侯東梅,牟松茹,周軍良,張文童,權(quán)勃
中海石油(中國)有限公司天津分公司 渤海石油研究院,天津 300459
在油田開發(fā)的各個階段,不同級次隔夾層描述是儲層描述的重點,尤其對于底水油藏而言,隔夾層是影響油藏內(nèi)部油氣水流動的關鍵地質(zhì)因素[1-3]。渤海海域底水油藏較為發(fā)育,如遼東灣的旅大32-2油田、旅大27-2油田、石臼坨凸起上的秦皇島32-6油田、沙壘田凸起上的曹妃甸油田群等,儲層以辮狀河、辮狀河三角洲沉積為主,不同期次砂體切割疊置使得儲層厚度大、內(nèi)部隔夾層較為發(fā)育。渤海CFD11-X油田隸屬渤海海域最大的底水油田群曹妃甸油田群,油藏具有氣頂及較強規(guī)模底水,辮狀河儲層非均質(zhì)性強,全部采用水平井井網(wǎng)利用天然能量開發(fā)。受地震資料品質(zhì)差、井網(wǎng)密度稀、鉆井資料以水平井為主等因素制約,隔夾層描述難度大、剩余油認識不清。目前CFD11-X油田進入高-特高含水階段,含水率大于90%的水平采油井比例超過70%,迫切需要開展隔夾層精細刻畫及隔夾層對剩余油分布的影響研究,指導油田高效挖潛。
近年來,國內(nèi)外眾多學者在開展隔夾層巖相及成因研究的基礎上,以定向井資料為主、水平井資料為輔開展隔夾層識別,并以井震結(jié)合為橋梁,通過地震多屬性分析及地震反演,綜合動態(tài)資料進行隔夾層刻畫[3-6],基于隔夾層認識開展剩余油描述及挖潛實踐,取得了較好效果[7-8],但缺乏水平段位置與隔夾層分布關系對剩余油分布影響方面的系統(tǒng)研究,尤其動靜資料結(jié)合方面的研究還有待進一步加強。前人根據(jù)CFD11-X油田靜態(tài)水平井資料及地震資料,開展了隔夾層成因、識別、刻畫等方面的研究[9-10],對隔夾層的類型及分布有了一定認識,但由于缺乏水平井動態(tài)資料的應用,尤其尚未開展動靜資料結(jié)合下隔夾層刻畫及剩余油挖潛方面的系統(tǒng)研究,使得早期認識已無法滿足油田特高含水期剩余油精細挖潛的需要。本文以CFD11-X油田NgⅢ下油組為研究目標,在精細層序地層格架內(nèi),充分利用動靜態(tài)資料,剖析不同類型隔夾層的動靜態(tài)響應特征,刻畫隔夾層分布,分析不同類型隔夾層水平井開發(fā)模式下的油水運動規(guī)律,建立剩余油分布模式并制定水平井加密挖潛策略,指導油田剩余油的高效挖潛。
渤海CFD11-X油田位于渤海海域西部,構(gòu)造上位于渤海灣盆地沙壘田凸起的東南端,整體為受基底古地貌和斷裂系統(tǒng)共同影響發(fā)育的背斜構(gòu)造(圖1)。已鉆井自上而下鉆遇的地層有第四系平原組、新近系明化鎮(zhèn)組和館陶組、古近系東營組以及元古界地層,主力含油層系為明化鎮(zhèn)組和館陶組。館陶組埋深1300~1500 m,為晚第三紀盆地整體坳陷的產(chǎn)物,該沉積階段可容空間小,辮狀河道切割疊置,儲層厚度大且連片發(fā)育,但隔夾層發(fā)育使得儲層非均質(zhì)性強,沉積物以含礫砂巖、中細砂巖及薄層泥巖為主,儲層具有中高孔、高滲的特征[11-12]。油藏以底水油藏為主,30口水平采油井利用天然能量開發(fā),綜合含水超90%。NgⅢ下油組作為油田主力產(chǎn)層,開發(fā)早期為避氣頂,水平井主要位于油層中下部,受內(nèi)部隔夾層發(fā)育影響,不同位置水平井液量、含水特征差異明顯。NgⅢ下油組已鉆定向井及直井井距大于1 km,鉆井揭示儲層厚度大于30 m,內(nèi)部隔夾層厚度0~5 m,平均厚度3 m,地震資料主頻35 Hz,利用已鉆井及地震資料進行隔夾層精細刻畫難度大,從而影響了剩余油預測的精度。油田進入特高含水期迫切需要結(jié)合動靜態(tài)資料系統(tǒng)開展隔夾層描述,弄清水平井開發(fā)模式下不同類型隔夾層對剩余油分布的控制作用,指導油水井生產(chǎn)措施的制定及后續(xù)剩余油挖潛。
