苏北盆地复杂小断块油田剩余油分布规律及开发对策

2014-05-30褚庆忠梁武斌陈小哲邵先杰

延安大学学报（自然科学版） 2014年2期

武泽，褚庆忠，梁武斌，陈小哲，李辉，邵先杰

(燕山大学石油工程系，河北秦皇岛 066004)

目前我国东部油田大部分已进入开发后期，产水量较高，产油量却大大降低;且其中不少油田被断层切割，构造支离破碎，形成了许多复杂小断块油藏，其注采连通性也受到严重影响，剩余油分布零散，开采难度加大，因此研究断块油藏剩余油的问题有利于提高原油产量，延长稳产期，缓解紧迫的供油需求，增加油田效益。

苏北盆地的小断块油藏作为东部油田中的一例，有着复杂的构造和砂体特征，现在处于中高含水期，储层的非均质性使得层间和层内均表现出种种油水冲突和矛盾，因而需要通过地质特征和开发特征的研究查明剩余油分布规律，分析其影响因素，制定有针对性的注采开发政策。本文以苏北盆地的杨家坝、陈堡和高集3个油田为目标，进行剩余油研究。

1 复杂小断块油田地质特征

苏北盆地复杂小断块油田是由多种断层控制的众多相互独立的断块油藏组成，各个断块油藏的储层物性、储量丰度、产层构造、原油性质有着不小的差异。其中陈堡油田构造上位于东台拗陷高邮凹陷［1］，高集油田和杨家坝油田的构造位置位于金湖凹陷，它们都属于复杂的断块、断鼻构造类型，具有以下共同的地质特征:

(1)断层发育、构造复杂

苏北盆地内部发育了伸展、走滑、挤压、反转等多种构造样式，断层较多。其中高集区块内有10条断层，杨家坝区块有6条断层，且落差较大;根据断层组合特点，可将其分为4种类型:平行分布型、对掉型、截切限制型、“人”字型［2］。而后对各含油小层的顶面微构造进行了详细研究，发现主要有五种微构造形态:正向微构造、负向地形、斜面地形、微阶地、微断鼻和微断块构造［3］。由此可知，构造形态呈现多样性，加大了剩余油研究的难度。

(2)含油面积小、叠合程度低

在边界控油断层、物性等因素的影响下，苏北盆地含油面积相差悬殊［4］，最大的含油面积2.4 km2，最小含油面积不到0.1 km2，平均分布系数0.28～0.3，油层叠合程度很低。主要原因是受断层切割影响，盆地构造被破坏，砂体在横向和纵向上得到约束;同时苏北盆地多属于三角洲和湖相沉积体系，洪水期和枯水期频繁变更，形成了较多的隔夹层，砂体连续性受到很大的影响。

(3)油水关系复杂

苏北盆地发育着较多断层，它们控制着烃源岩的分布与油气的运移和储存，同时也使得油藏形成多种圈闭类型，不同类型圈闭的封闭性各有差异，不同程度的油气逸散会使圈闭内部的油水界面产生差异;而且砂体顶部细微的起伏组合形态和隔夹层的稳定性也直接影响着油水关系，因而苏北盆地多样的断块构造和不同厚度的隔夹层造成油水分布的复杂性。

(4)沉积体系复杂、非均值性严重

由于受边界控制断层间歇性的活动和古气候的影响，湖水面频繁升降，导致沉积基准面和可容纳空间的频繁的变化，使各种微相类型在纵向和平面上发生有规律的交替，形成了苏北盆地复杂的沉积体系［5］。其中高集油田从 E1f12砂层组到E1f2

3砂层组中部，只发生了小幅度的湖水面的升降，纵向上多期河口砂坝与前缘席状砂交替出现。从E1f23砂层组中段沉积开始，河流三角洲废弃，水体逐渐变深，沉积了一套浅湖滩砂和生物碎屑灰岩，之后发生大面积的湖浸，沉积了一套半深湖—深湖泥岩。同时频繁更替的沉积体系导致隔夹层的发育程度较高，储层物性非均质性严重，增加了开发难度。例如高集油田有效砂层系数介于0.12～1之间，平均0.795，也就是说，储层中超过20%的厚度为隔夹层。

