張 瑞，劉宗賓，廖新武，王公昌，田博

中海石油（中國）有限公司天津分公司，天津 塘沽300459

引言

油田進入高含水階段以后，由于自身復(fù)雜的儲層內(nèi)部結(jié)構(gòu)，加之多年開發(fā)生產(chǎn)，油、氣、水相互接觸關(guān)系錯綜復(fù)雜且不斷變化，剩余油分布十分復(fù)雜，呈“整體分散、局部集中”的狀態(tài)，挖潛難度增大，準確預(yù)測油層中剩余油、特別是其富集部位的分布狀態(tài)，成為高含水油田進行調(diào)整挖潛、提高注水采收率的基礎(chǔ)和關(guān)鍵[1]。

基于儲層構(gòu)型研究，很多學者對三角洲前緣砂體局部剩余油富集部位進行研究，歸納起來主要有邊緣相帶如河口壩緣、堤岸砂等內(nèi)部、正韻律厚層河道砂或河口壩主體砂體上部、封閉性斷層附近、局部微構(gòu)造以及切迭型油層中的上部砂體和井間非主流線、井網(wǎng)控制不住、注采系統(tǒng)不完善等部位[2-12]，這些研究有效地預(yù)測了高含水期三角洲前緣砂體剩余油富集部位，圍繞幾種剩余油分布模式進行的局部井網(wǎng)或單井開發(fā)措施調(diào)整也取得了較好的生產(chǎn)效果，但對油田剩余油分布缺少整體性和系統(tǒng)性考慮，就直接進行局部剩余油挖潛，增加了剩余油的分散程度、復(fù)雜程度和挖潛難度，給老油田高效、可持續(xù)地進行剩余油挖潛及提高采收率帶來很大挑戰(zhàn)[8]，因此，在找出剩余油富集位置的基礎(chǔ)上，系統(tǒng)性開展剩余油分布模式研究對老油田剩余油挖潛非常必要。

針對剩余油分布模式分類，吳元燕等采用了未動用或基本未動用的剩余油層、已動用油層的平面滯留區(qū)、已動用油層內(nèi)未動用的厚度以及水淹層中的微觀剩余油的分類方案，而國內(nèi)各大油田則以裘亦楠提出的儲層宏觀非均質(zhì)性分類方法為基礎(chǔ)，考慮儲層宏觀非均質(zhì)性是導致剩余油形成的內(nèi)在原因，按照儲層宏觀非均質(zhì)性類型進行剩余油分類，即層間剩余油、平面剩余油、層內(nèi)剩余油的分類方案，這些分類方案目前都已經(jīng)十分成熟，能夠較為全面、系統(tǒng)地總結(jié)剩余油分布模式，且適用于各個開發(fā)階段、各種類型的油藏，具有較好的適用性和實用性[13]。

充分利用地震、測井、巖芯及生產(chǎn)動態(tài)測試資料，開展了SZ 油田高含水期剩余油主控因素研究，分析了高含水期油田主要存在的剩余油分布模式。結(jié)果表明，SZ 油田高含水期剩余油主要受控于儲層與注采井網(wǎng)的配置關(guān)系，單砂體（Miall 的4 級構(gòu)型單元）注采不完善是導致油田高含水期剩余油形成的直接原因，基于此，完善單砂體注采關(guān)系成為SZ油田后期調(diào)整的主要攻關(guān)方向，為了方便油田制定針對性的調(diào)整措施，在充分結(jié)合現(xiàn)有剩余油分類方案的基礎(chǔ)上，按照砂體連通性，將單砂體注采不完善類型進行識別，進而按照注采不完善類型進行剩余油分類，針對每一類剩余油制定了相應(yīng)的開發(fā)調(diào)整策略，開展了剩余油挖潛實踐。