圖1 CFD11-X油田區(qū)域構(gòu)造位置、開發(fā)井位及層序柱狀圖Fig. 1 Regional structure location, development well location map and hierarchical histograms of CFD11-X oilfield
區(qū)域上新近系館陶組地層與下伏古近系東營組、上覆新近系明化鎮(zhèn)組地層呈不整合接觸,可劃分為一個三級層序,內(nèi)部細分為低位域、湖侵域及高位域[12-13]。CFD11-X油田館陶組縱向細分為NgI、NgⅡ、NgⅢ油組,分別對應高位域、湖侵域及低位域,各體系域內(nèi)基準面的起伏變化,導致內(nèi)部發(fā)育多個短期沉積旋回。根據(jù)旋回變化特征,將NgⅢ油組細分為兩個中期沉積旋回,均為基準面上升旋回,其中NgⅢ下油組對應早期沉積旋回?;鶞拭嫔仙卦缙?,沉積物供應充足,可容空間有限,河道在平面及縱向頻繁切割,使得儲層厚度較大,但由于河道切割侵蝕,泛濫平原泥巖分布不穩(wěn)定,形成儲層內(nèi)部不穩(wěn)定隔夾層;在基準面上升旋回末期,沉積物供應減弱,在儲層頂部發(fā)育穩(wěn)定的泛濫平面泥質(zhì)沉積,也是NgⅢ下油組NgⅢ上油組的分界線。為了更好識別隔夾層發(fā)育特征,結(jié)合NgⅢ下油組內(nèi)部砂體基準面旋回變化,將NgⅢ下油組進一步細分為3個短期旋回(圖2),從上至下分別為旋回a、旋回b,旋回c,由下向上,水體不斷加深,可容空間增大,沉積物供應相對減弱,局部隔層趨于穩(wěn)定,內(nèi)部夾層相對較發(fā)育。
NgⅢ下油組隔夾層巖性主要為灰色泥巖、粉砂質(zhì)泥巖及泥質(zhì)粉砂巖(圖3),主要為泛濫平原、河道頂部泥質(zhì)沉積,厚度差異主要受控于河道的下切侵蝕作用,不同短期旋回河流作用強弱變化使得隔夾層分布存在明顯差異。從縱向沉積特征上看(圖2),NgⅢ下油組由上向下隨著河道作用增強,隔夾層分布趨于不穩(wěn)定發(fā)育。其中旋回a頂部為區(qū)域洪泛面,隔夾層分布相對穩(wěn)定,旋回a沉積時期,河流作用相對較弱,河道下切作用偏弱,使得旋回a和旋回b之間局部隔夾層分布穩(wěn)定;旋回b沉積時期,河流作用增強,河道下切旋回c頂部泥質(zhì)沉積及局部河道,使得隔夾層僅局部發(fā)育;旋回c沉積時期,河道來回切割,儲層較為發(fā)育,縱向厚度大,發(fā)育物性夾層,且多為局部發(fā)育。
圖2 CFD11-X油田NgⅢ下油組精細層序地層格架(剖面線見圖1中A-B)Fig. 2 Fine sequence stratigraphic framework of NgⅢ Lower Group in CFD11-X oilfield (section line see figure 1 A-B)
圖3 CFD11-X-I9P1井NgⅢ下油組巖心特征Fig. 3 Well CFD11-X-I9P1 core characteristics of NgⅢ Lower Group