2 开发特征

根据苏北盆地开发动态资料分析，其主要特征变现为:

(1)无水采油期短、见水早，见水后含水快速上升

图1 高7断块含水随时间变化曲线

苏北盆地油田开发初期通常只有不到一年的无水采油期，之后进入注水开发阶段，且初期含水率上升较快。在高集油田高7断块的开发过程中，无水期采油期不到一年，从1995年10月到1996年9月，含水上升到6.3%，1997年4月含水上升到13%;后经过动态调整，2000年4月，含水保持在13%以下;2002年5月，含水又快速上升到39.8%;2002年11月，含水上升到51.4%;到2005年12月，含水达到76.4%，一直保持快速上升的趋势(图1)。

高7断块主力油层含油宽度只有200～400 m，沿断层呈条带状分布，断块呈封闭状，边水能量低，地层能量下降快，因此无水采油期短;由于储层非均质性，注水首先沿高渗透带推进，指进现象严重，造成含水上升快。

(2)稳产时间短，递减速度快

苏北盆地整个油田在开采时都表现出稳产期短和整体储层动用程度低的特点，进入递减阶段后，产量迅速下降。杨家坝油田的E1f23层系从1988年投产，到1989、1990年就达到了高峰产量4.89×104t/a，采油速度稳定了两年就开始了递减，1998年产量降到了1.43×104t/a，采油速度0.59%，此后年产量一直保持在1.4×104t/a左右，处于一个低速稳产阶段(图2)。高7断块年产油量从1998到2004年一直保持在2.5×104t左右，采油速度在1.11～2.28%之间，实现了该断块的稳产高效开发;2001年产量出现下降趋势，但随着井和开采层的增加，实现产量接替，逐年上升，并保持稳定［6］。

图2 杨家坝油田E1f23层系年产油量变化

由于苏北盆地油田初期开采方案是按主力油层特点制定的，造成层间矛盾严重，高渗透层中形成水流通道，低渗透层注水难以见效，使得油田稳产期短，产量递减快。

(3)常规技术采收率低

苏北油田利用常规注水开发，其采收率一般在30.5～43.4%之间，平均值为36.4%，采出程度较低。其中杨家坝油田按照开发方案中静态参数计算采收率，E1f2

3层系为27～32%，E1f1层系为19～24%，1996年开发调整方案后利用经验公式、流管法及水驱特征曲线法对采收率重新进行了标定，E1f2

3和E1f1层系分别为20%、18%。高6断块由于各层系处于中含水期，没有达到稳定阶段，所以取上述方法的平均值，计算结果为37.6%;E1f23层系为40.1%;E1f11层系为34.4%;E1f1

2为43.4%。高7断块取甲型水驱曲线、丙型水驱曲线法、图版曲线的平均值，E1f23层系采收率预测值取34.0%。

苏北地区采收率低，主要有两个因素:注采井数比低，地层能量亏空;油层非均质性严重，注水突进快，效率低。

(4)注采井网完善难度大

苏北盆地的复杂小断块油藏由于构造复杂，含油面积小，纵向上油层叠合程度低，油水边界参差不齐，完善井网比较困难。具体表现为以下几点:

①注采井数比低、油井多向受效率较低，且注水量偏少，达不到配注要求，地层亏空比较严重，如杨家坝油田E1f23层系。

②油层非均质程度高，注水井吸水不均匀，单层突进严重，杨家坝和高集各层系均有此现象。

③各层系总体上井网比较完善，但局部存在空白区，如杨家坝区块E1f23层系在杨5－3井和杨16井距边界断层附近的构造高点仍有200～300 m，这一区段无井控制;杨6－1井北部沿鼻状构造轴部到油水边界的距离有400 m，这一片范围无井控制。

3 剩余油分布规律及影响因素

3.1 剩余油分布规律

苏北盆地油田注水开发存在水淹严重和剩余油分布零散的问题，因此进一步的开发需要分析剩余油分布规律，这一部分以杨家坝油田为代表进行分析。杨家坝油田属于复杂小断块油田，它的三套层系中油层微相类型多，断层发育，微构造类型多，油水关系复杂，剩余油的分布特征有代表性。总体情况是:

(1)平面剩余油分布规律

①剩余油在沉积微相中的分布

根据数模演示结果，在杨家坝油田的主力油层中，滩坝砂体坝的剩余油最为富集，河口坝砂体中等，水下分流河道砂体剩余油富集程度相对较低［8－9］;非主力油层中的滩砂、前缘席状砂剩余油少，散块状分布。

②剩余油在微构造中的分布

在油田开发后期高含水阶段，微构造对剩余油的控制作用十分明显，尤其像杨家坝小型复杂断块油藏。从构造上分析，剩余油主要富集在正向构造部位，同时沿鼻状构造轴部和微断鼻构造部位剩余油富集。沿微沟槽部位边水指进速度快，水洗程度高，剩余油含油饱和度低，如杨1井至杨22－1井一线在微沟槽，数模结果显示，剩余油饱和度一般低于45%。

③平面非均质性与剩余油分布的关系

油层的非均质性影响油水运动，非均质性严重地区，水线不均匀推进，剩余油比较富集;相对均质地区则相反，剩余油较少。E1f23砂层组5小层在杨10－5至杨10－3井一线井间储层相对均质，注入水或边水推进都比较均匀，剩余油较少。在杨8－2井至杨34井一线和杨7－2至杨5－3井一线非均质性较强，注入水和边水指进现象严重，剩余油比较富集。

④不同井网控制下的剩余油分布

杨家坝油田三套层系总体上井网比较完善，但由于油层在平面上变化大，经常出现尖灭或变干现象，容易形成局部注采不完善的情况。E1f23砂层组1小层在杨7－2井附近处尖灭，导致杨7－2井没有注水井对应，同时处在两断层构成的“墙角”位置，剩余油也比较富集。

(2)纵向上剩余油分布规律

①层间剩余油分布

层间剩余油分布是由多种原因形成的，主要有层间非均质性、参差不齐的油水界面及不完善的射孔这3点因素。多层合注合采时，层间干扰严重，渗透率高的吸水量大，低渗部位吸水量小。根据全区实测吸水剖面结果统计，只有13.37%的层吸水好，超过70%的层相对吸水状况为差，这些吸水差的层一般是剩余油富集的层。

另一方面，由于各层间含油面积不同，油水界面不齐，含油面积小的层，先见水，并发生水淹;由于油水粘度不一的关系，阻碍了其它层出油，这样含油面积大的层剩余油连片分布。E1f23层系剩余油连片性比E1f1

2层系好，主要原因就是含油面积大小不同，边水水淹的面积比例不同。

②层内剩余油分布

层内剩余油分布主要受层内渗透率非均质性及夹层分布的影响。油层非均质性越强，注入水越容易沿高渗段窜进，含水上升速度高，驱油效率低，纵向上剩余油富集区大。而且层内渗透率比较高且无夹层的均质油层注入水波及系数比较高，其生产情况比较好，剩余油饱和度低。层内均质，无夹层，则油层上部剩余油比较富集。因此对于底水油层，总的情况是反韵律油层生产效果最好，复合韵律次之，正韵律最差。

3.2 剩余油分布影响因素

在了解苏北盆地油田剩余油分布规律以后，分析其主要影响因素有两个，一是地质因素，包括沉积、成岩、构造和流体等影响储层宏观、微观、纵向和平面非均质性、润湿性等地质因素。二是油藏工程因素，包括井网井距、井网密度，射孔厚度，注采系统，注水方式等［10］。以下重点介绍地质因素对剩余油的影响:

(1)微构造对剩余油分布的影响

由于注水开发，原有的油水平衡条件受到改变，油层的倾斜和起伏(微构造)会引起油水的重新分异，尽管这种分异极不完全，时间上也很短暂，但它使部分油由相对较低的负向微构造区向较高的正向微构造区运移，还使一部分水和油作相反方向的运移;又由于正向微构造区中储集的原油本身又难以被驱动，其结果是正向微构造形成剩余油富集区，斜面次之，负向微构造区形成高含水区。前面已经分析，杨家坝油田正向微构造的井含水一般小于50%，低于层系平均含水，而处于负向微构造的井含水一般大于75%。

