袁丙龍，張輝，葉青，張連枝，陳之賀，晁彩霞，董德喜，郇金來

中海石油（中國）有限公司湛江分公司研究院，廣東湛江 524057

0 引言

注水油田進入開發(fā)中后期后，隨著含水率的不斷上升，注入水無效循環(huán)現(xiàn)象逐漸加劇，尤其是多層合采的強非均質性油藏，高滲層為水驅提供了快速突進的通道，而相對低滲層得不到有效動用，剩余油富集。開發(fā)人員提出了諸多方法來解決該問題，如細分層系、調剖調驅、堵水等，但是對儲層非均質性的準確認識是這些措施實施的基礎。

自儲層構型和流動單元的概念提出以來，經過國內外學者的不斷發(fā)展完善，已成為儲層非均質性的重要研究手段[1-2]。儲層構型最初應用于地下儲層描述主要針對河流相儲層，目前該方法已被推廣到三角洲[3-4]、砂質灘壩[5]、深水水道[6]等其它類型的地下儲層研究，有力地支持了油田開發(fā)方案部署及中后期挖潛。但受可獲得的基礎資料限制，野外露頭、陸地密井網油田與海上稀井網油田構型表征的尺度不同，前者的精細程度已達到砂體內部的點壩、增生體等構型單元描述，然而后者更多集中在對復合砂體級次構型的解剖[7-14]。以近海油田陸相儲層為研究對象，國內部分學者[7-11]開展了稀井網儲層構型探索，明確了其表征的尺度為地震可識別的復合砂體。井震結合是開展稀井網復合砂體構型研究的關鍵，不同構型樣式及相應地震響應圖版的建立，即“地震構型相”研究[7-8]，推動了稀井網儲層構型的研究進程，取得了一系列重要成果；生產動態(tài)資料及地質知識庫的有效運用也在不斷完善海上稀井網油田構型研究方法體系[14]。截至目前，對流動單元的概念及劃分方法地學界暫未取得統(tǒng)一的認識[15]，但不影響其被廣泛應用于不同類型儲層質量差異的描述。流動單元的劃分可簡單理解為相似巖石物理相或相似滲流相帶的聚類細分[2]，其本質還是儲層質量差異的定量評價，研究儲層內部不同儲集帶流體滲流特征的相對差異性，進而用于分析非均質性油藏油水運動規(guī)律及剩余油研究。近年來，如何有機地結合儲層構型及流動單元研究以用于強非均質性油藏描述已出現(xiàn)零星報道[15-19]，研究方法目前正處于探索階段。針對稀井網油田，基于復合砂體構型開展流動單元研究，一方面為在復合砂體內部開展更小尺度砂體分布及疊置關系，深化對儲層內部結構的認識提供了有效的研究手段，另一方面在儲層內部，定量描述不同滲流差異的儲集相帶及分布，可更好地指導油藏水驅優(yōu)勢通道及縱向水驅差異研究?？梢灶A見，針對強非均質性的油氣藏，在開發(fā)中后期挖潛難度越來越大的背景下，該研究方法在儲層連通性、水驅規(guī)律及剩余油分布研究等領域有著非常廣闊的應用前景。

筆者以南海西部潿西南凹陷W油田三角洲儲層為例，針對油田開發(fā)中后期存在的問題，在復合砂體構型研究的基礎上，篩選能反映儲層滲流能力的儲層參數(shù)，通過聚類分析在復合砂體內部細分流動單元，并刻畫其剖面及平面分布，結合井網、水淹規(guī)律、生產動態(tài)等，分析油水運動及剩余油分布模式，為老油田挖潛提供參考。

1 研究區(qū)概況

W油田位于北部灣盆地潿西南凹陷中部的洼中隆起區(qū)，處于2號斷裂帶的下降盤[20]（圖1），油田內部斷層較多，平面上被分為多個斷塊，各斷塊內部又發(fā)育次一級小斷層，為典型的復雜斷塊油藏。油田垂向發(fā)育多套含油層系，已發(fā)現(xiàn)油氣主要分布在中塊潿洲組三段。W油田潿三段儲層屬于凹陷東部大型淺水三角洲的一部分，主要發(fā)育三角洲前緣水下分流河道[14,21]。儲層以厚層箱狀砂巖為主，單砂層厚度主要分布區(qū)間為3～18 m；以中—低孔、中—低滲為主，局部發(fā)育中孔—高滲，層間、層內物性差異較大，物性非均質性較強。