識別隔夾層的靜態(tài)資料主要包括巖心、測井及地震資料,一般而言,當?shù)卣鹳Y料無法識別隔夾層時,密井網(wǎng)測井資料往往是隔夾層精細刻畫的重要基礎。研究區(qū)儲層厚度大于30 m,隔夾層平均厚度3 m,地震資料主頻35 Hz,直井及定向井資料少于10口,且井距大于1 km,取心井僅1口,無法滿足隔夾層精細刻畫需要,但由于水平井資料豐富,且水平段長度平均350m,能在一定程度上彌補稀井網(wǎng)的不利條件。研究區(qū)NgIII下油組內(nèi)部隔夾層具有明顯的測井響應特征,隔夾層發(fā)育時自然伽馬、電阻率特征與儲層存在差異(圖1)。結(jié)合7口定向井及30口水平井測井響應特征,綜合建立了NgⅢ下油組孤立型單砂體、堆積垂疊型復合砂體、切割垂疊型復合砂體三類儲層結(jié)構(gòu)模式(圖4),其中孤立型單砂體縱向隔夾層往往穩(wěn)定發(fā)育,堆積垂疊型復合砂體隔夾層不穩(wěn)定發(fā)育,切割垂疊型復合砂體隔夾層往往不發(fā)育。在利用定向井、水平井常規(guī)測井資料識別的基礎上,以研究區(qū)20余口水平井的探邊資料為輔助,對NgⅢ下油組內(nèi)部隔夾層進行綜合識別。
圖4 CFD11-X油田NgⅢ下油組砂體切疊模式及定向井、水平井聯(lián)合隔夾層識別Fig. 4 Sand body stacking mode and interlayer identification using directional well and horizontal well of NgⅢ Lower Group in CFD11-X oilfield
近年來,除利用靜態(tài)資料識別隔夾層外,越來越多的動態(tài)資料被用于隔夾層的識別與刻畫。研究區(qū)NgⅢ下油組為底水油藏,水平井開發(fā)模式下,受不同類型隔夾層的遮擋,水平采油井往往表現(xiàn)出不同的生產(chǎn)動態(tài)特征,可以用來較好判別水平井軌跡附近隔夾層是否發(fā)育及發(fā)育的規(guī)模。根據(jù)研究區(qū)NgⅢ下油組30口采油井的動態(tài)資料,將水平井生產(chǎn)動態(tài)特征歸結(jié)為三類(圖5),第一類動態(tài)上表現(xiàn)為無水采油期較短,試井壓力倒數(shù)曲線明顯下降,分析認為油藏能量較強,受底水錐進影響,底部快速水淹導致,對應于隔夾層往往不發(fā)育,底水呈無遮擋狀態(tài),儲層類型多為切割垂疊型復合砂體,即使局部隔夾層發(fā)育,但其規(guī)模往往小于水平段的長度;第二類動態(tài)上表現(xiàn)為無水采油期中等,含水上升多為階梯上升,試井壓力倒數(shù)曲線下降趨勢中等,分析認為油藏能量雖較強,但底水受隔夾層遮擋,推進緩慢,底水呈半遮擋狀態(tài),儲層多為堆積垂疊型復合砂體,對應隔夾層不穩(wěn)定發(fā)育,但隔夾層規(guī)模大于水平段長度,具有一定規(guī)模,對底水具有抑制作用;第三類為動態(tài)上表現(xiàn)為無水采油期或低含水期較長,含水上升多為緩慢增長型,試井壓力倒數(shù)曲線多無明顯下降,分析認為油藏能量受隔夾層遮擋影響較大,底水僅能沿局部切疊部位繞隔夾層呈邊水推進,對應隔夾層往往穩(wěn)定發(fā)育,底水呈全遮擋狀態(tài),儲層多為孤立型砂體,隔夾層分布相對穩(wěn)定,或隔夾層分布規(guī)模遠大于水平段長度,底水無法沿底部向上突破。
圖5 CFD11-X油田底水油藏不同隔夾層模式下動態(tài)響應特征Fig. 5 Dynamic characteristics of bottom water reservoir with different interlayer modes in CFD11-X oilfield