1 油田概況

SZ 油田位于渤海灣盆地下遼河拗陷遼西凸起中段（圖1a），構(gòu)造形態(tài)為北東走向的斷裂半背斜，為一個古潛山背斜油氣藏，油藏類型為受構(gòu)造和巖性控制的正常地層壓力層狀油藏，油田內(nèi)部發(fā)育諸多次生斷層，部分具有封堵性；儲層巖性以細砂巖為主，粉砂巖和粗砂巖相對較少，儲層膠結(jié)程度低，主力小層砂體厚度在3.0～20.0 m，平均孔隙度為31.0%，平均滲透率為2 800 mD，地面原油密度為0.962 g/cm3，平均地面黏度為1 055.8 mPa·s；油田范圍內(nèi)發(fā)育典型的正常河控三角洲前緣亞相，主要發(fā)育水下分流河道、河口壩主體、河口壩緣以及溢岸砂等沉積微相類型（圖1b），縱向上，油田主力層段分兩個油組共15 小層，各小層儲層厚度、物性差異大，平面上，砂體展布受沉積作用主控，后期改造作用較小，沉積主體內(nèi)部沉積期次較多，內(nèi)部隔夾層較發(fā)育（圖1c）。

圖1 SZ 油田地質(zhì)概況Fig.1 Geology survey of SZ Oilfield

油田投產(chǎn)至今已有20余年的開發(fā)歷程。自2009 年底開始，SZ 油田實施了海上首個大型綜合調(diào)整項目，將反九點井網(wǎng)轉(zhuǎn)化為排狀注采井網(wǎng)的同時，在油水井排內(nèi)部進行加密，著重解決了小層級次上井網(wǎng)不完善導致油井間、封閉性斷層附近剩余油富集的平面矛盾[2]，油田的開發(fā)效果得以明顯改善和提高。綜合調(diào)整后，油田綜合含水83%，已進入高含水期，油田目前仍采用整段合采合注生產(chǎn)方式，隨著未動用儲量動用后含水逐步上升，水竄現(xiàn)象愈加強烈，大量注入水低效甚至無效循環(huán)，油田含水持續(xù)上升的同時，大量剩余油無法得到有效動用，油田產(chǎn)量面臨較大下行壓力，為了穩(wěn)定油田產(chǎn)量以及進一步提高采收率，亟需弄清油田剩余油分布狀態(tài)，尋找剩余油富集區(qū)，實現(xiàn)油田高含水期產(chǎn)量平穩(wěn)接替。

2 基于儲層構(gòu)型解剖的井間單砂體靜態(tài)連通性識別

精細地質(zhì)認識是高含水期剩余油挖潛的核心，進入高含水階段后，在高分辨率三維地震、4 口密閉取芯井、200 余口加密調(diào)整井水淹解釋及400 余口生產(chǎn)井測井和生產(chǎn)動態(tài)等資料支撐下，結(jié)合現(xiàn)有三角洲前緣砂體構(gòu)型解剖方法[3-12]，對SZ 油田開展儲層構(gòu)型解剖研究，將全油田儲層認識精度由小層（復(fù)合砂體，圖2a）變?yōu)閱紊绑w（圖2b），同時在局部井組開展單砂體內(nèi)部增生體級次的儲層構(gòu)型解剖。研究表明，SZ 油田單一河口壩間切疊關(guān)系復(fù)雜多樣，在注采井間主要表現(xiàn)為近水平疊置及側(cè)積式疊置樣式（圖2b）；單一河口壩內(nèi)部各期次增生體在順物源方向以前積式疊置為主，切物源方向則以上拱式為主（圖2c），在注采井間主要表現(xiàn)為側(cè)積式疊置樣式。

圖2 單一河口壩內(nèi)部增生體識別示意圖Fig.2 Schematic diagram of identification of internal proliferative bodies in a single estuary

為了明晰單砂體井間注采連通關(guān)系，對SZ 油田井間單砂體的成因單元拼接類型進行總結(jié)，并充分利用新鉆調(diào)整井水淹資料，開展井間單砂體注采連通性研究[10-11]。結(jié)果如圖3、圖4 所示。

圖3 復(fù)合砂體垂向水淹特征Fig.3 Vertical flooding characteristics of composite sand bodies

