偏细，物性较差，为未水淹状态，存在较多剩余油富集。

2.2 剩余油平面分布控制因素

油层的顶面构造也不同程度地影响油水的运动规律。文昌Z 油田为典型低幅披覆背斜构造（图2（a）），ZJ1-7L 油组驱动类型为边水驱动，闭合幅度59m，油藏范围内构造主脊线上为高部位，向两侧逐渐过渡为低部位；油田开发过程中，随着油水界面逐渐抬升，受油水重力分异和边水驱替的双重影响，油藏低部位井含水率逐渐升高，剩余潜力较小；构造高部位的井影响较弱，成为剩余油富集区（图2（b））。

图2（a） ZJ1-7L 油组顶面深度构造图

图2（b） ZJ1-7L 油组含水率平面分布图

井网完善程度是剩余油分布的另一个重要因素。ZJ1-7L油组开发初期井点地质资料有限，开采方式以“稀井高产”为原则，在构造高部位部署5 口定向井Z1、Z2、Z3、Z5、Z8及一口水平井Z17H 开发（图2（a））；油组南部井网控制程度低，仅有一口Z5 井射孔生产，南块整体为中等-弱水淹状态（图2（b）），剩余油分布比较集中，是开发后期油田挖潜的主力区。

断层对地下流体的控制作用是显而易见的，无论是原始分布的原油，还是开采后期的剩余油，在封闭性断层附近，由于边水无法驱替而形成剩余油富集区。ZJ1-6 油组西北部断层三角区受到断层遮挡作用，边部水体驱替不到，形成相对单独的剩余油富集区，该区块为下一步重点挖潜区域。

3 剩余油分布模式及开发策略

通过上述垂向及平面上剩余油影响因素研究，进一步结合生产动态情况，绘制了油组内部各小层的含水率平面分布图。

以研究区ZJ1-7L 油组为例来说明各小层的含水率情况，该油组为构造边水油藏，纵向上ZJ1-7L-1、ZJ1-7L-2、ZJ1-7L-3 小层的渗透率分别为259mD、534mD、1038mD；构造高部位5 口定向井Z1、Z2、Z3、Z5、Z8 井和1 口水平井Z17H 生产该油组。ZJ1-7L-3 小层储层物性最好，含油面积小，储层内部隔夹层基本不发育，采出程度79%，小层水淹比较均匀，整体含水率90%以上，剩余潜力较小；ZJ1-7L-2 小层储层物性中等，水驱方向主要为构造东西两翼，油藏边部含水上升较快，含水率超过90%；受构造因素影响，高部位的井驱替作用减弱，目前含水60%～70%；ZJ1-7L-2小层顶部物性变差，并在局部发育钙质隔夹层，导致ZJ1-7L-2 小层顶部含水率较低，采出程度21%，剩余油比较富集。ZJ1-7L-1 小层储层物性最差，生产井Z17H 水平段主要位于该小层，水驱方向为构造的北侧和东侧，西侧由于雁列断层的封堵作用水体供给较弱；韵律性、构造特征、井网完善程度等多重因素影响，导致油藏中部和南侧含水率小于60%，高部位Z1 井区含水率小于20%，基本处于未动用状态，该小层是开发后期调整挖潜的主力区。

通过以上研究，总结文昌Z 油田3 种剩余油分布模式，分别为层间干扰型、井网不完善型和平面动用差异型，并针对不同的分布模式提出相应的开发策略。①层间干扰型。主要为受到渗透率差异和隔夹层遮挡影响形成的剩余油；渗透率差异导致剩余油分布在粒度细、渗流能力差的储层内；隔夹层的非渗透性导致水体在隔夹层周围发生绕流现象，在隔夹层的顶底形成剩余油富集。该类剩余油通常厚度较小，平面分布不规则，零星分布，储量规模大小不一。通过过路井补孔生产，或者老井贴隔夹层顶（底）侧钻并小液量生产的方式开发该类型剩余油，达到稳油控水、增加产量的目的。②井网不完善型。主要表现为无井控区剩余油和采油井井间剩余油。无井控区易形成“孤岛油”，该类剩余油主要通过水平井开发，增加单井控制面积，挖潜效果显著；采油井井间易形成“朵状油”，该类剩余油主要通过井间加密井或者老井分批次提液改变流线的方式进行挖潜。③平面动用差异型。主要为受油水重力分异作用形成的高部位剩余油，以及断层遮挡形成的断层三角区剩余油，剩余油分布比较集中，含油饱和度高，但分布面积较小；针对该类剩余油，通过主井眼钻多个分支、或者高含水老井侧钻方式，增加平面动用范围，提高油田采收率。

4 矿场应用效果

通过高含水期剩余油分布模式研究，在2018 年～2021年指导文昌Z 油田调整井实施、过路井补孔、老井侧钻分支井、老井提液等措施12 井次，预计累增油约112×10m，为老油田持续稳产高产提供了有力的保障。

5 结论

结合油田动静态资料，从垂向和平面2 个维度进行剩余油主控因素分析，得出剩余油垂向上受控于物性特征、隔夹层展布和韵律性；平面上受控于构造特征、井网完善程度、断层遮挡等因素；并总结了3 种剩余油分布模式，提出针对性的开发策略，为老油田高含水期剩余油精准挖潜提供有力的技术支持。