高淺南區復雜小斷塊油藏特高含水期剩余油分布規律研究

李海東，劉道杰，崔 建，龔晶晶，王 紅

(中國石油冀東油田分公司，河北唐山 063004)

復雜小斷塊油藏具有斷層發育、構造復雜、含油層系多、油水關系復雜等特點，剩余油分布受多種因素共同控制，導致特高含水期剩余油不但分散而且難以識別，目前研究該類型油藏剩余油分布主要有常規測井解釋識別水淹層、密閉取心井檢驗、投產狀況分析、水淹特征分析等方法[1-5]。應用動態分析法和常規水淹層解釋方法，通過分析高淺南區剩余油分布控制因素，總結了復雜小斷塊油藏特高含水期剩余油分布規律，并針對不同剩余油主控因素提出了相應挖潛對策。

1 油藏概況

高淺南區位于冀東油田高尚堡淺層構造帶高柳斷層的下降盤，是一個受高柳斷層控制的、被斷層復雜化的逆牽引背斜構造。該區斷塊破碎、砂體小(平均0.46 km2)、含油面積小(平均0.20 km2)，為典型的復雜小斷塊油藏。開發20多年來，主要依靠天然能量生產，2008年和2009年進行過注水開發，后停注。目前，該區可采儲量采出程度為75.84%，而綜合含水已高達98.05%，主力油層水淹狀況嚴重，已進入特高含水開發后期。剩余油分布認識不清成為制約油藏整體開發效果提高的瓶頸。

2 剩余油分布研究方法

2.1 常規測井解釋識別水淹層

利用常規測井資料定性識別水淹層時，應根據工區的具體地質條件，結合生產動態資料和生產測井資料，以及鄰井吸水或生產狀況，采用合適的定性識別方法進行綜合識別[6]。

高淺南區2008年至2013年共投產定向井19口，通過對比分析其水淹層與鄰近老井原始地層的測井響應特征及C/O曲線資料，對水淹層進行定性識別，再根據檢查井巖心分析資料和測井資料建立了水淹層測井解釋模型，從而對水淹層進行測井解釋。最終共解釋油層378 m/97層，平均3.9 m/層；解釋水淹層208.9 m/33層，平均6.5 m/層。測井解釋結果顯示，大約有25.4%的油層解釋為水淹層，以強水淹、中水淹為主。從新井解釋結果上看，主力厚油層水淹程度較高，薄層水淹程度較低，薄層是剩余油富集區。

2.2 密閉取心井檢驗

高檢69-29井是高淺南區一口密閉取心井，該井位于高69-13斷塊構造高部位，于2010年8月完鉆，密閉取心段為NmⅢ2至NmⅢ5油層段，鉆探目的是檢驗構造高部位水淹情況。室內巖心常規分析測試216塊巖心樣品，實測巖樣的含油飽和度主要分布在15%～60%，平均值為33.2%。通過水滴實驗得出，未水淹2.4 m，占8.5%；弱水淹0.55 m，占1.9%；中水淹20.1 m，占71.4%；強水淹0.3 m，占1.1%。綜合評價高檢69-29井區明三上段油層整體以中水淹狀態為主，油層頂部剩余油富集。

2.3 投產狀況驗證

新井投產含水率的高低可以較直觀地反應油層水洗狀況。2010年至今，高淺南區新投產油井22口，初期有4.5%的井點處于水層區，18.2%的井點處于強水淹區，27.3%的井點處于中水淹區，36.4%的井點處于未水淹區，反映出井區存在較多剩余油，證明該區塊新鉆井區具有較大開發潛力。

2.4 水淹特征分析

受儲層物性、投產時間及注水時機等多種因素影響，油層縱向上水淹程度差別較大。由高29斷背斜NmⅢ3水線推進圖可以看出，油藏平面上水淹區和強水淹區主要位于油藏邊部的油水邊界處，其面積占總面積的52．5%。油區和弱水淹區分布面積較小，剩余油主要分布在油藏高部位、封閉性斷層、巖性尖滅帶、井控程度低和注采系統不完善的地區(如圖1)。

