中國南海珠江口盆地西江油田運聚再生油藏模式創新認識與挖潛效果

涂 乙，閆正和，戴建文，王亞會，朱義東，楊 勇，楊 嬌，王偉峰

[中海石油(中國)有限公司 深圳分公司，廣東 深圳 518067]

中國南海東部絕大多數油田已進入開發中后期，采出程度較高，含水率普遍較高，產量遞減加快，僅靠提液措施增產已達不到生產效果，并且剩余油分布規律異常復雜，呈高度分散狀態，層內層間油水運移關系不清。目前，海上油田基于小層精度的剩余油研究，已經解決實際油田生產要求，不同級次構型界面是控制開發中后期的老油田剩余油運移和分布關鍵因素。因此，對層內單砂體橫向和縱向上展布研究提出了更高要求，砂體接觸關系和不同構型界面的識別和劃分顯得尤為重要。基于不同級次構型界面控制下的剩余油分布以及單砂體流體勢能的研究，中國研究起步較晚，相關研究成果深度不夠。李志鵬和蒲玉國等以單一油藏為研究單元，對剩余油分布類型和動態運聚成藏模式進行了研究[1-2]；陳飛等對構型地震響應及解釋方法、復合砂體構型與井網井距關系等方面進行調研和分析[3]；胡光義等結合海上油田大井距特點，對復合砂體構型界面識別、構型模式以及控制因素進行研究[4]；張瑞等研究了不同相帶間構型界面識別，通過密閉取心資料建立半定量構型界面識別標準[5]。雖然中國研究人員對儲層構型研究較多，但僅考慮單一地質因素控油聚集成藏還遠不夠，還需要結合構型界面控制下層內流體勢能研究，厘清零散分布的剩余油運移方向，再從界面級次和發育范圍研究剩余油運移時間，才能客觀找出剩余油富集成藏規律。

本文以珠江口盆地西江油田為例，從油田關停調整再開發改變儲層流體勢能場角度，來研究單砂體精度下的流體勢場變化，以及油氣在儲層內重新運移規律，提出“勢控論”再生油藏模式，指出低勢閉合區是形成經濟可采剩余油的必要條件，從而提高南海東部老油田剩余油挖潛程度。

1 油田概況

1985年，在南海珠江口盆地北部坳陷帶和惠州凹陷南部鉆探了Y-1X井，獲得了可觀的商業油氣流，從而發現了西江油田(圖1)。該油田內部無斷層發育，屬于低傾角自圈構造，構造平緩、低幅度展布，走向為北西-南東向。油田目前開采程度已達到55%，含水率高達92%。

圖1 珠江口盆地西江油田位置Fig.1 Location of the Xijiang oilfield,PRMB1.韓江凹陷； 2.陸豐凹陷； 3.惠州凹陷； 4.西江凹陷； 5.恩平凹陷； 6.陽江凹陷； 7.瓊海凹陷； 8.文昌凹陷； 9.順德凹陷； 10.開平凹陷； 11.白云凹陷 Ⅰ.海豐隆起； Ⅱ.惠陸低凸起； Ⅲ.陽江低凸起； Ⅳ.瓊海凸起； Ⅴ.深狐—暗沙隆起； Ⅵ.番禺低隆起； Ⅶ.東沙隆起； Ⅷ.云開低凸起

西江油田已動用油藏主要分布在新近系珠江組，主要產油層段為T5—T13，物源來自西北方向的古珠江物源，主要發育三角洲前緣水下分流河道沉積，儲層巖性以細-中粒長石石英砂巖為主(圖2)。上部中等分選為主，埋深2 370 m以下分選較好，磨圓度為次圓-次棱角狀，粒徑一般0.2～0.6 mm，屬細-中粒級，個別為粗粒或不等粒，屬于低-中孔和低-中滲儲集層。主力油藏相對均質，夾層發育較少，非主力油藏儲層內部發育不同級次構型界面，以非主力油藏T9為例，儲層橫向上砂體發育3期砂體疊置，一期砂體和三期砂體表現為高電阻，低密度特征，儲層物性好，含油飽和度高；二期砂體為低電阻，高密度特征，砂體物性差，含水量高。泥巖夾層較為發育，且空間分布較穩定，使得剩余油分布比較分散，剩余油分布規律復雜。