圖1 研究區(qū)位置圖（據(jù)孫文釗等[20]，有修改）Fig.1 Location of study area(modified from Sun et al.[20])

自投產至今，油田經歷了多輪調整挖潛，注采井距在400～600 m，井網密度小，但測井及生產動態(tài)資料相對較多。受斷層影響，油田主力區(qū)塊天然能量不足，潿三段采用注水開發(fā)，初期合注合采，中期細分層系，后期調整挖潛。目前主力區(qū)塊多數(shù)生產井已水淹或高含水，綜合含水均超過65%，整體處于開發(fā)中后期，但各塊、各層采出程度不均，在30%～42%，即仍有大量剩余油待挖潛。受儲層非均質性影響，部分井區(qū)儲層連通性復雜，油水關系認識不清，井網不完善。產液剖面測試表明，產出差異大，優(yōu)質儲層產出高，而低滲層產出較低或無產出，儲量動用不均，儲層非均質性已成為制約油田開發(fā)中后期剩余油挖潛的主要地質因素。因此，筆者圍繞油田存在的實際問題開展了儲層構型及基于復合砂體構型的流動單元研究，加深了對儲層非均質性的認識。

2 復合砂體構型及特征

基于井鉆遇的復合砂體特征，綜合砂體邊界識別標志及地震響應信息，可以建立多井對比剖面，確定復合砂體的分布與疊置關系。結合油藏生產動態(tài)，輔助判斷復合砂體的橫向連續(xù)性及連通性，以類似儲層地質知識庫為約束，在多井對比主導下，結合儲層預測，精細解剖了復合砂體分布及切割疊置關系，初步形成了融合井、地震、生產動態(tài)、地質知識庫等反映儲層砂體分布、疊置關系及發(fā)育規(guī)模的適用于陸相稀井網儲層構型的研究方法。

（1）井、地震響應信息融合確定復合砂體邊界及接觸關系：稀井網油田復合砂體構型解剖的關鍵即在井—震聯(lián)合。在沉積模式指導下，基于復合砂體成因分析及總結的邊界識別方法[22-23]，結合井間砂體邊界地震響應特征，落實相鄰井間復合砂體的分布范圍及切割疊置關系，是稀井網油田復合砂體構型解剖的常用手段[8-11,14]。受地震分辨率限制，該方法在厚度小于地震分辨率的砂體解剖方面仍具有局限性，且由于低序級斷層、調諧效應等產生的假象帶來的解釋不確定性仍需結合油藏動態(tài)修正。

（2）動態(tài)響應與靜態(tài)表征結合確定砂體的連續(xù)性：注采響應特征、地層壓力、生產特征及測試等油藏動態(tài)資料均可為不同復合砂體橫向連續(xù)性及疊置程度的判斷提供支持。位于不同復合砂體的注采井組，采油井地層能量保持情況是判斷復合砂體連通程度的最直接資料，一般而言，采油井地層能量保持情況好，表明復合砂體橫向連續(xù)分布，砂體疊置程度較高，反之則正相反。另外，生產測試產出差異也可用于復合砂體間連續(xù)性判斷，如圖2垂向多套復合砂體由A2井補充能量聯(lián)合開發(fā)，A8井PLT測試（表1）表明：除滲透率與F1和H1砂層相差不大的G砂層米采油指數(shù)極低外，其余層均具有一定產能，表明除G砂層與B7井連通不暢外，其余小層均與B7井側向疊置連通。

表1 A8井各產層滲透率及相應米采油指數(shù)表Table 1 Permeability and productivity index per meter in each layer of A8

