涂 乙，闫正和，戴建文，王亚会，朱义东，杨 勇，杨 娇，王伟峰

[中海石油(中国)有限公司 深圳分公司，广东 深圳 518067]

中国南海东部绝大多数油田已进入开发中后期，采出程度较高，含水率普遍较高，产量递减加快，仅靠提液措施增产已达不到生产效果，并且剩余油分布规律异常复杂，呈高度分散状态，层内层间油水运移关系不清。目前，海上油田基于小层精度的剩余油研究，已经解决实际油田生产要求，不同级次构型界面是控制开发中后期的老油田剩余油运移和分布关键因素。因此，对层内单砂体横向和纵向上展布研究提出了更高要求，砂体接触关系和不同构型界面的识别和划分显得尤为重要。基于不同级次构型界面控制下的剩余油分布以及单砂体流体势能的研究，中国研究起步较晚，相关研究成果深度不够。李志鹏和蒲玉国等以单一油藏为研究单元，对剩余油分布类型和动态运聚成藏模式进行了研究[1-2]；陈飞等对构型地震响应及解释方法、复合砂体构型与井网井距关系等方面进行调研和分析[3]；胡光义等结合海上油田大井距特点，对复合砂体构型界面识别、构型模式以及控制因素进行研究[4]；张瑞等研究了不同相带间构型界面识别，通过密闭取心资料建立半定量构型界面识别标准[5]。虽然中国研究人员对储层构型研究较多，但仅考虑单一地质因素控油聚集成藏还远不够，还需要结合构型界面控制下层内流体势能研究，厘清零散分布的剩余油运移方向，再从界面级次和发育范围研究剩余油运移时间，才能客观找出剩余油富集成藏规律。

本文以珠江口盆地西江油田为例，从油田关停调整再开发改变储层流体势能场角度，来研究单砂体精度下的流体势场变化，以及油气在储层内重新运移规律，提出“势控论”再生油藏模式，指出低势闭合区是形成经济可采剩余油的必要条件，从而提高南海东部老油田剩余油挖潜程度。

1 油田概况

1985年，在南海珠江口盆地北部坳陷带和惠州凹陷南部钻探了Y-1X井，获得了可观的商业油气流，从而发现了西江油田(图1)。该油田内部无断层发育，属于低倾角自圈构造，构造平缓、低幅度展布，走向为北西-南东向。油田目前开采程度已达到55%，含水率高达92%。

图1 珠江口盆地西江油田位置Fig.1 Location of the Xijiang oilfield,PRMB1.韩江凹陷； 2.陆丰凹陷； 3.惠州凹陷； 4.西江凹陷； 5.恩平凹陷； 6.阳江凹陷； 7.琼海凹陷； 8.文昌凹陷； 9.顺德凹陷； 10.开平凹陷； 11.白云凹陷 Ⅰ.海丰隆起； Ⅱ.惠陆低凸起； Ⅲ.阳江低凸起； Ⅳ.琼海凸起； Ⅴ.深狐—暗沙隆起； Ⅵ.番禺低隆起； Ⅶ.东沙隆起； Ⅷ.云开低凸起

西江油田已动用油藏主要分布在新近系珠江组，主要产油层段为T5—T13，物源来自西北方向的古珠江物源，主要发育三角洲前缘水下分流河道沉积，储层岩性以细-中粒长石石英砂岩为主(图2)。上部中等分选为主，埋深2 370 m以下分选较好，磨圆度为次圆-次棱角状，粒径一般0.2～0.6 mm，属细-中粒级，个别为粗粒或不等粒，属于低-中孔和低-中渗储集层。主力油藏相对均质，夹层发育较少，非主力油藏储层内部发育不同级次构型界面，以非主力油藏T9为例，储层横向上砂体发育3期砂体叠置，一期砂体和三期砂体表现为高电阻，低密度特征，储层物性好，含油饱和度高；二期砂体为低电阻，高密度特征，砂体物性差，含水量高。泥岩夹层较为发育，且空间分布较稳定，使得剩余油分布比较分散，剩余油分布规律复杂。