圖2 西江油田綜合地層柱狀圖Fig.2 Stratigraphic column of the Xijiang oilfield

2 “控油”模式

2.1 “勢控論”基本原理

由于油田開發政策調整，西江油田在2009年逐步關停了大部分油藏，2014年實施調整挖潛方案。期間，不同類型的油藏內部油水勢被打破，高度分散的剩余油從高勢區逐步向低勢區運移和聚集，形成一定成藏規模。根據赫伯特和蒲玉國等人研究，單砂體流體勢是指：選定某一基準參考面，單一砂體單元內單位質量流體所具有的總機械能[2-5]。任意一點的油勢和水勢公式如下：

φo=gho=gz+p/ρo

(1)

φw=ghw=gz+p/ρw

(2)

式中：φo為油勢，m·m/s2；φw為水勢，m·m/s2；g為重力加速度，m/s2；ho為油藏中任意一點油柱高度，m；hw為儲層中任意一點水高度，m；z為測點高程，m；p為標準大氣壓，MPa；ρw為水密度，g/m3；ρo為油密度，g/m3。

將上述兩式聯立求解ho=hwρw/ρo-z(ρw-ρo)/ρo。在特定的油藏內，ρw/ρo與(ρw-ρo)/ρo為一定值，hw和z的大小決定ho的大小。

在靜水情況下，hw為一定值，ho大小只與z測點高程有關。即在含油構造范圍內，油水界面呈水平狀態，構造閉合區即為低勢區。

在動水情況下，hw和z共同確定ho的大小，hw隨巖層方向下傾遞降時，不同方位ho等值線出現傾斜狀態，具體表現為油水界面不在同一水平面上，而油藏中油、水密度差、以及與水頭遞降梯度，將直接決定油水界面傾斜程度，同時，在受到構造層面或者巖性變化界面元素的控制時，可形成封閉的低勢閉合區。

2.2 “勢控論”剩余油分布模式

“勢”的形成與閉合是“勢控論”的核心。油藏內部油、水兩相由相對高勢區向低勢區運移的過程，就是“勢”形成的過程。勢能主要來源于邊、底水或注水能量，構造因素、構型界面以及動態勢能大小直接影響“勢”的閉合，相對低勢閉合區主要在井控程度低和隔夾層發育的區域形成，剩余油在低勢閉合區富集、規模成藏將是經濟開發的必要前提。結合對剩余油動態運移和分布形態進行研究，剩余油分布模式可分為靜態型、動態型(圖3a，b)及復合型3種類型[6-12]。

圖3 剩余油分布模式(據文獻[2]修改)Fig.3 Remaining oil distribution (modified from reference[2])a.靜態型； b.動態型

1) 靜態型：主要受油藏構造因素和構型界面控制，動態因素為輔。

2) 動態型：主要受油藏流體動態流勢能大小控制，靜態因素為輔。

3) 復合型：油藏構造因素、成藏遮擋條件與動態水勢共同作用形成。多見于斷裂系統發育的構造型油田或者巖性油氣藏，具有動態變化特征，剩余油挖掘增效潛力較大。

3 運聚再生油藏模式與開發效果

3.1 運聚再生油藏模式

西江油田剩余油分布類型主要為復合型，受動、靜態因素控制的剩余油分布模式是海上老油田較為常見的潛力類型[13-17]。新發現的油氣田成藏是以“地質時代”為尺度進行運移時間的計算，老油田剩余油動態運移—聚集—成藏，形成“再生油藏”的時間跨度是以“年”為尺度進行計算的[18-21]。

西江油田儲層碎屑由西北向東南方向沉積，整體上沿物源方向儲層物性逐漸變差，西北方向是油藏優勢滲流通道。西江油田自1997年6月投產以來，先后鉆有17口大位移井投入生產。由于早期的生產井漏嚴重，含水率上升較快，產量遞減日益明顯，油田正常開采生產效率影響較大，大位移井開發風險越來越大并陸續關停(表1)，2014年開發調整方案實施，為剩余油運移聚集成藏創造了時間條件。