圖2 B32?A2井復合砂體對比剖面圖Fig.2 Compound sand?body architecture profile of well B32?A2

（3）類似儲層地質知識庫約束砂體發(fā)育規(guī)?？坍嫞阂巴饴额^的觀察描述表明不同成因砂體均具有其特定的發(fā)育規(guī)模[24-25]，此為地下類似儲集體描述提供了重要啟示，推動了不同沉積類型儲層地質知識庫的研究工作。湖泊淺水三角洲前緣野外露頭[25]及密井網儲層[22]地質知識庫研究表明，單一水道的寬度一般在數(shù)百米，厚度在幾米，受地質條件及沉積差異影響，寬厚比變化較大。露頭與密井網砂體寬厚比及二者的相關性為研究區(qū)復合砂體解剖提供了重要參考。研究表明，沉積過程中W油田復合水道內部單期水道遷移擺動會不同程度地改造前一期水道，導致不同水道間相互切割疊置，形成由多期水道嵌合而成的水道復合體（即復合水道），寬度及厚度均較大，其寬度多數(shù)在幾百米到一千多米，厚度最大可超過30 m。

利用該方法精細解剖了W油田復合砂體的分布，并總結了其構型樣式。W油田所處斷塊位于三角洲前緣的主體區(qū)，充足的物源供給使油田表現(xiàn)出富砂特點，主要砂體類型由厚層箱形、箱形—鐘形的水下分流河道和薄層指形的席狀砂組成，漏斗形的河口壩幾乎不發(fā)育。平面上復合水道呈辮狀或交織條帶狀，不斷地分叉—改道—再匯聚，分流間灣發(fā)育規(guī)模較小，部分小層分流間灣和斷層的有效組合分隔了砂體的橫向連續(xù)性（圖3a），導致儲層橫向不連通，形成了不同的油水系統(tǒng)。剖面上復合砂體呈多期、多條水道緊密接觸的切疊式，同期水道側向相互切割疊置的側疊式及水道間被分流間灣分隔的孤立式，砂體連續(xù)性依次變差。

圖3 W3?5小層復合砂體及流動單元平面分布圖（a）復合砂體平面分布；（b）流動單元平面分布Fig.3 Compound sand?body and flow unit plane distribution of W3?5 unit in W oilfield

3 流動單元劃分

在復合砂體內部細分流動單元，彌補了更小尺度的構型研究難以描述儲層質量及內部流體滲流差異的不足，其關鍵是劃分參數(shù)的確定及流動單元的聚類。理想的聚類結果是劃分的流動單元能較好的反映油藏內部流體在其中滲流的相對差異性，這是分析水驅規(guī)律及剩余油分布的基礎。

3.1 參數(shù)選取

從開發(fā)實用性角度考慮，在不同開發(fā)條件下，針對不同類型儲層，劃分方法很難達成統(tǒng)一，但關于劃分參數(shù)的選取，多數(shù)學者的想法是一致的[16-19]。流體滲流差異如米采油指數(shù)、水淹程度等都是儲層質量差異的間接體現(xiàn)，而刻度儲層質量差異的主要參數(shù)集中在沉積、成巖及流體等方面，包括孔隙度、滲透率、流動帶指數(shù)（FZI）、泥質含量、含油飽和度等。

研究區(qū)儲層參數(shù)與米采油指數(shù)、水淹指數(shù)的相關性分析表明，孔隙度、滲透率、流動帶指數(shù)（FZI）與采油井的米采油指數(shù)、水淹指數(shù)均具有較好的相關性（圖4），其中與米采油指數(shù)的相關系數(shù)最小為0.89，與水淹指數(shù)相關性略差，相關系數(shù)在0.57～0.73。因此，本次采用孔隙度、滲透率和流動帶指數(shù)（FZI）用于流動單元的劃分及聚類分析。

圖4 米采油指數(shù)、水淹指數(shù)與儲層參數(shù)的相關性分析圖（a）米采油指數(shù)與孔隙度；（b）米采油指數(shù)與滲透率；（c）米采油指數(shù)與FZI；（d）水淹指數(shù)與孔隙度；（e）水淹指數(shù)與滲透率；（f）水淹指數(shù)與FZIFig.4 Correlogram between productivity index per meter,water?flooded index and reservoir parameter

3.2 流動單元分類

采用聚類分析方法，利用以上確定的分類參數(shù)將研究區(qū)流動單元細分為4類，儲層質量由Ⅰ類～Ⅳ類依次變差（表2）。

表2 W油田中塊潿三段不同類型流動單元參數(shù)分布Table 2 Parameters of different flow units in W oilfield,Weixinan Sag