圖4 SZ 油田按連通性分類的單砂體類型Fig.4 Types of single sand bodies classified by connectivity in SZ Oilfield

研究表明：（1）垂向上，單砂體間4 級構(gòu)型界面在復(fù)合砂體內(nèi)部分布穩(wěn)定，受其控制，油水無法垂向運移，復(fù)合砂體以4 級構(gòu)型界面為界，定向井和水平井實鉆均呈明顯多段水淹特征（圖3），表明不同期次單砂體間垂向注采不連通，各單砂體間可視為獨立的滲流單元。（2）側(cè)向上，井間單砂體連通關(guān)系受控于單一成因單元拼接類型，同期次水下分流河道或壩主體、同期次或不同期次水下分流河道—壩主體等主力相帶拼接類單砂體，其井間調(diào)整井大部分水淹嚴重，屬注采連通類單砂體（圖4a）。（3）水下分流河道—壩緣、水下分流河道—溢岸砂、河口壩主體—壩緣等主力相帶與邊緣相帶拼接類單砂體，井間分布穩(wěn)定無尖滅，但由于壩緣、溢岸砂物性較差，油水橫向運移受阻，井間加密調(diào)整井顯示基本未水淹，驅(qū)油效率低，注采弱連通，屬井間連而不通類單砂體（圖4b）。（4）水下分流河道—分流間灣、溢岸砂—分流間灣、河口壩主體—分流間灣等與分流間灣拼接類單砂體，由于砂體井間尖滅導致局部注采不完善，井間加密調(diào)整井未水淹，屬不連通類單砂體（圖4c）。

單砂體內(nèi)部雖然整體表現(xiàn)為注采連通，但因其內(nèi)部的非均質(zhì)性，實際注采連通狀況差異非常大。新鉆定向調(diào)整井水淹資料顯示，SZ 油田單砂體內(nèi)部不僅存在頂部、底部等簡單水淹類型，也存在頂?shù)撞?、中部水淹等?fù)雜水淹特征（圖5b），此外，水平井在單砂體內(nèi)部橫向鉆進是指示單砂體內(nèi)部水淹特征的直接證據(jù)，從部署在強水淹單砂體內(nèi)部的水平井實鉆水淹特征看，已經(jīng)強水淹的單砂體內(nèi)部并非所有增生體都已經(jīng)強水淹，其內(nèi)部呈現(xiàn)明顯的多段水淹特征（圖5c）。

圖5 單砂體內(nèi)部井間調(diào)整井水淹特征Fig.5 Flooding characteristics of the well adjustment wells in a single sand body

研究認為，單砂體內(nèi)部側(cè)積夾層、沉積韻律以及重力等是控制單砂體內(nèi)部注采連通狀況差異的主要影響因素。當側(cè)積夾層在井間穩(wěn)定分布時，單砂體內(nèi)部增生體間油水則無法進行垂向運移，如果注入端或者采出端并未鉆遇所有增生體，那么，注入水就將只在形成有效注采關(guān)系的增生體內(nèi)部運移，其他增生體則注采不連通，單砂體局部通暢，表現(xiàn)為單砂體多段不均勻水淹（圖6a）；當井間沒有穩(wěn)定分布的側(cè)積夾層時，在沉積韻律、局部微構(gòu)造以及重力作用的共同控制下，長距離的油水運移使得單砂體頂部或底部油水運移通暢，其他部位的剩余油則難以被有效驅(qū)替，單砂體內(nèi)部局部通暢（圖6b，圖6c）。

圖6 SZ 油田局部連通單砂體的主要類型Fig.6 Main types of local connectivity of single sand bodies in SZ Oilfield

3 高含水期三角洲前緣砂體剩余油分布模式

三角洲前緣沉積砂體內(nèi)部剩余油除了受自身內(nèi)部結(jié)構(gòu)影響，還受注采井網(wǎng)控制[12-21]，經(jīng)過綜合調(diào)整，SZ 油田井網(wǎng)不完善導致油井間、封閉斷層附近剩余油富集的問題得以解決，綜合調(diào)整后進入高含水期，剩余油主要受控于儲層與注采井網(wǎng)的配置關(guān)系，具體受單砂體注采完善程度直接控制，或集中、或分散地滯留注采井間：當單砂體注采不完善時，油層無法被有效動用，形成剩余油；當單砂體“看似”形成有效注采關(guān)系時，受其內(nèi)部側(cè)積夾層、局部微構(gòu)造、沉積韻律以及重力作用等因素控制，其內(nèi)部仍會滯留部分剩余油。