表1 珠江口盆地西江油田老生產井基本情況Table 1 Production statistics of mature wells in the Xijiang oilfield,PRMB

3.1.1 主力油藏“控油”成藏規律

西江油田主力油藏相對較為均質，夾層發育少而薄，物性好(孔隙度Φ>20%，滲透率K>380×10-3μm2)，有效厚度約10 m。原油油品好，粘度低，流動性高。投產初期日產量高，開采中后期底水錐進快，導致生產井見水也快，目前主力油藏含水近100%。

T11和T13屬于邊、底水能量充足、高滲輕質油藏，關停后剩余油分布零星分散，剩余油重新聚集主要受井控程度和物性差異控制。2009年6月，T13油藏構造高部分最后一口生產井關停，剩余油主要在油藏邊部孔喉結構差異大，物性差區域零散分布，呈現出少、小和散等特點。2010年后，經過1年多時間地層能量恢復，剩余油沿著優勢滲流通道逐漸向構造高部位(低勢閉合區)運移聚集成藏，實際調整井實施后的剩余油儲量豐度平面圖以及剩余油飽和度圖，均顯示剩余油在構造高部位聚集。2013年(油田開發設計方案設計階段)和2015年生產井鉆后剩余油分布沒有發生明顯變化，說明主力層剩余油運移、聚集時間短，成藏儲量規模也有限，T11主力油藏也具有類似剩余油運聚規律，主力油藏成藏模式如運聚再生期所示(圖4)。

圖4 西江油田主力油藏運聚再生油藏模式Fig.4 Model for regenerated reservoirs through further migration-accumulation of remaining oil in major pay reservoirs in the Xijiang oilfield

3.1.2 非主力油藏“控油”成藏規律

西江油田非主力油藏夾層發育，砂體接觸類型多樣，物性較主力油藏差(Φ<18%，K介于70×10-3μm2～300×10-3μm2)，投產早期產量較低，儲層非均質性較強，開采中后期底水錐進快，生產井含水上升速率相對主力均質油藏慢。

T9為典型的非主力油藏，儲層內發育不同級次泥質夾層界面(表2)，縱向上發育3期砂體疊置，主要以側疊和孤立類型為主(圖5；表3)，受夾層遮擋影響，流體在縱向上流動受阻[21]。

表2 珠江口盆地西江油田河道或河口壩復合體不同級次構型界面Table 2 Different orders of configuration interfaces for channels or mouth bar complexes in the Xijiang oilfield,PRMB

表3 珠江口盆地西江油田夾層分布模式統計Table 3 Interbed distribution in the Xijiang oilfield,PRMB

圖5 西江油田T9油藏近東西向砂泥巖對比Fig.5 Comparison of nearly WE-trending sandstone and mudstone in Reservoir T9 in the Xijiang oilfield①號為不滲濾型夾層，②號為大范圍半滲濾型夾層，③—⑥號為小范圍半滲濾型夾層

1) 斜交型前積體3級界面控制作用

西江油田T9儲層主要以水下分流河道和河口壩沉積為主，儲層內部發育③—⑥號小范圍半滲濾型夾層。巖性主要為泥質粉砂巖或粉砂質泥巖，主要表現為在順物源方向單一河口壩內部增生體之間的分界面，以斜交型前積分布形態為主，發育規模1～3個井區，厚度主要集中在1 m左右，泥質含量為20%～30%，對剩余油運移主要表現在側向遮擋，受層內發育的3級低滲透界面遮擋，地層水疑是沿砂層頂部向生產井推進(Y-20-1井區)，導致該井區整體上部水淹較嚴重，一部分邊、底水可以穿過該模式夾層，但是會大大延緩錐進速率，另一部分底水會繞過夾層往低勢區推進，從而形成次生底水驅或者次生邊水驅。