Ⅰ類：以中孔、中—高滲為主，F(xiàn)ZI普遍大于0.38。該類流動單元巖心上一般處于單一沉積韻律的中下部、底部，即水道沉積主體區(qū)，泥質含量低，分選好，粒度較粗，以中砂巖、細砂巖為主，局部可見砂礫巖。合采過程中注入水會優(yōu)先沿該類儲層滲流成為水驅優(yōu)勢通道，影響鄰層水驅效果。

Ⅱ類：以中孔、中—低滲為主，F(xiàn)ZI介于0.24～0.41。該類流動單元巖心上分布位置與Ⅰ類類似，但其粒度偏細，以細砂巖為主，部分單一水道底部的沖刷面處也發(fā)育該類儲層。該類儲層注入水在其中的滲流阻力也不大，開發(fā)效果良好。

Ⅲ類：以中—低孔、低滲為主，F(xiàn)ZI在0.16～0.26。該類流動單元粒度細，以細砂巖、粉細砂巖為主，分布廣泛，在單一水道中一般處于Ⅰ、Ⅱ類流動單元的中上部，平面上一般位于主體水道的前端，為較容易被成巖壓實作用改造的一類儲集層類型。注水開發(fā)效果一般。

Ⅳ類：以低孔、低滲儲層為主，F(xiàn)ZI普遍小于0.19。該類流動單元粒度細，一般發(fā)育于泥質含量較高的巖相中，測井解釋該類儲層以低滲油層及干層為主，在單一水道頂部、分流間灣以及遠砂壩微相中普遍發(fā)育。由于其儲層質量極差，合采合注過層中，油水很難在其中滲流，導致油層注水不受效、采出程度低，開發(fā)效果差。

單井判別結果表明，研究區(qū)主要發(fā)育Ⅱ、Ⅲ類流動單元，Ⅰ類次之，Ⅳ類流動單元占比較小。

4 流動單元分布

油田中塊潿三段南北界均發(fā)育封堵性斷層，斷塊內部又發(fā)育多個次一級斷層，把中塊分割為多個小斷塊，封堵性斷層構成了不同斷塊間流體滲流的屏障，導致平面上形成了多個不同的流動單元系統(tǒng)。同一斷塊內部滲流屏障以泥巖為主（局部發(fā)育的低序級斷層也可不同程度的阻隔流體滲流），包括垂向上砂體間的泥巖隔夾層以及平面上的分流間灣、廢棄河道等非滲透層。本次在復合砂體構型的基礎上，運用優(yōu)勢砂體概念[21]，綜合井鉆遇流動單元類型及厚度比例、復合砂體分布及疊置關系、成巖作用及對儲層改造，重點描述了復合砂體周緣的泥巖屏障、內部泥質隔夾層所限定的滲流單元的分布及其側向疊置處不同類型流動單元的拼接組合關系。以下從剖面及平面上分別闡述流動單元的分布規(guī)律。

4.1 流動單元剖面分布

復合砂體頂?shù)拙煞€(wěn)定分布的泥巖屏障分隔，砂體內部的泥巖屏障多為分布不穩(wěn)定的泥巖夾層。對比剖面上流動單元呈現(xiàn)如下分布特點（圖5）：

圖5 A4—A18井基于復合砂體構型的流動單元剖面分布圖Fig.5 Flow units profile in compound sand?body architecture of well A4?A18

（1）復合水道內部一般發(fā)育兩種以上流動單元，流動單元類型越多反映儲層垂向非均質性越強。

（2）在發(fā)育多種類型流動單元的復合水道內部，流動單元呈切疊式連續(xù)分布，反映復合砂體垂向上由多期單砂體疊置而成；儲層質量較好的Ⅰ、Ⅱ類流動單元一般分布在單砂體下部，而水道的頂部及部分水道的底部則主要發(fā)育質量相對較差的Ⅲ、Ⅳ類流動單元。

（3）復合水道側翼由于遠離沉積中心，水動力減弱，儲層質量變差，由水道中心向水道側翼不同類型流動單元依次呈側疊式連續(xù)分布，復合砂體及其所限定的流動單元厚度均相應減小，以Ⅲ、Ⅳ類流動單元為主。