依據(jù)單砂體注采完善程度對剩余油分布模式進行歸類，將SZ 油田剩余油分布模式歸納為未動用剩余油和已動用剩余油兩大類，其中，未動用剩余油為單砂體注采不完善所形成的剩余油，包括井間不連通類、連而不通類、通而不暢類3類，已動用剩余油則是單砂體注采完善后仍滯留的剩余油，包括局部通暢類以及注采完善類兩種類型。

3.1 未動用剩余油

3.1.1 不連通類剩余油和連而不通類剩余油

不連通類剩余油指不連通類單砂體內(nèi)部的剩余油，連而不通類剩余油則指連而不通類單砂體內(nèi)部的剩余油，這兩類剩余油平面上分布于單砂體邊部，受沉積微相與注采井網(wǎng)控制，當單砂體橫向相變快或井距較大時，井間砂體尖滅或物性變差，導致井網(wǎng)與單砂體間配置關(guān)系較差，未形成有效注采關(guān)系，形成剩余油富集區(qū)。SZ 油田發(fā)育典型的三角洲前緣沉積，具有明顯的前積特征，大部分單砂體在井間表現(xiàn)為側(cè)積式疊置樣式，現(xiàn)井網(wǎng)井距下儲層控制程度較差，井間存在大量不連通類以及連而不通類單砂體，不連通類剩余油和連而不通類剩余油普遍存在。

SZ 油田井網(wǎng)由反九點轉(zhuǎn)化為目前采用的行列注采井網(wǎng)，平面上，以兩注兩采為一個注采井組，受井組內(nèi)部單砂體幾何形態(tài)控制，不連通類剩余油和連而不通類剩余油分布形式多樣，包括雙向有注無采、雙向有采無注、單向有注無采+單向注采完善、單向有采無注+單向注采完善、單向有注無采+單向有采無注、雙向有注無采+雙向有采無注、單向有注無采及單向有采無注等8 種主要分布形式（圖7）。

圖7 SZ 油田不連通類剩余油和連而不通類剩余油主要平面類型Fig.7 Main plane types of unconnected residual oil and residual oil connected but obstructed in SZ Oilfield

3.1.2 通而不暢類剩余油

通而不暢類剩余油是指井間砂體靜態(tài)上連通，但由于縱向?qū)娱g干擾、平面優(yōu)勢通道單向突進、射孔不完善或其他原因?qū)е律绑w未建立動態(tài)有效注采關(guān)系所形成的剩余油。通而不暢類剩余油需要滿足兩個方面，第一砂體靜態(tài)上連通，第二動態(tài)上未能形成有效注采。SZ 油田垂向上各單砂體間夾層分布穩(wěn)定，油水分隔作用明顯，垂向上各成因單元（單砂體）間基本可以視為獨立的滲流單元，通而不暢類剩余油分布的基本分布單元可視為單砂體，井間單砂體靜態(tài)連通性可以通過成因單元拼接類型進行判斷，而對于動態(tài)注采關(guān)系，綜合研究表明，縱向?qū)娱g干擾是造成SZ 油田靜態(tài)連通類單砂體未形成動態(tài)有效注采關(guān)系的最主要原因。

對該類剩余油分布位置進行統(tǒng)計，該類剩余油可以分布在復(fù)合砂體的頂部、中部、底部、中下部、頂?shù)撞考爸猩喜康葟?fù)合砂體內(nèi)部一個或多個單砂體內(nèi)（圖8）。

圖8 SZ 油田通而不暢類剩余油主要分布類型Fig.8 Main distribution types of residual oil formed by the unobstructed sand body without oil and water migration in SZ Oilfield