2) 疊置型水平狀4級界面控制作用

T9儲層內部發育①號不滲濾型夾層和②號大范圍半滲濾型夾層。巖性主要為泥巖或泥巖粉砂質，順物源方向發育河口壩復合體(約10 m)或水下分流河道復合體。4級界面主要表現為單一壩體(約2 m)或河道之間的分界面，以縱向疊置分布形態為主，發育規模2個井區以上，厚度大于2 m，泥質含量30%～40%，4級界面滲透性極差，對復合體內油水運動主要表現為垂向遮擋，底水不能穿過夾層，只能沿著界面展布方向側向流動，繞過夾層的兩端發生油水運動，在夾層中間下附油無法被底水驅替，從而形成了“屋檐油”分布(Y1-3H井區)，夾層形成的“屋檐油”閉合高度和面積決定著油量大小，同樣，繞流而上的底水無法有效驅替夾層上覆的油(Y1-6H井區)，使得形成“屋頂油”分布(圖6)。

圖6 西江油田T9油藏剖面Fig.6 Cross-section of Reservoir T9 in the Xijiang oilfield

從西江油田不同夾層分布模式與生產效果統計表來看：非主力油藏集中發育有夾層分布模式2和夾層分布模式3情況下，此類油藏主要發育3級和4級構型界面，對油水運移具有遮擋作用，隨著地層壓力恢復，剩余油主要集中在3級和4級低滲透界面附近，挖潛潛力大、效果好，非主力油藏剩余油挖潛是油田提高采出程度重點方向。

3) 剩余油運移方向和時間

非主力油藏T9主要來水方向為北西-南東向，也是早期油水運移主要方向。該油藏構造高部位Y-24-2井和西北方向構造低部位Y-14-2井相繼在2011年和2014年關停，其余生產井均于2009年前關停。2009年南邊剩余油零星分布在孔喉差異大、物性差的油藏邊部，高部位剩余油豐度低，經過3年多時間零散分布剩余油運移，2013年油藏南邊聚集有一定規模的剩余油，2015年調整井投產初期。油藏南邊剩余油豐度有了進一步變大，說明該油藏油水一直在運移并聚集，受到4級和3級低滲透界面垂向遮擋，不斷向油藏南邊低勢閉合區進行運聚，形成規模較大的剩余油(圖7東南角紅色富集區域)。

圖7 西江油田T9油藏剩余油儲量豐度Fig.7 Residual oil reserve abundance in Reservoir T9 in the Xijiang Oilfield

根據T9實際動態資料分析，基于單砂體構型單元流體勢的變化，非主力油藏邊部零星分散的剩余油，遵循油水運移規律，經過3年以上時間運移聚集再成藏，在3級和4級低滲透界面低勢閉合區易形成具有一定經濟規模剩余油，對應動態富集再生油藏模式中期(圖8c)。不同級次夾層界面在橫向上和縱向上疊置延緩了油水流動，但經過長時間的動態流動，剩余油會繼續向構造高部位(低勢閉合區)再運聚，對應運聚再生后期(圖8d)。

圖8 動態富集再生油藏模式Fig.8 Dynamic enrichment model of regenerated reservoirs

3.2 實例應用

3.2.1 主力油藏挖潛效果

以T11和T13主力油藏為例，夾層少且薄。1997年投產開井日產油很高，截至2013年6月，油藏日產油降至經濟門檻，綜合含水高達98.9%，進行了關停調整。2014年調整方案陸續實施，為剩余油運移創造了時間條件。

T13油藏經過2年左右時間剩余油在構造高部位低勢閉合區聚集。2015年初，在構造高部位部署Y1-5H1井，投產后平均日產高達200 m3，含水僅為1.8%。隨后含水上升較快，半年后達到55%，2016年底進入高含水開發階段。截至2020年6月，該層含水率超過97%，日產量下降了約85%，目前日產油低至經濟門檻。

2014年底，在T11油藏構造高部位部署Y1-8H井。該井投產后平均日產高達300 m3，含水僅為19.5%，半年后含水突破60%，進入了高含水開發階段。截至2020年6月含水率已超過98%，日產量下降了約92%。目前日產油低至經濟門檻。