（4）側向疊置的復合砂體疊置處，不同類型流動單元之間呈側疊式和孤立式分布，儲層連通程度與疊置處流動單元類型有關，疊置處儲層質量越好，復合砂體間連通越好，反之則越差。

（5）流動單元分布受壓實作用影響較大，埋深較淺的儲層Ⅰ、Ⅱ類流動單元占比較大，隨埋深增加Ⅲ、Ⅳ類流動單元增加。

4.2 流動單元平面分布

流動單元的平面分布是儲層平面非均質性的直觀表現(xiàn)，平面上流動單元分布主要表現(xiàn)為（圖3b）：1）復合水道軸部一般為沉積中心，水動力較強，分選好，泥質含量低，儲層質量好，以Ⅰ、Ⅱ類流動單元為主，向水道側翼，儲層質量逐漸變差。側向切割疊置的復合水道，多數(shù)由Ⅲ、Ⅳ類流動單元側向拼接，影響了儲層的平面連通性。2）Ⅰ、Ⅱ類流動單元平面上呈帶狀或舌狀，Ⅲ、Ⅳ類流動單元以帶狀為主，分流間灣主要發(fā)育非儲層，流動單元類型越多，儲層平面非均質性越強。3）后期斷層活動導致兩側地層埋深不同，隨埋深增加，成巖作用增強，儲層質量相應變差，流動單元分布表現(xiàn)為明顯的成巖作用改造特點，同一復合水道斷層兩側流動單元類型亦不同。

5 流動單元對剩余油的影響

儲層內部剩余油分布主要受流體滲流差異的控制，不同類型流動單元其內部流體滲流難易程度不同。因此，對于注水開發(fā)的非均質性油藏，儲層內部油水運動、剩余油分布異常復雜，除此之外，剩余油分布還與構造特征、注采井網控制程度及開發(fā)層系劃分緊密相關。基于復合砂體構型的流動單元研究，綜合上述因素系統(tǒng)剖析了開發(fā)過程中油藏流體滲流特征，歸納總結了油藏水淹規(guī)律及剩余油分布模式。

5.1 水淹特征分析

油田調整階段在井網密度較小、構造較高部位實施的調整井鉆遇水淹層的水淹特征顯示（圖6）：各類流動單元均不同程度水淹，且以Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ類流動單元為主，Ⅳ類流動單元水淹程度低；Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ類流動單元均鉆遇強水淹及中水淹層，其中強水淹層Ⅰ、Ⅱ類流動單元占比較大，中水淹層以Ⅰ、Ⅲ類流動單元為主；弱水淹及未水淹層以Ⅲ類流動單元為主，部分井區(qū)部分油組的Ⅰ、Ⅱ類流動單元也鉆遇弱水淹和未水淹層。究其原因，認為有以下幾點：

圖6 調整井鉆遇水淹油組的水淹特征統(tǒng)計直方圖Fig.6 Water?flooded zones in adjustment wells

（1）儲層質量優(yōu)劣控制了水淹程度高低：Ⅰ類流動單元儲層質量最優(yōu)，開采初期產能高，見水后易形成水竄，水淹程度高，剩余油飽和度較低。Ⅱ類流動單元比Ⅰ類略差，合采合注情況下，其滲流能力及水驅程度均不及Ⅰ類流動單元。Ⅲ類流動單元儲層質量較差，滲流阻力較大，注入水推進速度慢，水淹程度較低。Ⅳ類流動單元儲層質量最差，以低滲為主，干層占比大，合采合注情況下，注入端基本不吸水，產出端產出極低或無產出，儲量動用難度極大。

（2）儲層非均質性導致水淹特征復雜化：研究區(qū)井網密度小，注采井布署在不同復合砂體上的情況常見，復合砂體橫向連續(xù)性、疊置關系及物性一定程度上復雜化了水淹特征。油田調整實踐表明：砂體之間被分流間灣分隔的井網不完善區(qū)采出程度低，調整效果好。復合砂體側向疊置的井區(qū)，由于水道側翼的疊置區(qū)隔夾層較發(fā)育，且物性變差，影響了儲層的連通性，延緩了注入水或邊水推進的速度，造成部分優(yōu)質儲層水淹程度不高，如B36井區(qū)W3-3油組頂部的Ⅰ類流動單元儲量未動用。