以定向井、水平井測井資料為基礎,通過靜態(tài)方法在等時層序地層格架內(nèi)識別隔夾層的基礎上,根據(jù)不同隔夾層模式下水平采油井生產(chǎn)動態(tài)特征,綜合對NgⅢ下油組不同旋回之間及內(nèi)部隔夾層進行綜合識別。從識別結(jié)果來看(圖6),縱向上隔夾層的分布具有一定的規(guī)律性,表現(xiàn)為各旋回內(nèi)部隔夾層多呈不穩(wěn)定發(fā)育,以夾層為主要特征,水平井開發(fā)動態(tài)表現(xiàn)為夾層對底水的遮擋表現(xiàn)為無遮擋或半遮擋型;旋回與旋回之間,受不同旋回沉積時期河流下切作用強弱的影響,隔夾層分布具有明顯差異,其中旋回b和旋回c之間隔夾層多呈不穩(wěn)定發(fā)育,表現(xiàn)為夾層特征,尤其旋回c內(nèi)部儲層以堆積垂疊型復合砂體為主,夾層規(guī)模較小,水平井開發(fā)動態(tài)表現(xiàn)為夾層對底水的遮擋多表現(xiàn)為無遮擋型,旋回b內(nèi)部儲層以切割垂疊型復合砂體為主,夾層分布具有一定規(guī)模,水平井開發(fā)動態(tài)表現(xiàn)為夾層對底水的遮擋表現(xiàn)為半遮擋型;旋回a和旋回b之間隔夾層多呈穩(wěn)定發(fā)育,以隔層為主要特征,旋回a內(nèi)部儲層以孤立單砂體為主,水平井開發(fā)動態(tài)表現(xiàn)為對底水的遮擋表現(xiàn)為遮擋型。
圖6 CFD11-X油田復雜底水油藏剩余油挖潛模式圖(剖面線見圖1中C-D)Fig. 6 Residual oil digging pattern of complex bottom water reservoir in CFD11-X oilfield (section line is shown in figure 1 C-D)
復雜油藏內(nèi)部剩余油的分布不僅與儲層內(nèi)部的隔夾層有關,也與開發(fā)井網(wǎng)有關。對于水平井開發(fā)的復雜底水油藏而言,水平井的分布位置、隔夾層的分布規(guī)模、水平井軌跡與隔夾層的關系等綜合影響著剩余油的分布[14-17]。需要在明確剩余油影響因素的基礎上,建立剩余油分布模式,指導復雜底水油藏剩余油挖潛。
4.1.1 無遮擋型底水油藏
在水平井開采底水油藏時,井筒周圍產(chǎn)生壓力降及油藏中的物質(zhì)平衡關系,使得底水油藏中會出現(xiàn)油水界面發(fā)生變形呈脊形上升的現(xiàn)象,其方向垂直于水平井方向的橫截面因形狀相似于直井中形成的“錐面”,稱為底水的水脊[18]。
當?shù)姿筒責o隔夾層遮擋時,水脊腔形態(tài)的刻畫是剩余油研究的重點,在相同儲層及流體條件下,井距及生產(chǎn)制度對水脊的形態(tài)有較大影響[19-21]。通過分析驅(qū)油效率、剩余油飽和度,認為無隔夾層遮擋時水平井水脊腔可分為內(nèi)、外兩層,內(nèi)、外水脊的劃分以區(qū)域含油飽和度56%(對應驅(qū)油效率30%)為界限,內(nèi)水脊區(qū)底水驅(qū)替倍數(shù)大、驅(qū)油效率中等偏強,剩余油飽和度低,外水脊區(qū)底水驅(qū)替倍數(shù)較小,驅(qū)油效率偏低,剩余油飽和度偏高。結(jié)合研究區(qū)水平井日產(chǎn)液水平,對水脊形態(tài)進一步分析發(fā)現(xiàn),日產(chǎn)液通過影響水脊腔內(nèi)驅(qū)動壓力梯度會導致水脊形態(tài)發(fā)生變化,水平井實施提液可以提高內(nèi)水脊區(qū)的驅(qū)動壓力梯度,使得內(nèi)水脊區(qū)波及增大,大幅降低剩余油飽和度,但外水脊區(qū)驅(qū)動壓力梯度仍相對偏小,剩余油飽和度較高(圖7)。基于水脊腔形態(tài)定量刻畫分析,認為原水平井井距300 m開發(fā),底水水脊波及半徑最大為100 m,井間及儲層頂部剩余油富集,該類油藏開發(fā)井井距可以加密至120~150 m。