(2)孔隙结构对剩余油分布的影响

微观孔隙结构对剩余油的影响非常大，因为储层中的孔隙网络并非以单一形态分布，而是以组合形态共存，有均匀分布和非均匀分布两种形式，但多以非均匀形式分布。杨家坝油田以中低渗透类型为主，孔隙细小，喉道为孔隙突变小型的储层，非均质性强，流动阻力大，水驱前缘不能较均匀的向前推进，驱油效率低。

(3)韵律对剩余油的影响

不同沉积类型的油层，韵律性质不同，高渗透段位置不同，这些因素始终控制着油层纵向水洗特征和剩余油的分布特征。根据岩心观察结果，不同韵律的油层，剩余油富集位置存在着很大差别。正韵律油层下部渗透率高，上下部渗透率级差大，使得水沿下部窜流;且在重力作用下，水质点下沉过程中，垂直渗透率也越来越高，进一步加剧了下部水窜。因此总体上反韵律油层、复合韵律油层纵向波及系数一般比正韵律油层高。

(4)夹层对剩余油的影响

夹层的影响是多方面的，不同性质的夹层、不同稳定程度的夹层以及纵向上夹层的分布频率不同对剩余油控制作用都是不同的。注采井间稳定分布的夹层把厚油层分成若干独立的流动单元，减弱了重力和毛管力的作用，对于正韵律，均匀型韵律油层有利于提高注水波及体积，而对于反韵律油层则不利于下部油层的动用。对于像杨家坝油田这样的底水油层，夹层可以抑制底水的锥进速度，提高开发效果。而不稳定夹层对剩余油的影响比较复杂。假若注采井间只有一口井有不稳定夹层，尤其是采油井有夹层比注水井有夹层对注水波及效果影响更大。

(5)“底水”对剩余油的影响

假若是若干个底水油层合采，那么垂向渗透率大的油层底水首先突破，由于油水粘度的差异就限制了其它层供油。根据理论上的近似计算，如果高渗透层的垂向渗透率比其它层高一倍，高渗透层就会提前一倍的时间见水，其它层就很难再发挥作用。

(6)油层平面非均质性对剩余油的影响

平面非均质性对剩余油的影响非常明显，主要表现为非均质严重的地段。边水或注入水指进严重，高渗带水洗程度高，低渗带水洗程度底，剩余油富集程度高。

综上所述，控制剩余油分布的因素多种多样，它是一个综合因素作用的结果，但不同地区起主导作用的因素各不相同。就杨家坝油田而言，起主导作用的因素是微构造、边水、非均质性、井网完善程度、注采系统完善程度。针对不同的影响因素开发过程中应采取不同的技术措施。

4 开发对策

根据以上对苏北盆地剩余油的研究，制定了相应的开发政策［11］:

(1)加强地质基础研究，提高油藏认识

苏北盆地断块较多，地势复杂，横向变化快，造成了平面上非均质性强，且沿着物源方向，物性变化平缓，储层物性变化慢;垂直于物性方向上非均质性强。因而需要认真分析苏北盆地的构造特点和演化历史，利用测井资料、地震资料和岩心资料划分沉积微相，认识平面非均质性，了解注水流动方向，避免无效注水，有利于提高注水效率。

(2)优化层系组合，提高资源利用率

鉴于苏北盆地层间隔夹层多、纵向非均质性强的特点，我们必须细分油层，分层系开发，避免层间干扰，减小注水窜层和底水锥进带来的影响，提高总体采收率。

(3)水平井技术

针对某些油层厚度薄的特点，利用普通的直井采收率低，难以满足生产需求，而水平井可以很好地解决之一问题，它可以增加井筒与油层的接触面积，，充分利用油层本身的能量，减少能量损耗，部分程度上减弱了平面非均质性的影响，提高采收率。

(4)大斜度定向井技术

大斜度定向井可以穿过多个断块油藏，消除了断层切割带来的影响，较少了钻井成本和前期投资，便于管理;即使油层不在同一深度、方位也不同的情况下，一口多目标定向井也能同时采油，节约成本。

(5)调整注采结构

该方案的提出主要是针对长期注水冲刷所形成的井间滞留油区，通过补层、油水井转换、卡堵水等一系列措施来实现对原有注采结构的调整，打破多年注水形成的油水分布局面，通过改变液流方向，产生反向或侧向压力波激动“死油区”，充分挖掘油藏剩余潜力。