引用本文
张振杰, 张国浩, 瞿朝朝, 李展峰, 王永平. 高含水期剩余油控制因素及调整挖潜研究——以辽东湾J油田东营组东二下亚段为例[J]. 录井工程, 2023,34(3): 132-138.
ZHANG Zhenjie, ZHANG Guohao, QU Zhaozhao, LI Zhanfeng, WANG Yongping. Study on control factors and adjustment and potential exploitation of remaining oil in high water cut stage: A case from the lower sub-member of the 2nd Member of Dongying Formation in J oilfield of Liaodong Bay[J]. Mud Logging Engineering, 2023,34(3): 132-138.
Doi:10.3969/j.issn.1672-9803.2023.03.021  
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高含水期剩余油控制因素及调整挖潜研究——以辽东湾J油田东营组东二下亚段为例
张振杰, 张国浩, 瞿朝朝, 李展峰, 王永平
中海石油（中国）有限公司天津分公司

作者简介：张振杰 工程师,1986 年生,2013 年硕士毕业于成都理工大学地质工程专业,现在中海石油（中国）有限公司天津分公司从事油气田开发地质方面的研究工作。通信地址：300452 天津市滨海新区海川路2121 号渤海石油研究院。电话：（022）66500846。E-mail：zhangzhj200608278@126.com

收稿日期: 2023-04-27
基金: “十三五”国家科技重大专项课题“渤海油田加密调整及提高采收率油藏工程技术示范”（编号：2016ZX05058001）
摘要

随着渤海辽东湾海域J油田逐步进入高-特高含水阶段,剩余油分布日趋复杂,调整挖潜的难度也越来越大,为进一步厘清剩余油的控制因素及分布特征,以J油田主体区东侧东营组东二下亚段为例,在小层划分与对比的基础上,依据三角洲相储层构型理论对单成因砂体垂向及平面的接触关系进行了详细解剖,并分析了构型单元对油水运动的控制作用。结果表明,层间不同单砂体相带干扰、层内单砂体隔夹层和韵律性以及平面单砂体接触关系是控制剩余油分布的主要因素,各小层内部及单砂体间由于存在渗流屏障导致在砂体边部易形成剩余油富集。据此结合生产动态分析及数模剩余油分布研究结果,设计两口调整井方案,钻后初期合计日产油140 t,截至目前累产油超5.0×104 t,取得了较好的开发效果,为高含水开发后期老油田剩余油挖潜提供了有益参考。

关键词: 高含水期; 单成因砂体; 剩余油; 控制因素; 调整挖潜
中图分类号:TE132.1 文献标志码:A
Study on control factors and adjustment and potential exploitation of remaining oil in high water cut stage: A case from the lower sub-member of the 2nd Member of Dongying Formation in J oilfield of Liaodong Bay
ZHANG Zhenjie, ZHANG Guohao, QU Zhaozhao, LI Zhanfeng, WANG Yongping
Tianjin Branch of CNOOC（China） Co., Ltd., Tianjin 300452,China
Abstract

With J oilfield in Liaodong Bay of Bohai Sea gradually entering the high-extra high water cut stage, the distribution of remaining oil becomes increasingly complex, and it is increasingly difficult to adjust and exploit potential. In order to further clarify the control factors and distribution characteristics of remaining oil, taking the lower sub-member of the 2nd Member of Dongying Formation on the east side of the main area of J oilfield as an example, based on the division and correlation of micro -layers, the vertical and plane contacts relationships of the monogenetic sand body were dissected in detail according to the configuration theory of delta facies reservoir, and the control effect of configuration units on oil/water movement was analyzed. The results show that the main factors controlling the distribution of remaining oil are the interference of single sand body facies belts between the layers, the barrier/interbed and rhythm of single sand bodies within the layers and planar single sand body contact relationship. Due to the existence of seepage barrier inside each micro -layer and between single sand bodies, it is easy to form remaining oil enrichment at the edges of sand bodies. Based on this, combined with production performance analysis and numerical simulation of remaining oil distribution research results,the schemes for two adjustment wells were designed. The total daily oil production is 140 tons in the initial stage after drilling, and the cumulative oil production has exceeded 5.0×104 t up to now, achieving good development results, and providing a useful reference for exploiting the potential of remaining oil in old oil fields in the later stage of high water cut development.