3.2 已動用剩余油

3.2.1 局部通暢類剩余油

局部通暢類剩余油主要是指那些靜態(tài)上儲層連通、動態(tài)上油水運移通暢（已建立起有效注采關(guān)系），但由于側(cè)積夾層分割、沉積韻律以及局部微構(gòu)造等因素的影響，注入水只能部分波及，單砂體內(nèi)部其他區(qū)域所滯留的剩余油，即單砂體級次層內(nèi)剩余油。

對于受側(cè)積夾層主控的局部通暢類剩余油，其分布特征受單砂體內(nèi)部增生體與注采井網(wǎng)配置關(guān)系控制，主要分布在兩者配置關(guān)系較差的增生體內(nèi)部。印森林等[22]通過建立機理模型，開展了單一河口壩內(nèi)部側(cè)積夾層對剩余油分布的影響研究，結(jié)果表明，對于單一河口壩內(nèi)部側(cè)積夾層發(fā)育的砂體，剩余油往往富集在夾層控制的注采不對應(yīng)的前積體（增生體）內(nèi)部，其剩余油儲量大，挖潛價值較高。

對于單砂體內(nèi)部側(cè)積夾層不發(fā)育或不具有垂向分割作用、受沉積韻律以及重力作用主控的剩余油，可分為受局部微構(gòu)造控制和受沉積韻律控制兩種類型。局部微構(gòu)造可分為局部負向微構(gòu)造和正向微構(gòu)造，已有研究成果顯示[23]，負向微構(gòu)造由于構(gòu)造較低，容易成為“水洼”，往往水淹程度較強，而正向微構(gòu)造由于構(gòu)造高，受重力作用影響，整體水淹程度較低或僅底部水淹，是剩余油富集區(qū)。

在局部微構(gòu)造不發(fā)育的井組，剩余油分布位置主要受沉積韻律以及層內(nèi)級差控制：正韻律河道砂體受重力作用控制，其水淹部位基本為底部，而對于反韻律河口壩砂體，在350 m 注采井距下，當層內(nèi)級差大于5時，單砂體頂部水淹，底部剩余油富集，當層內(nèi)級差小于5時，單砂體底部水淹，頂部剩余油富集[2]。從SZ 油田側(cè)積夾層不發(fā)育類單砂體水淹部位統(tǒng)計結(jié)果看，反韻律底部水淹比例高達91%，局部通暢類剩余油主要富集在單砂體頂部。

3.2.2 注采完善類剩余油

對于注采不完善的砂體，由于注采不完善導致其內(nèi)部滯留剩余油未被有效驅(qū)替，而對于已經(jīng)形成有效注采且能夠有效波及所有部位的單砂體，稱之為注采完善類單砂體，值得注意的是，注采完善并不代表這類砂體內(nèi)部沒有可動用的剩余油，通過對渤海SZ 油田2014—2018 年調(diào)整井含油飽和度測井解釋結(jié)果統(tǒng)計顯示，強水淹砂體原始含油飽和度50.0%～90.6%。

目前剩余油含油飽和度14.8%～72.1%，驅(qū)油效率從17.0%～77.1%不等（圖9），即便是強水淹砂體，其含油飽和度、驅(qū)油效率也有較大差異。對于含油飽和度較高、驅(qū)油效率較低的單砂體，對標SZ 油田強水淹砂體驅(qū)油效率最高已經(jīng)達到77.1%，表明這類砂體內(nèi)部仍然具有大量的剩余油可以被有效驅(qū)替。進一步統(tǒng)計表明，SZ 油田強水淹砂體厚度占總厚度20%，而其中剩余油含油飽和度大于50%且驅(qū)油效率小于30%的強水淹單砂體個數(shù)占比達50%，SZ 油田的強水淹砂體目前整體驅(qū)油效率較低且具有一定的含油飽和度，仍然是剩余油挖潛的重要方向?；诖?，將富集在高剩余油飽和度、低驅(qū)油效率的注采完善類單砂體內(nèi)部的、可以被有效驅(qū)替出來的剩余油稱之為注采完善類剩余油。