圖7 無遮擋型底水油藏水平井脊腔形態(tài)示意圖Fig. 7 Horizontal well ridge cavity illustration in bottom water reservoir without occlusion
4.1.2 遮擋型底水油藏
當?shù)姿筒卮嬖诟魥A層遮擋時,受不同遮擋條件的影響,底水波及范圍、水體推進方式不同使得油井表現(xiàn)出不同的動態(tài)特征,也使得剩余油分布存在差異[22-24]。當隔夾層對水平井下方底水屬于全遮擋類型時,底部水體推進因隔夾層受阻,僅能沿局部連通區(qū)繞流為油井提供能量,使得隔夾層下方遮擋區(qū)以及隔夾層上方非來水區(qū)剩余油富集。當隔夾層對水平加下方底水屬于半遮擋類型時,研究發(fā)現(xiàn)隔夾層的遮擋規(guī)模、分布寬度、分布位置均影響著剩余油的分布(圖8)。當隔夾層側(cè)向及底部遮擋時,受遮擋一側(cè)剩余油富集;當側(cè)向不遮擋僅底部遮擋時,隔夾層之下遮擋區(qū)存在剩余油;當隔夾層靠近油藏中上部時,隔夾層之下遮擋區(qū)剩余油富集,隔夾層位于油藏中下部,且分布范圍小于水平段長度時,隔夾層之下遮擋剩余油相對較少。因此可以結(jié)合隔夾層的分布位置,對剩余油進行有針對性挖潛。
圖8 不同遮擋類型下底水油藏下剩余油模擬圖Fig. 8 Simulation of residual oil under bottom water reservoir with different shielded interlayer
底水油藏的剩余油分布不僅與隔夾層有關,也與開發(fā)方式有關,尤其水平井開發(fā)時,水平井與隔夾層的位置關系對剩余油分布影響較大[25-26]。結(jié)合剩余油機理分析及水平井軌跡與隔夾層分布的相對位置關系,將研究區(qū)剩余油類型分為頂部富集型、中部富集型、下部富集型,剩余油的富集類型與水平井、隔夾層的位置有關,當水平井開發(fā)呈無遮擋型時,底水水脊明顯,縱向主要在頂部和中部剩余油富集,平面主要在井間、局部構(gòu)造高部位以及低井控區(qū)剩余油富集;當水平井開發(fā)呈半遮擋型時,底水水體以拖進模式推進,水驅(qū)波及范圍增大,縱向上在頂部及隔夾層之下剩余油富集,平面主要在局部構(gòu)造高部位、低井控區(qū)以及水體推進不均一側(cè)剩余油富集;當水平井開發(fā)呈全遮擋型時,水體呈繞流上升推進,縱向主要在儲層中下部剩余富集,平面上在水體推進不均一側(cè)、低井控區(qū)域、局部構(gòu)造高部位剩余油富集?;诟魥A層分布特征及水平油井開采特征對研究區(qū)剩余油進行了刻畫,由于旋回a內(nèi)部儲層主要為孤立型單砂體,且高部位發(fā)育氣頂,剩余油主要分布在低井控區(qū);旋回b內(nèi)部儲層主要為堆積垂疊型復合砂體,剩余油主要分布在水平井井間、低井控區(qū)、局部構(gòu)造高部位以及隔夾層遮擋區(qū);旋回c內(nèi)部儲層主要為切割垂疊型復合砂體,剩余油主要分布在低井控區(qū)、局部構(gòu)造高部位、水平井井間(圖6)。綜合油藏、層序地層、儲層特征,利用現(xiàn)有水平井生產(chǎn)動態(tài)特征,分析隔夾層遮擋類型及天然能量驅(qū)動特征,根據(jù)不同能量下的驅(qū)替機理,確定了不同隔夾層遮擋條件下的剩余油分布模式(表1)。