Keyword: high water cut stage; monogenetic sand body; remaining oil; control factor; adjustment and potential exploitation
0 引言

渤海辽东湾北部的J油田距今已投产21年, 自2014年主体区实施综合调整以来, 开发井在取得较好效果的同时显示油田水淹规律复杂。目前, 随着油田开发不断深入, 整体已经进入高含水、高采出程度的“ 双高” 阶段, 稳产的压力越来越大, 而在高含水油田中寻找剩余油是实现油田调整挖潜、持续稳产的重要方式[1, 2]。一些学者从层序地层学[3]、沉积微相[4]、砂体韵律[5]、微观孔隙结构[6]等方面探讨了剩余油形成的地质因素, 储层复杂的内部结构特征则是导致剩余油分布复杂的根本原因[7]。自储层构型界面分级方案提出以来, 针对不同级次储层构型界面识别以及不同构型单元之间油水运动规律开展了大量研究并取得了许多成果[8, 9, 10, 11]。研究结果表明, 开展单砂体构型解剖、详细刻画不同构型单元接触关系是描述剩余油分布规律的关键, 也是油田开发后期注采优化、调整挖潜的依据[12, 13]。

笔者以J油田主体区东侧东营组东二下亚段为例, 在小层划分与对比的基础上, 根据单成因砂体识别标志, 将原来多期沉积的复合砂体解剖至单成因砂体, 详细刻画了不同单成因砂体的接触关系, 分析了构型单元对油水运动的控制作用, 同时结合生产动态分析及数模剩余油分布研究结果设计两口调整井方案并取得了较好的开发效果, 实现了高含水期老油田的高效开发。

1 研究区开发现状

J油田是受辽西一号边界大断层控制的半背斜层状构造边水油藏, 主力开发层系为东营组东二下亚段Ⅰ -Ⅲ 油组及东三段Ⅴ 油组, 沉积砂体表现为以水下分流河道为“ 树干” 、河口坝为“ 枝叶” 的典型三角洲前缘亚相沉积。研究区位于J油田主体区东侧, 1999年E 1-7井和E 1-8井投产, 2007年在局部范围相继实施A 7和A 9S1调整井, 2014年针对全油田综合调整实施C 2和C 3开发井, 从而形成两注四采共6口井的不规则开发井网（图1）。然而, 2019年A 7井由于出砂且大修费用高而一直处于关停状态。截至2020年5月, 该区累计采油87.74× 104 m3, 采出程度26.8%, 综合含水率92.0%, 而J油田主体区内部整体采出程度达37.3%, 综合含水率90.5%, 由此可见, 该区整体采出程度较低, 综合含水率高, 具备调整挖潜的空间。为进一步提高油藏采收率和开发效果, 必须进行剩余油分布和调整挖潜的研究[14]。

图1 研究区开发井位示意

2 构型研究及其对剩余油的控制
2.1 构型级次划分及砂体解剖

随着油田深入开发, 钻井、测井、生产动态资料进一步丰富, 对三角洲储层构型研究取得了许多成果。辛治国[15]按照Miall的构型界面定义研究了河口坝的1至5级界面, 其中：1级、2级界面分别为交错层系及交错层系组界面; 3级界面为巨型底型内的大规模加积增生面或前积增生面, 限定的构型要素为河口坝内的韵律层; 4级界面为巨型底型的上界面, 多为一期河口坝砂体的顶部冲刷面, 限定的构型要素为单一河口坝; 5级界面为大型砂席顶界面, 河口坝叠置体的界面, 限定的构型要素为河口坝叠置体。韩雪芳等[16]按照储层构型理论, 将复合河口坝（复合水下分流河道）构型单元顶底界面分为5级界面, 单一河口坝（单一水下分流河道）构型单元界面分为4级界面, 在井震结合、旋回对比的基础上, 首先识别了5级界面, 并通过分级控制的原则, 进一步识别了4级界面, 划分出单成因砂体, 砂体构型研究成功指导油田后期调驱调剖。根据研究区开发需求, 将多个单一河口坝或水下分流河道复合体作为5级构型单元, 将单一河口坝或水下分流河道沉积体作为4级构型单元, 将单一河口坝或水下分流河道内部的增生体作为3级构型单元, 重点对4级构型单元进行解剖。