圖9 含油飽和度與驅(qū)油效率交會散點圖Fig.9 Concentration diagram of oil saturation and oil displacement efficiency

4 剩余油挖潛實踐

林承焰等[12]提出，剩余油挖潛應(yīng)首先對油藏整體進行考慮，從高含水期剩余油分布特點出發(fā)，綜合分析地質(zhì)因素和開發(fā)因素，識別和劃分剩余油砂體單元，并針對不同單元的地質(zhì)特征和開發(fā)特點進行剩余油挖潛，改善水驅(qū)開發(fā)效果，然后再考慮局部分散挖潛。

渤海SZ 油田在平面上不同區(qū)塊間呈現(xiàn)不同的剩余油分布特征[24]，其中，D、F 區(qū)現(xiàn)井網(wǎng)條件下水驅(qū)控制程度低，不連通類剩余油縱向多層富集，A、B、J 區(qū)水驅(qū)控制程度較高，但層間干擾嚴重，縱向動用不均，通而不暢類剩余油縱向多層分布，這些區(qū)域剩余油分布相對集中，而構(gòu)造低部位的C、E、G 區(qū)縱向油層少且單油層厚度較大，剩余油類型多樣且具有單一層剩余油儲量大的特點，分布零散。據(jù)此，渤海SZ 油田統(tǒng)籌考慮，制定了“平面分區(qū)、縱向分層，立體調(diào)整”的整體調(diào)整思路，依據(jù)剩余油平面分布特征以及縱向分布模式，先采用油水井排間加密定向井動用不連通類剩余油、細分層系動用通而不暢類剩余油等方式優(yōu)先動用縱向多層分布、平面集中富集的剩余油，而后利用水平井挖潛零散分布的剩余油，形成了定向井、水平井以及細分開發(fā)層系等多種方式相結(jié)合的挖潛策略，避免了缺少整體考慮的局部挖潛而導致后期剩余油分布更加零散的情況，提高了整體采收率，取得了顯著的開發(fā)效果。

4.1 定向井挖潛實踐

不連通類剩余油在現(xiàn)有井網(wǎng)條件下無法動用，需要進行加密以完善其注采關(guān)系，對于縱向上多層分布且具有一定儲量規(guī)模的剩余油富集區(qū)，適宜采用定向井加密方式進行剩余油挖潛。采用不連通以及連而不通砂體厚度作為井組內(nèi)部不連通類剩余油規(guī)模的反映指標，稱之為井組非連通厚度[10-11]，非連通厚度越大井組內(nèi)部不連通類剩余油規(guī)模越大。圖10a 所示的全區(qū)各井組非連通值平面分布圖顯示SZ 油田D、F 區(qū)仍存在大量不連通類剩余油，在不連通類剩余油縱向多層分布、平面集中富集的區(qū)域部署4 口定向加密井（圖10b），開展油水井排間定向井再加密試驗，結(jié)果表明：存在大量雙向有注無采平面剩余油的N32、N33 井組生產(chǎn)效果最好，初期含水低于40%，初期日產(chǎn)60 m3左右；存在大量單向有注無采、單向注采完善平面剩余油的N34 井組生產(chǎn)效果較好，初期含水80%，初期日產(chǎn)40 m3左右；不連通類剩余油富集規(guī)模較少的N35 井組生產(chǎn)效果最差，初期含水85%，初期日產(chǎn)15 m3左右；整體來看，試驗井組實施后，井組采收率提高7.1%，明顯改善了區(qū)域生產(chǎn)效果。

圖10 SZ 油田不連通類剩余油挖潛實例Fig.10 Examples of the potential tapping of unconnected residual oil of SZ Oilfield

4.2 細分層系挖潛實踐

由于層間干擾而形成的通而不暢類剩余油，如果繼續(xù)采用合注合采方式，這類剩余油將難以得到有效驅(qū)替。SZ 油田A、B、J 區(qū)通而不暢類剩余油縱向多層分布且平面分布相對集中，為了有效動用這類剩余油，以滲透率級差大于5.0、含水率級差大于1.7、壓力級差大于1.6 作為細分層系界限[25]，在B區(qū)選取試驗區(qū)實施細分層系先導試驗。

