低幅潮坪相薄層砂巖油藏及其高含水期剩余油分布特征

喻 蓮， 汪偉光， 何 軍

(1.中國石化石油勘探開發研究院，北京 100083；2.振華石油控股有限公司，北京 100031；3.中國石油勘探開發研究院，北京 100083)

1 油藏地質特征

南部區塊位于厄瓜多爾Oriente前陸盆地斜坡帶，面積4 000 km2,包括14和17兩個區塊，區內斷裂不發育，構造起伏較小。區內共有在產油田6個，總開發面積約72 km2，其中,H&N和W是其主力油田，主力產層從下至上依次為白堊系Napo組的LU和M1砂巖(H&N油田主力產層為LU和M1，W油田主力產層為M1)，主要發育于海陸過渡的潮坪相沉積環境[1-2]，主力油田總體屬于低幅度微構造、潮坪薄層、邊底水油藏。

1.1 低幅度構造的刻畫

研究區內以低幅構造為主,構造幅度約5 m～30 m，主體構造內部和邊緣也存在更低幅度的二級微構造。精細構造成圖表明，油田整體為一近南北走向的長軸背斜構造，東翼發育了3個次級低幅度背斜構造，與巖性發育配合，形成構造巖性復合圏閉，構造幅度較低(幅度差為6 m～21 m左右)(見圖1)。最高的油田為H&N油田，主體構造高部位位于N18井附近，頂面埋深-2 482 m，閉合高度21 m。最低的油田為W油田，主體構造高部位位于W2井附近，頂面埋深-2 530 m，閉合高度9 m。淺部的M1與深部的LU在構造上具有繼承性。

圖1 H&N油田M1層深度構造圖

1.2 潮坪相沉積及發育特征

通過研究，首次確定了國內少見的潮坪沉積。以M1層為例，M1層自下而上為兩次潮汐周期所沉積的地層，中間的泥巖代表了該地區一定的地質歷史時期處于平潮期[3-5]，為M1層的主要隔層。上部的M1_1+2 小層的砂體相對不發育, 反映了又一輪的潮汐周期內地層的沉積特征。下部 M1_3小層平面上發育兩個北西-南東向的主潮道，規模差別較大(第45頁圖2、圖3)，并在側向上形成許多分支。

圖2 M1_1+2小層沉積微相

1.3 薄層砂巖儲層識別

針對潮坪相薄砂體發育特征，在小層約束下，基于沉積微相和地震波形指示約束反演等對薄層進行識別與預測，并利用“雙模”模型互動修正刻畫薄層內幕隔夾層與連通性。通過盲井驗證，2 m～5 m薄層符合率80%左右。總體上，砂坪和混合坪儲層薄但連續性好，成片分布，單砂體厚度0.6 m～5.4 m。潮道條狀分布，分支具有多方向性，單期潮道砂體厚度1.6 m～5.4 m。

2 油藏開發特征

南部區塊經過開發，主力油田目前已進入高含水階段，壓力保持程度80%，氣油比維持在97scf/bbl～111scf/bbl。主要有以下開發特征：

1)早期天然能量開發階段，產量相對穩定，含水率上升速度較快;

2)注水上產階段，實施“邊外大井距注水、高部位采油”開發模式，地層壓力有所恢復，產量上升，含水率上升減慢;

3)高含水階段，弱注水，通過加密調整，液量穩定，年遞減率大幅度降低后保持穩定，同時，大部分井在高～特高含水階段采出程度較高。

總體上，受微構造、潮坪微相和內部隔夾層等地質因素和單向強注水、竄流通道、邊底水突進和注采井網等開發因素的影響，導致油藏注水開發不均衡，使得剩余油分布出現“整體高度分散，局部相對集中”的狀態。

3 剩余油分布類型

為精細表征高含水期低幅構造潮坪相薄層油藏剩余油分布特征，應用地質靜態模型地層屬性參數自動更新、流線模擬和動態局部網格自動加密等技術，更直觀地描述了油藏的注采對應關系。通過研究，南部區塊主力油藏的剩余油分布主要有以下7種類型:

3.1 微構造高點控制型

通過精細構造成圖刻畫出7個新的次級正向微構造，為主要的剩余油分布類型。如HN油田 M1油藏的構造高部位控制的剩余油主要分布在油藏東部區域，該區域構造位置相對較高，目前沒有油井控制，即使水淹，微構造溢出點以上由于無法波及，也會形成死油區。新部署的N19井獲得日產350桶的良好效果。

3.2 隔夾層遮擋型

非滲透性隔層阻礙了注入水在層內滲流，流體在界面上下完全不流通，水體無法波及，形成局部剩余油, 此類剩余油的分布與規模主要取決于隔夾層的發育規模和注水井和采油井的射孔層段(圖4)。如，HN油田M1油藏北部地區分布穩定的隔層，是該類型剩余油分布的主要地區，部署的N27新井取得日產300桶的良好效果。

圖4 H&N油田M1油藏隔夾層附近區域縱向剩余油分布圖

3.3 井網未控制型

由于井網不完善導致的剩余油是南部區塊油藏主要剩余油類型。以HN油田M1油藏為例，該類型剩余油主要分布在油藏的中南部區域，該區域儲層較厚，目前沒有油井控制，剩余油儲量豐度大，是挖潛的主要方向。

3.4 優勢通道水動力滯留型

在井網控制區域，受儲層平面非均質的影響，注入水沿優勢方向形成通道流，因優勢通道效應造成附近弱水驅或無水驅波及，形成剩余油。如HN油田M1油藏，高孔高滲且非均質性較強，從流場分布圖上可識別出N4W-N16、N25W-N27、N20-N16等多個優勢通道(圖5)，在其附近均有不同程度剩余油分布。

圖5 H&N油田M1油藏流場分布圖

3.5 底水驅井間滯留型

由于油藏底水能量充足，直井底水錐進在井間滯留區形成剩余油。該類型剩余油在HN油田LU油藏和W油田M1油藏兩個底水油藏均有一定分布。

3.6 邊水驅井排截留型

由于邊外注水，單向水驅，一線井排對注入水截流效應明顯，致使二、三線井排水驅效果明顯變差，附近形成剩余油富集。該類型剩余油主要分布于HN油田LU和M1油藏邊水較難驅替到的井排。

3.7 水驅邊緣殘留型

位于油藏邊緣區域，注采井網未能兼顧到，且水體難以驅替到的地方，形成剩余油富集。

4 剩余油挖潛對策簡論

在明確剩余油分布規律的基礎上，根據各類型剩余油的形成機理和特征，結合前期開發調整和措施作業實踐，對各類型剩余油提出如下挖潛對策(表1)。根據開發調整方案，主力老油田現場實施完鉆井8口，措施井35口，新增可動用儲量8.1百萬桶，增加合同期內可采儲量2.5百萬桶，年遞減率下降8%，取得顯著效果。

表1 不同類型剩余油形成機理及開發對策

5 結論及建議

1)對于低幅潮坪相薄層油藏，精細刻畫微構造、薄砂體及內幕隔夾層，精細表征中高滲薄層長期超強注水物性突變、優勢通道、注采流場對應關系，建立高質量“雙模”模型，是精細油藏描述和剩余油分布研究的關鍵。

2)低幅潮坪相薄層油藏剩余油分布類型主要有微構造高點控制型、隔夾層遮擋型、井網未控制型、優勢通道水動力滯留型、底水驅井間滯留型、邊水驅井排截留型和水驅邊緣殘留型七種類型，其中，微構造高點控制型和井網未控制型是主要分布類型。

3)針對此類高含水油藏，僅靠提液增注開發效果不明顯，需根據各類剩余油的形成機理和富集特征，有針對性的制定挖潛措施，才能獲得顯著效果，但同時也要考慮措施的經濟性。