首先利用钻井、测井、录井等资料, 依据“ 旋回对比, 分级控制” 原则进行小层划分与对比, 随后根据电阻率和自然伽马曲线的变化幅度以及复合砂体内部的隔夹层发育特征进一步识别出4级构型界面[17], 最后对水下分流河道、河口坝主体、河口坝侧缘等单成因砂体的垂向和侧向接触关系进行详细解剖。由图2可以看出, 前期以小层为单元的复合砂体是大范围连通的（图2a）, 解剖之后, 复合砂体内部接触关系非常复杂, 多期沉积的水下分流河道、河口坝以及坝缘砂体在垂向上相互叠置切割, 形成多种叠置样式（图2b）。

图2 研究区储层构型解剖成果

2.2 储层构型对剩余油控制作用

2.2.1 单砂体对层间油水运动的控制

对于多层合采条件下水驱油藏开发, 无论是注入水还是边水、底水, 都会优先进入物性好、储层厚、渗流能力强的砂体, 反之, 物性差、储层薄、渗流能力弱的砂体吸水强度小或者不吸水, 在井上表现为不同储层的砂体驱油效率及剩余油饱和度不同, 造成这种现象的根本原因是纵向不同单砂体沉积微相干扰而形成的层间非均质性[18]。以C 2井Ⅱ 油组为例, 该井钻后资料显示3小层为河口坝沉积, 储层厚, 物性好, 与相邻的A 9S1采油井为同一期河口坝沉积, 由于A 9S1井Ⅱ 油组3小层物性较好, 渗透率为777.2 mD, 当其射孔生产之后使得边水侵入导致该层水淹较强; 虽然C 2井Ⅱ 油组1小层也是河口坝沉积, 但是与之接触的A 9S1井和E 1-8井Ⅱ 油组1小层均为坝缘沉积, 由于这两口井该层物性差（渗透率18.5~84.3 mD）、储层薄, 使得该层基本未动用而造成大量剩余油富集（图3）。因此, 对于高含水期油田, 当主力相带小层内砂体采出程度较高时, 后期调整应逐渐向与非主力砂体接触的小层转移。

图3 层间不同单砂体相带干扰对油水运动的控制

2.2.2 单砂体对层内油水运动的控制

对于层内水淹, 不同类型单砂体受隔夹层和储层韵律性影响水淹程度及模式不同。以C 3井Ⅰ 油组3、4小层为例, 从与周边井的构型解剖结果来看, 3、4小层均发育两期单砂体（图4）, 其中4小层第一期砂体为坝缘沉积, 主要分布在A 7井和A 9井处, 整体物性差（渗透率2.7~23.1 mD）、储层薄, A 9井实钻结果显示未水淹; 第二期砂体为河口坝沉积, 3口井均有分布, 整体物性好（渗透率216.9~2 553.9 mD）、储层厚。由于河口坝砂体垂向上呈反韵律, 其顶部通常为高渗层优势通道, 另外, 受单砂体内部垂向隔夹层遮挡作用影响, C 3井上部为强水淹, 下部则为弱水淹。对于3小层, 第一期砂体为水下分流河道沉积, 河道中心整体处于A 7井和A 9井连线上, 向C 3井逐渐变薄, 这3口井整体物性好（渗透率345.8~4 618.6 mD）、储层厚, 由于水下分流河道砂体垂向上为正韵律, 底部物性好, 其内部油水运动主要受底部高渗层优势通道和重力作用影响, 造成C 3井底部弱水淹而上部未水淹; 第二期砂体整体仍为水下分流河道沉积, 受河道迁移摆动在C 3井处为坝缘沉积, 其物性差（渗透率14.1 mD）、储层薄, 使得该层基本未动用而形成剩余油富集。

图4 层内单砂体隔夹层及韵律性对油水运动的控制

2.2.3 单砂体对平面油水运动的控制

对于三角洲前缘沉积储层, 各单砂体在平面上由外至内依次发育坝缘、河口坝、水下分流河道沉积, 其中水下分流河道及河口坝整体物性好、储层厚, 是油水运动的优势渗流方向, 水淹程度相对较高, 而坝缘整体物性差、储层薄, 平面上为水淹弱势区域, 存在剩余油富集[19]。