實施層系細分后，試驗區(qū)層間干擾顯著降低，細分層系后米采油指數(shù)由0.36 m3/（d·MPa·m）提高至0.53 m3/（d·MPa·m），提高了47%；初期采液強度由6.50 m3/（d·MPa·m）提高至8.82 m3/（d·MPa·m），提高1.4 倍；采油強度由1.23 m3/（d·MPa·m）提高至2.84 m3/（d·MPa·m），提高2.3 倍。細分層系后試驗井組通而不暢類剩余油潛力得以釋放，平均日產(chǎn)油由800 m3升至1 000 m3，含水率由80%降至70%，降水增油效果顯著。

4.3 水平井挖潛實踐

定向井以及細分層系適宜部署在未動用剩余油縱向多層富集的區(qū)域，而實際上，渤海SZ 油田大部分區(qū)域整體注采關(guān)系較好，縱向上各層剩余油分布模式多樣，大部分區(qū)域不適宜采用定向井加密或細分層系方式進行挖潛剩余油，這些區(qū)域可以采取部署水平井開展剩余油挖潛，此外，即便已經(jīng)加密定向井或采取細分層系開發(fā)的區(qū)域，對于那些現(xiàn)井網(wǎng)條件下不能動用的、具有一定儲量規(guī)模的剩余油，也可以采用部署水平井方式進行剩余油挖潛。

4.3.1 局部剩余油富集區(qū)水平井挖潛實踐

（1）連而不通類剩余油水平井挖潛實踐

連而不通類剩余油在現(xiàn)有井網(wǎng)條件下無法通過分層調(diào)配、開關(guān)層等常規(guī)措施進行開發(fā)，考慮儲量規(guī)模，選取有效厚度大于4 m 作為水平井部署主要指標，開展了水平井挖掘連而不通類剩余油開發(fā)實踐。C20 井區(qū)1、2 小層平面上發(fā)育連而不通類單砂體且有效厚度大于4 m，部署C60H、C61H 兩口水平調(diào)整井進行剩余油挖潛，兩口井投產(chǎn)后初期含水均低于30%，后期含水逐步上升，單砂體有效注采關(guān)系逐步建立，水平井挖潛效果顯著（圖11）。

圖11 SZ 油田連而不通類剩余油挖潛實例Fig.11 Examples of potential tapping of residual oil connected but obstructed in SZ Oilfield

（2）通而不暢類剩余油水平井挖潛實踐

對于縱向上通而不暢類剩余油大量發(fā)育的井組，采用細分層系的方式進行挖潛取得了較好的生產(chǎn)效果，而對于縱向上通而不暢類剩余油零散分布的井組，難以采用細分層系方式，對于SZ 油田，通而不暢類剩余油形成的主要原因是層間干擾，這類砂體自身物性與連通性均較好，因此，以有效厚度大于4 m 作為水平井部署界限，在通而不暢類單砂體上部署水平井。如圖12 所示，C32 井組3 小層內(nèi)部縱向上分為3-1、3-2、3-3 單層，其中，3-1、3-3 單層已經(jīng)強水淹，而3-2 單層未水淹，3-2 單層為河口壩主體沉積，其注采連通性較好，由于層間干擾而未動用，在該3 小層砂體中部部署水平井C46H，C46H 井投產(chǎn)后，初期含水10%，初期日產(chǎn)120 m3，后期生產(chǎn)過程中，通過注采調(diào)配，穩(wěn)產(chǎn)兩年，生產(chǎn)效果非常好。

圖12 SZ 油田通而不暢類剩余油挖潛實例Fig.12 Examples of potential tapping of residual oil formed by the unobstructed sand body but without oil and water migration in SZ Oilfield