（3）分層開發(fā)提高了差儲層儲量動用率：初期采用合注合采，受層間的非均質性影響，差儲層儲量動用程度低，為提高水驅開發(fā)效果，采用了細分層系開發(fā)的策略，將儲層質量相差不大的油層組作為一套層系開發(fā)，提高了差儲層的動用率。圖6中Ⅲ類流動單元的中—強水淹層多歸因于此。

（4）高部位水驅前沿未波及區(qū)水淹程度低：采油井向構造高部位斷層一側距離低部位注水井較遠，注入水難以有效波及，加之重力分異影響，導致儲量動用率低，如圖6中Ⅰ、Ⅱ類流動單元中的弱水淹和未水淹層等。

5.2 剩余油分布模式

影響剩余油分布的因素有很多[26-27]，這里重點討論基于復合砂體構型的流動單元控制下的剩余油分布模式（表3）：

表3 W油田中塊潿三段剩余油分布模式Table 3 Remaining oil pattern in W oilfield

（1）差異驅替控油模式：水驅開發(fā)過程中，注入水在平面和垂向上均沿滲流阻力最小方向波及，儲層質量越好，水驅程度越高，相應的剩余油飽和度越低。儲層垂向非均質性導致注采剖面呈現(xiàn)差異驅替現(xiàn)象，非均質性越強，差異驅替越明顯。剩余油分布剖面上呈“三明治式”，平面預測難度大，分布極為復雜，剩余油分布模式為流動單元主控的“差異驅替控油模式”。高含水期Ⅲ類流動單元剩余油飽和度相對較高，是挖潛重點，Ⅳ類流動單元含油飽和度低，儲層質量差，潛力有限。

（2）復合遮擋控油模式：復合砂體側向疊置區(qū)單期水道頂部細粒沉積、泥巖夾層等低滲、非滲透層明顯增多，垂向非均質性增強，且砂體厚度、儲層物性均不及水道沉積中心，砂體間切割疊置導致儲層結構異常復雜。在該位置注入水更易沿側向疊置連通的高滲層“水竄”，相對低滲層剩余油富集。剩余油剖面描述難度大，平面上沿復合水道側翼一般呈“條帶式”分布，剩余油分布模式為流動單元和隔夾層共同控制的“復合遮擋控油模式”。該位置除“水竄”通道水淹程度較高外，其余儲層儲量動用率低，具有一定挖潛潛力。

（3）斷儲聯(lián)合控油模式：研究區(qū)采用低部位注水、高部位采油的布井方式，受構造位置及斷層雙重影響，采油井向斷層一側為水驅未波及區(qū)，且采油井動用范圍與儲層質量有關，儲層質量越差，動用范圍越小，沿斷層一側剩余油富集。剩余油分布剖面上呈“屋檐式”，平面沿斷層呈“港灣式”分布，剩余油分布模式為流動單元和斷層共同控制的“斷儲聯(lián)合控油模式”。即便是Ⅰ、Ⅱ類流動單元到了開發(fā)中后期仍會沿斷層富集剩余油，該類型剩余油是目前南海西部老油田最優(yōu)質的挖潛對象之一。

6 結論

（1）總結了適用于陸相稀井網復合構型表征方法，強調井、地震、生產動態(tài)、地質知識庫等反映儲層砂體分布、疊置關系及發(fā)育規(guī)模的資料的綜合運用，指導了潿西南凹陷W油田復合砂體的精細解剖，奠定了流動單元研究的基礎。

（2）基于參數(shù)優(yōu)選，利用聚類分析方法把儲層劃分為4類流動單元，其中以Ⅱ、Ⅲ類流動單元為主。闡述了各類流動單元的特征及開發(fā)效果，并在復合砂體內部刻畫了流動單元的分布，總結了流動單元的分布規(guī)律。

（3）深入分析了復合砂體構型、流動單元、斷層等因素對水淹層的水淹特征及剩余油影響，總結出了受流動單元主控的“差異驅替控油模式”、受流動單元與隔夾層共同控制的“復合遮擋控油模式”和受流動單元與斷層共同控制的“斷儲聯(lián)合控油模式”3種主要剩余油分布模式。