3 剩余油分布控制因素研究

3.1 構造對剩余油分布的影響

宏觀上，斷塊構造油藏高部位靠近斷層，侵入水難以波及，易形成剩余油富集區。高29斷背斜和高63-10斷塊12個單砂層中，斷層封擋的構造高部位有井控制的占25%，局部有井控制的占到25%，無井控制的占到50%；而高部位油井累積水油比(5.6)遠低于該層平均水平(25.6)，證明斷層封擋的構造高部位為剩余油的富集區[7-8]。

圖1 高29斷背斜NmⅢ3水淹分級

微觀上，油層傾斜和起伏形成的高差易引起油水次生分異，它對層內剩余油分布規模具有較大影響，易形成剩余油富集區。對高29斷背斜NgⅣ2、NgⅡ6、NmⅡ3三個小層內微構造上的采油井生產情況統計表明：處于微高點的井累產油量最高，單井壽命最長。G37井位于NmⅡ3-2單砂體油水過渡帶的微鼻狀構造上(圖2)，該井累積產油量高、生產壽命長，投產后曾3次回采，總生產時間很長，說明在每兩次生產的間隔時間內，由于油水重力分異作用，造成微構造高點重新聚集了一定量的油氣。

圖2 G37井平面位置及油層剖面示意

3.2 沉積微相對剩余油分布的影響

高淺南區河道亞相砂體有效厚度大，地質儲量高，物性條件好，所以開發效果好于其它相帶。高淺南各相帶的開發情況表明：心灘微相和辮狀河河道微相的開發情況最好，邊灘微相次之，天然堤微相的開發效果最差。雖然河道亞相水洗程度高，但是剩余儲量遠大于同層位的堤岸亞相，主力相帶仍然是剩余油的主力富集區。

3.3 韻律性對剩余油分布的影響

高淺南區砂體以正韻律主，射孔位置一般為砂體頂部。在砂層頂部射孔后會造成液流發生一定量的垂向流動，增加頂部的水淹厚度。鄰井對應砂體由于中下部滲透率高[9]，在油水重力分異作用下，水淹嚴重，但頂部仍是剩余油的富集區。同理，在井間無井控制的儲層頂部也是剩余油富集區(如圖3)。

圖3 無夾層正韻律砂體頂部射孔水淹示意圖

3.4 水淹路徑、大孔道及物性變化帶對剩余油分布的影響

在水淹路徑和大孔道發育的位置，由于侵入水長期沖刷，水流無效循環，水淹嚴重，剩余油很少，而物性變化帶由于物性差異形成天然屏障而不受侵入水的影響，所以水淹路徑以外區域、大孔道以外的區域和物性變化帶上[10]，由于水流沖刷作用不強，為剩余油富集區。

3.5 井網控制及注采完善程度對剩余油分布的影響

高淺南區有些區塊進行過短期注水開發，使剩余油在平面上分布更加復雜，但是水驅波及范圍之外和注采井網不完善區域仍是剩余油富集區。而天然能量開發區塊，井網控制不完善區域也存在大量剩余油。

4 實施效果

根據高淺南區剩余油分布研究成果，在剩余油富集區部署新井12口、老井補孔78.9 m/25層。自2010年至今，該區塊累積增產原油5.23×104t，新增動用儲量18.76×104t，綜合遞減率降低3.7%，綜合含水下降了6.83%，油藏控制程度和動用程度分別增加了8.64%和13.6%，油藏整體開發效果逐漸向好的方向發展。

5 結論

(1)高淺南區剩余油的分布規律體現了復雜小斷塊油藏特高含水期剩余油分布特點，既總體零散又相對集中。平面上剩余油主要分布在斷層遮擋的構造高部位、斷層夾角含油區域、物性變化帶、邊水油藏水淹路徑之間的滯留區、水驅波及范圍之外的注采井網不完善區域和井網控制不完善區域；縱向上主要分布于未射孔正韻律砂體頂部和夾層下部。

(2)高淺南區剩余油分布的主要控制因素為構造、沉積微相、儲層非均質性、水淹路徑、大孔道及物性變化帶、注采井網的完善程度。

(3)高淺南區實施效果證明，研究復雜小斷塊油藏特高含水期剩余油分布規律能夠有效指導油藏挖潛方向，從根本上改善油藏整體開發效果，在油田開發現場具有較強的實用和指導意義。

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