陳之賀，劉登麗，孔令輝，梁文鋒，歐振能

（中海石油（中國）湛江分公司研究院，廣東湛江524057）

文昌C油田位于中國南海北部海域珠江口盆地西部，該油田ZJ2I油組儲層以潮汐濱海相沉積為主，相帶分布范圍廣，砂坪為有利的儲集體，井點鉆遇厚度在一定范圍內比較穩(wěn)定，儲層毛厚度在22 m左右。該油組投產9口水平井，經過多年高速開采，油田已進入中高含水期。儲層為能量充足的邊底水油藏，水體以底水錐進為主，但受隔夾層的影響，個別井含水上升顯示出邊水驅動的特點，而部分井又含水上升較快，顯示出不同的含水特征。因此，研究該儲層隔夾層的影響對該層含水上升規(guī)律的認識及油藏后期的開發(fā)調整有重要意義。

1 隔夾層類型及分布特征

1.1 隔夾層類型

隔層是指儲層中能阻止或控制流體運動的非滲透層，分布面積較大，在井間可以對比，厚度從幾十厘米到幾十米，一般位于單元層與單元層之間。夾層是指在單元砂巖層內分布的相對非滲透層，分布較隔層不穩(wěn)定，面積小，延伸短，多處于砂層內部，厚度通常為幾十厘米到幾米，不能有效阻止或控制流體的運動，但在局部地區(qū)能影響油水的分布［1－2］。

巖心觀察及測井資料顯示，本油田隔夾層主要是沉積作用形成，可分為兩類：一是由生物灘沉積形成的鈣質干層，巖心巖性為砂質生屑灰?guī)r，電測曲線呈低伽瑪、低中子、高密度、高電阻的特征；一是由泥坪沉積形成的泥巖夾層，巖性為泥質粉砂巖及泥巖，電測曲線呈高伽瑪、高中子、高密度、低電阻顯示。

1.2 隔夾層分布特征

通過井間對比及沉積旋回研究，該油藏含油儲層段可細分為1U、1L、2U小層，鈣質隔夾層縱向上主要分布3套，分別在1U小層頂部和1L小層中底部，并稱為頂鈣、中鈣和底鈣（圖1），泥巖夾層在1U的中部和2U的上部；頂鈣層分布在油層頂部，對油藏開發(fā)沒有影響，其中底鈣及泥巖夾層分布特征如下。

圖1 隔夾層聯井對比圖

（1）中、底鈣層：中鈣層分布在1L砂層中部，分布不甚穩(wěn)定，厚度?。ㄐ∮? m），平面連續(xù)性稍差，如A1hp井中鈣層幾乎消失，其厚度僅0.33 m；底鈣層分布在1L砂層底部，平面區(qū)域分布廣泛，平均厚度3.3 m。鈣質層的形成與沉積微相相關性很大，從巖心上看，鈣質層主要為含生物介殼豐富的生物灘沉積。平面上，中鈣層主要分布在含油范圍的中部和西北部，其中A3hp井區(qū)厚度分布大，向西南至A5H、A7H井區(qū)逐漸減薄以至消失，只對儲層局部有隔擋作用；底鈣層在整個含油范圍都有分布，且分布厚度相對較厚，約厚1～4 m，其中，厚度大致從北部向南逐漸變薄，對儲層有較大隔擋作用。

（2）泥巖夾層：泥質夾層位于1U砂層底部及2U砂層的中部，1U砂層底部的泥質夾層分布較穩(wěn)定，厚度1.4～3.2 m；沉積相上看，該泥巖夾層主要為含泥質重、巖性較細的混合坪及泥坪沉積。泥巖夾層分布較廣，含油范圍北部夾層厚度大，A1H井區(qū)及其北部厚度大于3 m，A2H井區(qū)最薄，厚度小于0.5 m，其他區(qū)域厚度1.5～2.5 m。

2 隔夾層三維地質模式

隔夾層模型的建立是在上述隔夾層分布與認識的基礎上進行的。首先，做出評價井、領眼井和單井的地質模式，在綜合考慮各井地質模式的基礎上，對隔夾層分布范圍和分布厚度有一個定量認識，應用確定性建模方法結合測井解釋滲透率參數，建立隔夾層的滲透率模型。

圖2與圖3分別為過單井地質模式與隔夾層滲透率模型，從模型與地質模式的對比看出，模型剖面與地質認識是吻合的。

圖2 過A1h井地質模式

圖3 過A1h井滲透率模型

3 儲層流動單元研究

開發(fā)初期，根據油層物性、天然能量差異和相似性，以砂組為單元劃分開發(fā)層系。此時砂組作為一個相對均質的流動單元，油田開發(fā)重點放在減弱層系間的矛盾。隨著油田開發(fā)的深入，開采對象從砂組、油砂體向油砂體內部轉移，注入水優(yōu)先流動部位和剩余油富集部位都是儲層物性相對均質的流動單元［3］。為結合隔夾層研究，弄清開發(fā)井含水上升影響因素，本文結合現有資料選擇測井解釋小層為單位進行了流動單元的劃分。