图2 西江油田综合地层柱状图Fig.2 Stratigraphic column of the Xijiang oilfield

2 “控油”模式

2.1 “势控论”基本原理

由于油田开发政策调整，西江油田在2009年逐步关停了大部分油藏，2014年实施调整挖潜方案。期间，不同类型的油藏内部油水势被打破，高度分散的剩余油从高势区逐步向低势区运移和聚集，形成一定成藏规模。根据赫伯特和蒲玉国等人研究，单砂体流体势是指：选定某一基准参考面，单一砂体单元内单位质量流体所具有的总机械能[2-5]。任意一点的油势和水势公式如下：

φo=gho=gz+p/ρo

(1)

φw=ghw=gz+p/ρw

(2)

式中：φo为油势，m·m/s2；φw为水势，m·m/s2；g为重力加速度，m/s2；ho为油藏中任意一点油柱高度，m；hw为储层中任意一点水高度，m；z为测点高程，m；p为标准大气压，MPa；ρw为水密度，g/m3；ρo为油密度，g/m3。

将上述两式联立求解ho=hwρw/ρo-z(ρw-ρo)/ρo。在特定的油藏内，ρw/ρo与(ρw-ρo)/ρo为一定值，hw和z的大小决定ho的大小。

在静水情况下，hw为一定值，ho大小只与z测点高程有关。即在含油构造范围内，油水界面呈水平状态，构造闭合区即为低势区。

在动水情况下，hw和z共同确定ho的大小，hw随岩层方向下倾递降时，不同方位ho等值线出现倾斜状态，具体表现为油水界面不在同一水平面上，而油藏中油、水密度差、以及与水头递降梯度，将直接决定油水界面倾斜程度，同时，在受到构造层面或者岩性变化界面元素的控制时，可形成封闭的低势闭合区。

2.2 “势控论”剩余油分布模式

“势”的形成与闭合是“势控论”的核心。油藏内部油、水两相由相对高势区向低势区运移的过程，就是“势”形成的过程。势能主要来源于边、底水或注水能量，构造因素、构型界面以及动态势能大小直接影响“势”的闭合，相对低势闭合区主要在井控程度低和隔夹层发育的区域形成，剩余油在低势闭合区富集、规模成藏将是经济开发的必要前提。结合对剩余油动态运移和分布形态进行研究，剩余油分布模式可分为静态型、动态型(图3a，b)及复合型3种类型[6-12]。

图3 剩余油分布模式(据文献[2]修改)Fig.3 Remaining oil distribution (modified from reference[2])a.静态型； b.动态型

1) 静态型：主要受油藏构造因素和构型界面控制，动态因素为辅。

2) 动态型：主要受油藏流体动态流势能大小控制，静态因素为辅。

3) 复合型：油藏构造因素、成藏遮挡条件与动态水势共同作用形成。多见于断裂系统发育的构造型油田或者岩性油气藏，具有动态变化特征，剩余油挖掘增效潜力较大。

3 运聚再生油藏模式与开发效果

3.1 运聚再生油藏模式

西江油田剩余油分布类型主要为复合型，受动、静态因素控制的剩余油分布模式是海上老油田较为常见的潜力类型[13-17]。新发现的油气田成藏是以“地质时代”为尺度进行运移时间的计算，老油田剩余油动态运移—聚集—成藏，形成“再生油藏”的时间跨度是以“年”为尺度进行计算的[18-21]。

西江油田储层碎屑由西北向东南方向沉积，整体上沿物源方向储层物性逐渐变差，西北方向是油藏优势渗流通道。西江油田自1997年6月投产以来，先后钻有17口大位移井投入生产。由于早期的生产井漏严重，含水率上升较快，产量递减日益明显，油田正常开采生产效率影响较大，大位移井开发风险越来越大并陆续关停(表1)，2014年开发调整方案实施，为剩余油运移聚集成藏创造了时间条件。