主力輕質油藏容易形成優勢滲流通道，剩余油運移聚集所需時間較短，儲量規模一般不大，生產井一般表現出高產高效短命的生產效果，實際生產動態與地質油藏認識一致。

3.2.2 非主力油藏挖潛效果

以T9非主力油藏為例，儲層內部發育3級和4級低滲透界面，剩余油經過3年以上時間運聚再成藏，主要在井控低、構型界面等低勢閉合區富集。

2015年初，在T9油藏構造高部位部署Y1-3H井，實際投產效果欠佳，日產油低，含水高達80%。截至2020年6月，日產油逐漸降低至經濟門檻。同年，在T9油藏低勢閉合區部署Y1-6H井。該井所在的東南部發育3級和4級低滲透界面，剩余油繞過夾層兩端在界面上腹聚集成藏，同時對底水錐進有一定的遮擋作用。Y1-6H井投產后平均日產油超過250 m3，含水僅為3.5%，目前仍保持較高產量，已穩產近5年，且含水率上升較緩慢。截止2020年6月，日產油仍有接近百方的產能，含水率72%，生產效果遠好于Y1-3H井。

非主力油藏發育不同級次構型界面，隔夾層對流體的遮擋作用，以及儲層非均質性影響，導致早期挖潛程度不高，大量剩余油殘留在儲層內，經過一段時間的運移聚集，能形成較大的儲量規模。從開發生產井效果來看，低勢閉合區生產井投產日產油較高，受到低滲透界面的遮擋，上水相對較緩慢，整體表現出高產高效長命的生產效果。目前地質油藏研究成果與實際生產動態認識一致。

同時，借鑒T9非主力油藏低勢閉合區生產井開采經驗，在西江油田T5-2，T6-1，T8和T12非主力油藏在西南部位和東部發育低勢閉合區，在此區域概念設計部署調整井(圖9a—d)，投產初期平均日產油可達兩百方以上，生產效果明顯。此類非主力層生產效果好的主要原因受控于3級和4級低滲透性和非滲透性構型界面遮擋，延緩或阻擋底水上升，延長中、高含水期產油期，導致累產油增多。實例研究表明在低勢閉合區挖潛剩余油具有很高經濟價值。

圖9 珠江口盆地西江油田油藏剩余油儲量豐度圖Fig.9 Abundance of remaining oil reserves in the Xijiang oilfield,PRMBa.T6-1油藏剩余油儲量豐度疊合構造；b.T5-2油藏剩余油儲量豐度疊合構造；c.T8油藏剩余油儲量豐度疊合構造；d.T12油藏剩余油儲量豐度疊合構造；紅色區域代表勢能較低，易形成低勢閉合區

4 結論及展望

4.1 結論

1) 對于具有邊、底水能量的高滲性厚層輕質油油藏，剩余油的分布主要由井網和構造共同控制，零星散落的可動剩余油能較短時間內，富集在構造的低勢閉合區，剩余油主要集中在井控低、構造高部位及低勢閉合區，是剩余油挖潛的目標區。

2) 對于儲層非均質強、物性差的輕質油非主力油藏剩余油的分布主要由不同級次構型界面和流體勢能大小控制，高度分散的剩余油經過3年以上時間運移聚集在低勢區，是剩余油挖潛的重點潛力區，生產井一般表現出高產高效長命的生產效果。

3) 以儲層構型單元為研究單元，結合單砂體內、單砂體間流體勢的研究，可以從油、水運移方向和時間預測剩余油聚集規律，為該類低效開發老油田深度挖潛提供思路和方向。

4.2 展望

中國南海珠江口盆地在生產油田目前大部分已進入開發中后期，處于高-特高含水產油期，為了進一步提高油田采出程度，急需從小層級別(5級構型)向單期次和單砂體精度(3/4級構型)進行轉換研究，同時，結合儲層單砂體流體勢，輔助厘清老油田油藏不同級次構型界面對剩余油控制作用，將是未來海上老油田深度立體挖潛的方向。而本文正是基于此開展的相關研究工作，研究思路和技術體系目前已用于番禺和西江等老油田剩余油挖潛，預測將為公司年度生產目標實現至少貢獻2個百分點的產量。