根據(jù)CFD11-X油田NgIII下油組復雜底水油藏特征、隔夾層分布及剩余油研究,制定了井型上繼續(xù)采用水平井開發(fā)的挖潛思路,建立了后期加密挖潛模式(圖9)。對氣頂、底水能量聯(lián)合驅(qū)動的無隔夾層遮擋型油藏,油井投產(chǎn)初期會呈現(xiàn)氣油界面下推、底水錐進的情況,早期主要在油層中部位部署井位,上避氣下避水大井距(井距500~600 m)進行開發(fā),待氣頂采出程度較高時(50%左右),氣油界面恢復原來位置后,布井位置位于油層頂部,井距加密至250~300 m;對于底水驅(qū)動無隔夾層遮擋型油藏,早期主要在高油柱區(qū)開發(fā),后期采用井間加密、低油柱區(qū)有效動用的挖潛模式;對于近似邊水、底水聯(lián)合驅(qū)動的隔夾層半遮擋型油藏,早期主要在高油柱區(qū)開發(fā),后期采用平面井間加密,縱向依托隔夾層分布交錯加密進行挖潛的模式;對于有隔夾層全遮擋的油藏,早期主要在高油柱區(qū)開發(fā),后期采用平面井間加密,縱向依托隔夾層細分開發(fā)層系開發(fā)的挖潛模式。
圖9 不同隔夾層遮擋條件下剩余油挖潛模式Fig. 9 The residual oil tapping mode under different types of interlayer occlusion
通過以上研究,形成了無遮擋區(qū)井間加密挖潛、低井控區(qū)有效動用挖潛、遮擋區(qū)縱向立體挖潛的剩余油高效挖潛對策,指導了NgIII下油組特高含水期綜合調(diào)整方案的研究與實施。15口水平井實鉆與研究成果吻合率達90%以上(表1),投產(chǎn)初期平均產(chǎn)油130 m3/d,初期含水率低于60%的油井5口,較好的驗證了成果的合理性,水平井加密挖潛后,油田產(chǎn)量提升效果明顯(圖10),也為后續(xù)進一步挖潛打下了堅實基礎。
圖10 CFD11-X油田水平井加密挖潛效果Fig. 10 Encryption and potential effect of horizontal well in CFD11-X oilfield
表1 CFD11-X油田15口水平井設計與投產(chǎn)情況對比Table 1 The Comparison between the horizontal well design and the actual production situation
(1)對于CFD11-X油田NgⅢ下油組底水油藏,通過動靜資料對隔夾層進行研究,明確孤立型單砂體、堆積垂疊型復合砂體、切割垂疊型復合砂體儲層結(jié)構(gòu)模式?jīng)Q定了隔夾層從穩(wěn)定發(fā)育、不穩(wěn)定發(fā)育到不發(fā)育,建立的基于模式控制的定向井、水平井資料聯(lián)合隔夾層識別及不同隔夾層模式下水平井的動態(tài)響應模式為隔夾層精細刻畫提供了有利條件。
(2)CFD11-X油田NgⅢ下油組底水油藏隔夾層發(fā)育,水平井開發(fā)模式下縱向隔夾層對底水的遮擋特征存在明顯差異。各旋回之間,隔夾層穩(wěn)定至不穩(wěn)定發(fā)育,對底水的遮擋表現(xiàn)為遮擋型或半遮擋型,各旋回內(nèi)部隔夾層多呈不穩(wěn)定發(fā)育,對底水的遮擋表現(xiàn)為無遮擋或半遮擋型。遮擋型和半遮擋型區(qū)域?qū)Φ姿囊种谱饔檬沟迷搮^(qū)剩余油富集。
(3)針對CFD11-X油田NgⅢ下油組底水油藏水平井開發(fā)現(xiàn)狀,基于隔夾層精細刻畫及剩余油分布影響因素分析,推薦無遮擋區(qū)開展井間加密挖潛、低井控區(qū)開展有效動用挖潛、遮擋區(qū)開展縱向立體加密挖潛,礦場實踐結(jié)果表明,該方法及思路改善了油田開發(fā)效果,也可供國內(nèi)外底水油藏剩余油的高效挖潛借鑒。