砂質辮狀河夾層分布及對水平井開發的影響—以渤海海域X油田為例

汪 巍，李 博，孫恩慧，彭 琴，郭敬民

（中海石油（中國）有限公司天津分公司，天津 300452）

砂質辮狀河河道快速頻繁擺動，多個成因的砂體在垂向及側向上相互對接，形成廣泛分布的厚砂層[1，2]，其內部存在多種類型夾層，因規模差異大，空間分布非常復雜[3]。目前夾層描述已成為河流相油田剩余油研究的重要技術手段之一，但側重于曲流河沉積及定向井挖潛[4，5]，辮狀河夾層分布及對水平井開發的影響鮮有報道，尤其是海上大規模利用水平井開發的油田仍處于探索階段，迫切需要展開攻關。

X油田位于渤海灣盆地埕寧隆起區沙壘田凸起東塊中部，平均水深為22.5 m～28 m，是中外多方合作開發的大型億噸級油田，是渤海海域首次全部采用大規模水平井開發且以單個油藏作為開發層系的油田。油田主力層位為館陶組NgⅢ砂層，儲量規模大，屬于典型砂質辮狀河沉積。截至2016年底利用天然能量開發，采出程度為21%，綜合含水率達到94%，受垂向復雜夾層分布影響水平井呈現不同的生產特征。本文嘗試在四級構型控制下分期建立隔夾層分布模式，研究其對水平井開發影響，指導后期分層系挖潛，從而對類似油田進行前瞻性指導。

1 隔夾層精細對比

館陶組形成于長期基準面旋回上升的早期，可容納空間較小，陸源碎屑物質供給速率大于可容納空間的增長速率，沉積物不斷向湖盆方向推進，形成縱向上相互疊置、橫向上連片分布的厚層辮狀河道砂沉積。根據單井識別的級次界面及切割疊置模式[6]將NgⅢ油層段細分3小層，相當于四級構型單元。受四級構型界面的控制，在刻畫夾層時區分對開發影響較大的單砂體間夾層和隨機分布的心灘內夾層[7]。油層段顯示3期主要夾層，早期以單層間泥礫為主，巖心顯示泥礫巖呈團塊狀，具定向排列特征，泥礫粒徑為1 cm～2 cm，長度為2 cm～5 cm（見圖1），測井則表現為高密度-低中子，伽馬曲線呈現明顯的回返特征，幾乎沒有滲透性，晚期則開始出現以頻率較高的河道充填泥巖和河道滯留礫巖。由于河道切割程度較強，泛濫細粒物質較難保存，局部區域與礫巖相伴生。

圖1 W4井沖刷泥礫照片Fig.1 Scour gravel photos of W4

2 夾層穩定性分析及平面分布

館陶組形成于新近系盆地整體坳陷期，整體坡度小，以沖刷成因泥礫夾層為主，滯留礫巖、壩間泥及河道內部滯留泥巖輔之，泛濫成因泥巖則很少見到。其中沖刷泥礫夾層最為穩定，主要為單向水流攜帶河道砂質沉積物對早期沉積泥巖沖刷，經過一定距離搬運后再沉積形成[8]。根據鉆穿井應用地質統計學方法[9]三期隔夾層規模及疊合分布圖（見圖2、圖3），各時期隔夾層分布差異明顯，早期水動力最強，泥巖夾層保存條件差，僅4口井穿遇，沖刷泥礫呈現頻率小，寬度窄的特征。第二期水動力中等，河道沖刷明顯，以泥礫為主，10口井鉆遇，單井表現為頻率大、寬度大的特征，平面上沖刷泥礫與滯留礫巖、壩間泥串聯形成層狀夾層[10]，部分區域鉆井證實不發育夾層，形成“天窗”；晚期，水流能量逐漸減弱，以河道內部充填泥巖及滯留礫巖沉積為主，共計11口鉆遇，頻率最大，寬度窄。其中滯留礫石成分復雜，呈透鏡狀斷續分布于河床最底部。

圖2 三期夾層頻率分布圖Fig.2 Three stage interlayer frequency distribution map

圖3 三期夾層疊合分布圖Fig.3 The fold composite distribution map of three stage interlayer

3 夾層對水平井含水上升影響

NgⅢ砂體全部以水平井天然能量開發為主，受不同期次隔夾層遮擋，含水上升形態差異明顯（見圖4）。第三期夾層規模小，3口水平井無隔擋或半遮擋，無低含水期，含水呈直線上升型，A2H位于夾層范圍內，上升速度減緩，呈現凸S型，這些井雖然大部分達到98%含水之后被迫關井側鉆，但通過短期內大液量（大于1 500 m3/d）生產取得了一定的效果。第二期12口水平井生產，雖然該期夾層較為穩定，依托“天窗”，含水呈現近“45°”斜角上升特征。這類生產井生產周期長，低含水期達到2年，含水上升速度較慢，但能達到能量保持較好，后期通過提液能至1 000 m3/d維持較好的開發效果。第一期共計13口水平生產井，受多期隔夾層疊加及頻率高的河道充填泥質夾層影響，底水沿夾層下部發生繞流[11]，平均液量200 m3/d，水平井保持低、中含水期長期生產，這類井通過“細水長流”的特征取得不錯的開發效果（見圖4）。

圖4 三期夾層之上水平井含水上升特征Fig.4 Water cut rising characteristics of horizontal wells above three stage interlayer

4 剩余油分布特征及調整策略

數值模擬結果表明，剩余油主要分布在井間、油層厚度較大的構造高部分以及井網不完善的油田邊部，但是油層縱向隔夾層由于其延伸范圍、遮擋期次的不同形成不同的剩余油特征，可針對性的對這種厚油藏進行分層系開發調整[12]。并通過水平井實踐取得了非常好的開發效果。油田開發初期為了強調避水高度，一味緊貼儲層頂部，雖然處于第一期夾層之上的水平井含水上升較慢，但后期液量明顯降低，則表現供液不足特征（見圖5a），A43H嘗試局部補孔注水取得了一定效果，周邊部分低產井恢復液量正常生產，后期將加強注水補充能量。第二期夾層之上的水平井受穩定隔夾層的影響，井間剩余油富集，呈現簇狀特征，為后期挖潛的“甜點”。A53H為開發中后期一口加密調整井，改變了常規貼頂做法，著陸較至第二小層，成為典型的“高產井”（見圖5b）。第三期隔夾層規模小，但受第二期夾層的影響，下部出現“屋檐油”，A5H為早期通過縱向交錯部署的開發井，通過大液量生產5年突破累產油 8×104m3，最終高含水關井（見圖5c），這類無遮擋的水平井底水錐進快，只有大排量泵提液才能維持油井的穩產，后期可依托綜合調整平臺油水設施改造通過老井同層側鉆達到經濟效益最大化[13]。

圖5 NgⅢ砂體典型生產曲線特征Fig.5 Typical production curve characteristics of NgⅢsand

5 結語

針對厚層砂質辮狀河的特點，首次基于四級構型界面刻畫了滯留礫巖、沖刷泥礫以及泛濫泥巖三種單砂體層間夾層模式，對館陶組油層段分期刻畫了三期夾層，首次根據沉積成因、水動力變化、隔夾層串聯模式解釋了隔夾層穩定性。根據剩余油分布特征建立了分層系開發調整策略。渤海海域目前有大量的復雜辮狀河油田投入開發，且很多已進入后期挖潛階段，本次研究對類似油田具有重要的借鑒意義。