王春庆 （中石油大庆油田有限责任公司第十采油厂地质大队，黑龙江 大庆 166405）

A油田是一个受断层、构造、岩性多种因素控制的复合型特低渗透砂岩油藏，主力开发油层为F油层 （包括FⅠ、FⅡ和FⅢ），储层砂体属于分流河道沉积，纵向油层多，平面相变快，砂体条带状发育，连续性差。经过多年的注水开发，目前综合含水已达42.57%，处于含水上升、产量递减加快阶段，同时剩余油分布趋于复杂。下面，笔者对A油田沉积体系及其主力油层进行了精细研究。

1 F油层纵向细分解剖研究

1）F油层纵向细分解剖标准 根据取心井岩电对应分析，建立A油田F油层纵向细分解剖标准。A油田一类油层钻遇率大于等于50%，二类油层钻遇率大于等于25%，因而细分后单元钻遇率一般应大于15%，这样可作为调整挖潜的一个基本单元。根据油田开采工艺技术现状，采用薄隔层平衡限流法压裂技术和深穿透、低伤害射孔技术时，要求隔层厚度在0.4m以上，细分注水工艺技术对卡距的要求已经降低到0.8m，堵水封窜、常规压裂技术只需隔层厚度大于1.0m就能满足工艺的要求。根据上述情况，确定A油田F油层纵向细分解剖标准，如表1所示。

表1 A油田F油层纵向细分解剖标准表

2）F油层纵向细分封闭骨架剖面 依据F油层细分解剖标准，建立由2条横剖面、8条纵剖面334口井组成的全油田细分封闭骨架剖面，将FⅠ22、FⅠ31、FⅠ51、FⅠ62、FⅠ72、FⅡ1分别细分为2个沉积单元，原FⅠ21、FⅠ32、FⅠ52单元分别归为FⅠ23、FⅠ33、FⅠ53小层，原FⅠ61、FⅠ71单元不变，FⅡ1单元细分为FⅡ11与FⅡ12小层。细分的6个主力层内部均发育2个以上小旋回，发育砂体的井中有52.5%的井发育上下2个砂体，且隔层稳定，有50%的隔层厚度在0.8m以上，细分后沉积单元厚度平均为5.6m，因而能够满足油田主力层细分解剖标准。

2 F油层沉积体系分析

1）FⅠ油层组 FⅠ沉积期整体水进，FⅠ5～FⅠ7单元的进积作用达到鼎盛并开始退积，河道砂体发育，单层厚度大；FⅠ2～FⅠ4单元的退积作用进一步加剧，分支河道数量减少，砂体较发育，单层厚度较大；FⅠ1单元退积作用进一步加剧，末期达到鼎盛，部分地区发育分流间湾、水下分流河道微相，砂体厚度不大。

2）FⅡ油层组 FⅡ21～FⅡ53单元为顺直分流河道沉积，钻遇率8.4%，平均砂岩厚度2.0m，边界圆滑流畅，其形态为顺直－微弯的鞋带状或断续的豆荚状；FⅡ1单元为大中型低弯曲分流河道沉积，复合曲流带河道砂体宽度1000～2000m，单一河道宽度300～500m，平均砂岩厚度达到3m。

3）FⅢ油层组 FⅢ43～FⅢ56小层为滨浅湖相沉积，砂体厚度以小于1m的薄层为主，呈土豆状零散分布；FⅢ11～FⅢ42小层为顺直分流窄小河道沉积，平均砂岩厚度2.0m，砂体呈窄条带状，边界圆滑流畅，其形态为顺直－微弯的鞋带状。

3 F油层水驱状况分析

1）利用精细双重介质模拟量化剩余油 针对A油田F油层复合曲流带不区分单一河道、单河道不区分主体及非主体河道砂的相带图进行精细相控建模研究，建立多河道相控属性模型，据此进行双重介质精细数值模拟［1－3］。研究表明：①A油田F油层平面上剩余油呈条带状、陀状分布；②平面非均质性较强的油层，其局部低渗透带有较多的剩余油；③油井间滞留区有较多的剩余油；④平面水窜，容易在水线侧向形成剩余油。⑤剖面上剩余油分布在低渗透部位；⑥受纵向非均质性影响，剩余油分布在储层物性变差部位，或者有隔夹层遮挡的下部，其厚度一般小于2m。此外，受注水重力影响，油层下部水洗程度高，上部动用程度低，因而剩余油富集。

2）水驱受效类型 在精细量化剩余油的基础上，根据单砂体平面上注水井水驱平衡状况，确定5种水驱受效类型，即主河道突进受效型、主河道对称受效型、均匀受效型、不对称受效型和裂缝水驱受效型［4］。

3）确定各沉积单元单砂体连通关系 针对同一河道内水驱效果差异大的情况，应用细分单砂体连通关系技术，按微相、物性等差异确定各沉积单元单砂体连通关系［5］，具体内容如下：Ⅰa类 （同一河道内主体河道砂注、主体河道砂采）；Ⅰb类 （同一河道内主体河道砂注、非主体河道砂采）；Ⅰc类（同一河道内非主体河道砂注）；Ⅱa类 （不同期河道凸岸相切叠）；Ⅱb类 （不同期河道凸岸与凹岸底部相切叠）；Ⅲa类 （河道砂底部与河间砂）；Ⅲb类 （河道凸岸顶部与河间砂）；Ⅲc类 （同一河间砂之间）。其中，Ⅰa类连通水驱优势最强，属于强水驱；Ⅰb类连通及Ⅱa类连通水驱优势较强，属于较强水驱；其他连通类型水驱弱，属于弱水驱。

4 现场应用

根据上述研究成果，指导A油田F油层精细水驱挖潜，具体措施如下：

1）针对主力砂体细分后层间干扰型剩余油增加、笼统注水井层间吸水差异大、层间矛盾突出的问题，开展笼统改分层工作，调整2类油层的吸水状况，实施笼统改分层14口井，精细分层4口井。对比分层前后吸水剖面，发现吸水厚度比例由66.3%提高到73.6%，其中主力油层由70.1%增加到76.3%，非主力层由58.9%增加到68.2%。调整后井区日产油稳定，含水上升速度得到控制 （由51.8%下降到49.1%），日产油由措施前的20.1t上升措施后的21.4t）。

2）根据控制高水淹方向注水、加强低水淹方向剩余油动用的原则进行配注水量调整，指导注水调整33井次，周围影响油井36口，日产油由措施前的32.5t上升到措施后的33.3t，含水由措施前的51.3%下降到措施后的48.5%。从产液结构变化上看，井间产液差异减小，结构得到调整。

3）针对位于河道非主体带且属于弱均匀受效或不对称受效的井，实施转向压裂5口井，堵压结合1口井，堵水3口井。采取上述措施后，日增油10.7t。

［1］撒利明，王天琦，师永民，等 .油田开发中后期岩相单元的细分研究 ［J］.沉积学报，2002，20（12）：45－48.

［2］陈元千 .现代油藏工程 ［M］.北京：石油工业出版社，2001.

［3］孙林，陈笑青，张亚中，等 .多方法识别认识岩下生物礁 ［J］.石油地球物理勘探，2009，43（1）：103－106.

［4］徐会永，常振恒 .吴桥凹陷沙河街组地震相与沉积相初探 ［J］.石油天然气学报 （江汉石油学院学报），2007，29（5）：67－69.

［5］信荃麟，郑清，朱筱敏，等 .惠民凹陷沙三段地震相与沉积相研究 ［J］.石油学报，1988，8（3）：87－90.