表1 珠江口盆地西江油田老生产井基本情况Table 1 Production statistics of mature wells in the Xijiang oilfield,PRMB

3.1.1 主力油藏“控油”成藏规律

西江油田主力油藏相对较为均质，夹层发育少而薄，物性好(孔隙度Φ>20%，渗透率K>380×10-3μm2)，有效厚度约10 m。原油油品好，粘度低，流动性高。投产初期日产量高，开采中后期底水锥进快，导致生产井见水也快，目前主力油藏含水近100%。

T11和T13属于边、底水能量充足、高渗轻质油藏，关停后剩余油分布零星分散，剩余油重新聚集主要受井控程度和物性差异控制。2009年6月，T13油藏构造高部分最后一口生产井关停，剩余油主要在油藏边部孔喉结构差异大，物性差区域零散分布，呈现出少、小和散等特点。2010年后，经过1年多时间地层能量恢复，剩余油沿着优势渗流通道逐渐向构造高部位(低势闭合区)运移聚集成藏，实际调整井实施后的剩余油储量丰度平面图以及剩余油饱和度图，均显示剩余油在构造高部位聚集。2013年(油田开发设计方案设计阶段)和2015年生产井钻后剩余油分布没有发生明显变化，说明主力层剩余油运移、聚集时间短，成藏储量规模也有限，T11主力油藏也具有类似剩余油运聚规律，主力油藏成藏模式如运聚再生期所示(图4)。

图4 西江油田主力油藏运聚再生油藏模式Fig.4 Model for regenerated reservoirs through further migration-accumulation of remaining oil in major pay reservoirs in the Xijiang oilfield

3.1.2 非主力油藏“控油”成藏规律

西江油田非主力油藏夹层发育，砂体接触类型多样，物性较主力油藏差(Φ<18%，K介于70×10-3μm2～300×10-3μm2)，投产早期产量较低，储层非均质性较强，开采中后期底水锥进快，生产井含水上升速率相对主力均质油藏慢。

T9为典型的非主力油藏，储层内发育不同级次泥质夹层界面(表2)，纵向上发育3期砂体叠置，主要以侧叠和孤立类型为主(图5；表3)，受夹层遮挡影响，流体在纵向上流动受阻[21]。

表2 珠江口盆地西江油田河道或河口坝复合体不同级次构型界面Table 2 Different orders of configuration interfaces for channels or mouth bar complexes in the Xijiang oilfield,PRMB

表3 珠江口盆地西江油田夹层分布模式统计Table 3 Interbed distribution in the Xijiang oilfield,PRMB

图5 西江油田T9油藏近东西向砂泥岩对比Fig.5 Comparison of nearly WE-trending sandstone and mudstone in Reservoir T9 in the Xijiang oilfield①号为不渗滤型夹层，②号为大范围半渗滤型夹层，③—⑥号为小范围半渗滤型夹层

1) 斜交型前积体3级界面控制作用

西江油田T9储层主要以水下分流河道和河口坝沉积为主，储层内部发育③—⑥号小范围半渗滤型夹层。岩性主要为泥质粉砂岩或粉砂质泥岩，主要表现为在顺物源方向单一河口坝内部增生体之间的分界面，以斜交型前积分布形态为主，发育规模1～3个井区，厚度主要集中在1 m左右，泥质含量为20%～30%，对剩余油运移主要表现在侧向遮挡，受层内发育的3级低渗透界面遮挡，地层水疑是沿砂层顶部向生产井推进(Y-20-1井区)，导致该井区整体上部水淹较严重，一部分边、底水可以穿过该模式夹层，但是会大大延缓锥进速率，另一部分底水会绕过夹层往低势区推进，从而形成次生底水驱或者次生边水驱。