3.1 流動單元類型及其識別

本文用滲透率（K）、有效厚度（he）、孔隙度（Por）、含油飽和度（So）和 K×he、he×Por×So、FZI等8個參數進行儲層流動單元的聚類分析，并且用代表滲流性能力的K×he和代表儲層能力的he×Por作交會圖。依據聚類譜系和交會圖（圖4），將儲層劃分為4類流動單元：Ⅰ類，儲層最好，代表了最好的滲流能力和儲存能力的那部分儲層，物性為高孔特高滲儲層；Ⅱ類，儲層好，僅次于Ⅰ類儲層，為高孔中高滲儲層，有效儲層厚度5～8 m；Ⅲ類，儲層一般，為中高孔中高滲儲層，有效儲層厚度0.9～3.5 m；Ⅳ類，儲層稍差，物性為中孔中低滲儲層，有效儲層厚度0.2～2.5 m，滲流能力和儲存能力最差。依據上述聚類和交匯圖分析，制定了流動單元劃分標準（表1）。

圖4 儲存系數與滲流系數交匯圖

3.2 流動單元縱向分布

依據上述聚類得到流動單元分類結果，以分類結果為判別規(guī)則，劃分單井流動單元類型。每口井中將流動單元類型相同的所有縱向上緊鄰的單層合并，若相鄰單層的流動單元類型不同，則不進行合并。經過這樣的處理，將現有的儲層細分后得到的流動單元在某種程度上可看成“均質條帶”，最后“合并”得到的流動單元層內在一定程度上可認為是均質的。

表1 流動單元劃分標準

根據以上方法做出流動單元聯井圖（圖5），從聯井圖上可以看出，1、A1hp井區(qū)即油藏的北部，以Ⅳ類單元為主，下部發(fā)育較好Ⅲ類儲層單元，而從A3hp井區(qū)向南上部儲層普遍好于下部儲層，形成物性、滲流性質上好下差的反韻律儲層，同時，也可以看到A3hp井區(qū)鈣泥質夾層數變多，單層變薄，夾層內部形成次一級的流動單元，該處次一級流動單元可能形成剩余油分布區(qū)。

圖5 流動單元劃分聯井對比圖

3.3 流動單元平面分布

在流動單元聯井對比的基礎上，綜合定性、定量分析結果，把各井的流動單元類型標在單層平面圖上，可以確定出各類流動單元的平面展布范圍。圖6為1U、1L小層流動單元分布圖，可以看出，Ⅰ類最好的儲層分布范圍較窄，儲層主要為Ⅲ類和Ⅳ類流動單元，Ⅲ類分布在含油范圍中部。

4 含水上升特點的地質分析

該層為底水構造油藏，開發(fā)井A7H、A9Hb兩口水平井在構造高部位，且井軌跡鉆在油層“頭皮”，兩井開采至今未見水；除該兩口外，其他井都不同程度見水。從各井生產情況看，主要有兩個含水上升類型：一是以A2h、A4h、A8h井為代表，該類型見水較晚，含水上升速度比較平穩(wěn)，含水率曲線顯示出邊水驅動特點（圖6a）；二是以 A1h、A3h、A5h、A6井為代表，該類型見水早，含水初期上升速度快，含水率大于60%后，其上升速度開始減緩（圖6b）。

圖6 含水率與月累計產油量關系曲線

通過以上隔夾層模型建立及流動單元研究認為，開發(fā)井見水除構造影響外，主要受隔夾層的影響，其次是儲層非均質性的影響。如A6井為定向井，該井最早見水，從隔夾層平面分布圖上可以看出，A6井區(qū)為中鈣層、底鈣層分布都較薄的區(qū)域，且為定向井生產，鉆穿底鈣層，底水較容易于該處突破底鈣層；從流動單元上看，A6井區(qū)分布Ⅲ類儲層，為含油范圍內相對較好儲層，因此該井也最易較早見水。

從夾層厚度等直線圖上看出，含水上升晚的井區(qū)中底鈣層厚度分布較大，或者泥巖夾層分布厚，當水突破底鈣后，中鈣層雖然分布范圍較窄，但對底水仍有隔擋作用，如A5H井與A3H井相比，A5H井更早更快見水，分析認為主要是中鈣層對A3H井含水起到一定的隔擋作用。但當突破中鈣層后，因為A3H井區(qū)為Ⅱ類儲層，該井含水上升開始變快。

綜合分析研究認為，隔夾層對ZJ2I油組開發(fā)井含水上升起到較大阻擋作用，結合流動單元研究，可以較好的解釋含水上升的特點。

5 結論

（1）該油田ZJ2I油組隔夾層可分為兩類：一是由生物灘沉積形成的鈣質干層，一是由泥坪沉積形成的泥巖夾層；在對隔夾層地質認識基礎上，建立了較精確的隔夾層地層模型，模型與地質情況吻合。

（2）把儲層劃分為四類流動單元，給出了四類流動單元中的分布圖和聯井剖面對比圖，并對含水上升因素進行了解釋。

（3）該油藏底鈣層對儲層起到很大隔擋作用，而中鈣層、泥巖夾層分布范圍窄，但也對底水起到一定隔擋作用。

［1］ 劉春林，王紅星，尚育秋.大慶油田高含水后期隔層物性界限——以喇嘛甸子、薩爾圖、杏樹崗油田為例［J］.新疆石油地質，1995，16（2）：149－152.

［2］ 鄒志文，斯春松，楊夢云.隔夾層成因、分布及其對油水分布的影響——以準噶爾盆地腹部莫索灣莫北地區(qū)為例［J］.巖性油氣藏，2010，22（3）：66－70.

［3］ 周方喜，流動單元研究在油田開發(fā)中的應用［J］.江漢石油學院學報，2002，24（3）：30－32.