以研究区C 3井Ⅲ 油组为例, 该井钻后显示Ⅲ 油组4小层两期砂体主要为水下分流河道沉积, 物性相对较好（渗透率219.1~1 249.6 mD）, 通过与周边A 7采油井对比来看, 这两期砂体对应关系较好, 同为水下分流河道沉积, 因此水淹程度较高。

而C 3井Ⅲ 油组其他小层砂体均为坝缘沉积, 各单砂体整体较薄, 物性相对较差（渗透率38.8~82.0 mD）, 导致水驱程度较弱而未水淹, 形成大量剩余油富集（图5）。

图5 平面单砂体接触关系对油水运动的控制

3 储层水淹认识及剩余油分布研究
3.1 储层水淹认识

研究区初期仅E 1-7和E 1-8两口采油井在东二下亚段Ⅰ -Ⅲ 油组生产, 两口井的生产曲线特征显示其含水率逐渐上升, 表现为边水逐步侵入的特点。随后该区相继投产A 9S1和A 7两口采油井（图6）, 其中, A 9S1井东二下亚段Ⅰ -Ⅲ 油组于2007年10月投产, 初期含水率即达30%左右, 说明边水已经推进到该井点附近; A 7井东二下亚段Ⅰ -Ⅲ 油组及东三段Ⅴ 油组于2008年7月投产, 2009年9月A 7井产剖测试结果表明只有东三段Ⅴ 油组有产出, 2010年1月该井对东三段Ⅴ 油组卡层之后只在东二下亚段Ⅰ -Ⅲ 油组有产出, 且含水率立即下降至5%, 随后含水率快速上升主要是受E 1-7井转注后注入水影响。

图6 研究区生产动态曲线

2009年7月, 为补充地层能量E 1-7井开始转注, 转注初期在E 1-8、A 9S1和A 7井基本处于同一海拔深度的情况下, E 1-8、A 9S1井的含水率分别为45%和60%, 当时A 7井含水率较低, 说明边水是直接从边部侵入而非从A 7井南东方向绕进。

3.2 剩余油分布研究

通过前述单砂体储层构型分析, 在多层合注合采条件下, 储层非均质性及沉积相带展布规律是控制水淹程度及剩余油分布的内在因素。大井距条件下, 非主力相带及主力相带边缘或侧翼是剩余油富集区。

研究区E 1-7井转注前处于天然能量开发阶段, 产出水主要受边水直接从边部侵入影响, 同时A 7井南东区域为砂体边部, 剩余油富集; 另外, E 1-7和C 2井转注后, 与其相邻的油井无论是日产液量、流压还是地层压力都有明显的见效特征, 表明该阶段水淹主要受注入水影响, 注采之间形成优势通道, 剩余油主要分布于非主流线区域及构造高部位。数模剩余油分布研究结果进一步验证了水淹分析结论的可靠性。

4 调整方案及实施效果

根据储层构型研究结果以及剩余油分布认识, 设计在A 7井南东区域部署一口调整井A 16井, 同时将关停井A 7井侧钻至构造高部位变为A 7S1井, 预测到2035年两口井累增油可达10.8× 104 t, 提高区域采收率7.91%。

实钻结果显示, A 16井钻遇油层29.3 m, 仅2.4 m弱水淹; A 7S1井钻遇油层25.7 m, 全部未水淹。两口井于2020年11月投产, 初期合计日产油140 t, 截至目前累产油超5.0× 104 t, 取得了较好的开发效果。

5 结论

（1）依据三角洲相储层构型理论, 对单成因砂体垂向及平面的接触关系进行详细解剖。结果表明, 在小层规模上看似连通的复合砂体实际上为多期沉积的水下分流河道、河口坝以及坝缘砂体在垂向上相互叠置切割。

（2）以储层构型解剖为基础, 分析了单砂体对油水运动的控制作用, 层间不同单砂体相带干扰、层内单砂体隔夹层和韵律性以及平面不同单砂体配置关系是控制剩余油分布的主要因素, 单砂体边部易形成剩余油富集。

（3）根据剩余油分布认识, 设计两口调整井, 完善了该区井网, 提高了油田采收率, 取得了较好的开发效果, 对于高含水开发后期老油田剩余油挖潜提供了有益参考。

（编辑 卜丽媛）

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