2) 叠置型水平状4级界面控制作用

T9储层内部发育①号不渗滤型夹层和②号大范围半渗滤型夹层。岩性主要为泥岩或泥岩粉砂质，顺物源方向发育河口坝复合体(约10 m)或水下分流河道复合体。4级界面主要表现为单一坝体(约2 m)或河道之间的分界面，以纵向叠置分布形态为主，发育规模2个井区以上，厚度大于2 m，泥质含量30%～40%，4级界面渗透性极差，对复合体内油水运动主要表现为垂向遮挡，底水不能穿过夹层，只能沿着界面展布方向侧向流动，绕过夹层的两端发生油水运动，在夹层中间下附油无法被底水驱替，从而形成了“屋檐油”分布(Y1-3H井区)，夹层形成的“屋檐油”闭合高度和面积决定着油量大小，同样，绕流而上的底水无法有效驱替夹层上覆的油(Y1-6H井区)，使得形成“屋顶油”分布(图6)。

图6 西江油田T9油藏剖面Fig.6 Cross-section of Reservoir T9 in the Xijiang oilfield

从西江油田不同夹层分布模式与生产效果统计表来看：非主力油藏集中发育有夹层分布模式2和夹层分布模式3情况下，此类油藏主要发育3级和4级构型界面，对油水运移具有遮挡作用，随着地层压力恢复，剩余油主要集中在3级和4级低渗透界面附近，挖潜潜力大、效果好，非主力油藏剩余油挖潜是油田提高采出程度重点方向。

3) 剩余油运移方向和时间

非主力油藏T9主要来水方向为北西-南东向，也是早期油水运移主要方向。该油藏构造高部位Y-24-2井和西北方向构造低部位Y-14-2井相继在2011年和2014年关停，其余生产井均于2009年前关停。2009年南边剩余油零星分布在孔喉差异大、物性差的油藏边部，高部位剩余油丰度低，经过3年多时间零散分布剩余油运移，2013年油藏南边聚集有一定规模的剩余油，2015年调整井投产初期。油藏南边剩余油丰度有了进一步变大，说明该油藏油水一直在运移并聚集，受到4级和3级低渗透界面垂向遮挡，不断向油藏南边低势闭合区进行运聚，形成规模较大的剩余油(图7东南角红色富集区域)。

图7 西江油田T9油藏剩余油储量丰度Fig.7 Residual oil reserve abundance in Reservoir T9 in the Xijiang Oilfield

根据T9实际动态资料分析，基于单砂体构型单元流体势的变化，非主力油藏边部零星分散的剩余油，遵循油水运移规律，经过3年以上时间运移聚集再成藏，在3级和4级低渗透界面低势闭合区易形成具有一定经济规模剩余油，对应动态富集再生油藏模式中期(图8c)。不同级次夹层界面在横向上和纵向上叠置延缓了油水流动，但经过长时间的动态流动，剩余油会继续向构造高部位(低势闭合区)再运聚，对应运聚再生后期(图8d)。

图8 动态富集再生油藏模式Fig.8 Dynamic enrichment model of regenerated reservoirs

3.2 实例应用

3.2.1 主力油藏挖潜效果

以T11和T13主力油藏为例，夹层少且薄。1997年投产开井日产油很高，截至2013年6月，油藏日产油降至经济门槛，综合含水高达98.9%，进行了关停调整。2014年调整方案陆续实施，为剩余油运移创造了时间条件。

T13油藏经过2年左右时间剩余油在构造高部位低势闭合区聚集。2015年初，在构造高部位部署Y1-5H1井，投产后平均日产高达200 m3，含水仅为1.8%。随后含水上升较快，半年后达到55%，2016年底进入高含水开发阶段。截至2020年6月，该层含水率超过97%，日产量下降了约85%，目前日产油低至经济门槛。

2014年底，在T11油藏构造高部位部署Y1-8H井。该井投产后平均日产高达300 m3，含水仅为19.5%，半年后含水突破60%，进入了高含水开发阶段。截至2020年6月含水率已超过98%，日产量下降了约92%。目前日产油低至经济门槛。

主力轻质油藏容易形成优势渗流通道，剩余油运移聚集所需时间较短，储量规模一般不大，生产井一般表现出高产高效短命的生产效果，实际生产动态与地质油藏认识一致。

3.2.2 非主力油藏挖潜效果

以T9非主力油藏为例，储层内部发育3级和4级低渗透界面，剩余油经过3年以上时间运聚再成藏，主要在井控低、构型界面等低势闭合区富集。

2015年初，在T9油藏构造高部位部署Y1-3H井，实际投产效果欠佳，日产油低，含水高达80%。截至2020年6月，日产油逐渐降低至经济门槛。同年，在T9油藏低势闭合区部署Y1-6H井。该井所在的东南部发育3级和4级低渗透界面，剩余油绕过夹层两端在界面上腹聚集成藏，同时对底水锥进有一定的遮挡作用。Y1-6H井投产后平均日产油超过250 m3，含水仅为3.5%，目前仍保持较高产量，已稳产近5年，且含水率上升较缓慢。截止2020年6月，日产油仍有接近百方的产能，含水率72%，生产效果远好于Y1-3H井。

非主力油藏发育不同级次构型界面，隔夹层对流体的遮挡作用，以及储层非均质性影响，导致早期挖潜程度不高，大量剩余油残留在储层内，经过一段时间的运移聚集，能形成较大的储量规模。从开发生产井效果来看，低势闭合区生产井投产日产油较高，受到低渗透界面的遮挡，上水相对较缓慢，整体表现出高产高效长命的生产效果。目前地质油藏研究成果与实际生产动态认识一致。

同时，借鉴T9非主力油藏低势闭合区生产井开采经验，在西江油田T5-2，T6-1，T8和T12非主力油藏在西南部位和东部发育低势闭合区，在此区域概念设计部署调整井(图9a—d)，投产初期平均日产油可达两百方以上，生产效果明显。此类非主力层生产效果好的主要原因受控于3级和4级低渗透性和非渗透性构型界面遮挡，延缓或阻挡底水上升，延长中、高含水期产油期，导致累产油增多。实例研究表明在低势闭合区挖潜剩余油具有很高经济价值。

图9 珠江口盆地西江油田油藏剩余油储量丰度图Fig.9 Abundance of remaining oil reserves in the Xijiang oilfield,PRMBa.T6-1油藏剩余油储量丰度叠合构造；b.T5-2油藏剩余油储量丰度叠合构造；c.T8油藏剩余油储量丰度叠合构造；d.T12油藏剩余油储量丰度叠合构造；红色区域代表势能较低，易形成低势闭合区

4 结论及展望

4.1 结论

1) 对于具有边、底水能量的高渗性厚层轻质油油藏，剩余油的分布主要由井网和构造共同控制，零星散落的可动剩余油能较短时间内，富集在构造的低势闭合区，剩余油主要集中在井控低、构造高部位及低势闭合区，是剩余油挖潜的目标区。

2) 对于储层非均质强、物性差的轻质油非主力油藏剩余油的分布主要由不同级次构型界面和流体势能大小控制，高度分散的剩余油经过3年以上时间运移聚集在低势区，是剩余油挖潜的重点潜力区，生产井一般表现出高产高效长命的生产效果。

3) 以储层构型单元为研究单元，结合单砂体内、单砂体间流体势的研究，可以从油、水运移方向和时间预测剩余油聚集规律，为该类低效开发老油田深度挖潜提供思路和方向。

4.2 展望

中国南海珠江口盆地在生产油田目前大部分已进入开发中后期，处于高-特高含水产油期，为了进一步提高油田采出程度，急需从小层级别(5级构型)向单期次和单砂体精度(3/4级构型)进行转换研究，同时，结合储层单砂体流体势，辅助厘清老油田油藏不同级次构型界面对剩余油控制作用，将是未来海上老油田深度立体挖潜的方向。而本文正是基于此开展的相关研究工作，研究思路和技术体系目前已用于番禺和西江等老油田剩余油挖潜，预测将为公司年度生产目标实现至少贡献2个百分点的产量。