（3）局部通暢類剩余油水平井挖潛實踐

對于受單砂體內(nèi)部側(cè)積夾層分割控制形成的局部通暢類剩余油，以未動用砂體總厚度大于4 m 作為部署界限，在局部通暢類剩余油富集區(qū)部署水平井進行挖潛。

如圖13 所示，J22 井區(qū)發(fā)育一套內(nèi)部側(cè)積夾層穩(wěn)定分布的單砂體，早期部署在單砂體底部的J23M井經(jīng)過多年生產(chǎn)后，關(guān)停前含水92%，日產(chǎn)油5 m3，而受側(cè)積夾層分割控制，單砂體上部局部通暢類剩余油富集，將J23M 井側(cè)鉆至該砂體頂部挖潛剩余油，實際生產(chǎn)顯示，投產(chǎn)后含水2%，穩(wěn)定日產(chǎn)油150 m3以上，取得了顯著的挖潛效果。

圖13 SZ 油田受側(cè)積夾層主控的局部通暢類剩余油挖潛實例Fig.13 Examples of potential tapping of local unobstructed residual oil under the control of the lateral accumulation interlayer in SZ Oilfield

對于側(cè)積夾層不發(fā)育的局部通暢類剩余油，以單砂體有效厚度大于6 m 作為界限，依據(jù)剩余油富集部位確定部署水平井位置，在單砂體頂部或底部部署水平井，開展剩余油挖潛實踐。

如圖14 所示，H16 井區(qū)中H9 井位于局部負向微構(gòu)造位置，而H16井則處于局部正向微構(gòu)造中心，受局部微構(gòu)造影響，H9 井水淹嚴重，目前含水達92%，日產(chǎn)油8 m3，而H16 井注入水無法有效波及，其內(nèi)部各單砂體頂部剩余油滯留，生產(chǎn)含水僅為60%，日產(chǎn)油25 m3，在H16 井附近部署的水平井F30H1 井挖潛微構(gòu)造頂部剩余油，初期含水60%，日產(chǎn)油60 m3，取得了較好的生產(chǎn)效果。

圖14 SZ 油田局部微構(gòu)造主控的局部通暢類剩余油挖潛實例Fig.14 Examples of potential tapping of local unobstructed residual oil which is under the control of the local micro-structure in SZ Oilfield

如圖15 所示，C54 井區(qū)1-2 單層厚度為8 m 且單砂體內(nèi)部側(cè)積夾層不發(fā)育，頂部局部通暢類剩余油富集，部署K21H 井挖潛單砂體頂部剩余油，該井初期投產(chǎn)含水24%，初期日產(chǎn)達100 m3左右，有效動用了頂部滯留剩余油，后期含水逐步上升，有效注采逐步建立，單砂體注采狀況得以明顯改善。

4.3.2 注采完善類剩余油水平井挖潛實踐

注采完善類單砂體在目前井網(wǎng)條件下已經(jīng)被注入水全面波及，即便后期不再進行調(diào)整，其內(nèi)部的剩余油也將繼續(xù)被動用，但隨注入水不斷沖刷，儲層內(nèi)部結(jié)構(gòu)發(fā)生變化，儲層物性不斷變好，容易形成優(yōu)勢滲流通道，加劇層間干擾，其他層剩余油難以被有效動用。對于縱向上主力層較為突出的井組，可以采用水平井對注采完善類剩余油進行單獨開發(fā)，形成定向井與水平井相結(jié)合的局部細分層系井網(wǎng)，降低層間干擾。

如圖16 所示，G19 井區(qū)縱向上3-1 單層厚度最大，約為6 m，物性最好，滲透率為3 254 mD，其他層整體物性較差，滲透率分布在350～800 mD，層間級差為9.5，3-1 單層為明顯的優(yōu)勢層，該單砂體目前已經(jīng)整段強水淹，但平均驅(qū)油效率僅為25%，測井解釋含油飽和度60%，其內(nèi)部仍具有剩余油潛力。部署E37H 井單獨開發(fā)3-1 單層，其他層采用定向井開發(fā)，投產(chǎn)后G19 井其他層被有效動用，含水明顯下降，日產(chǎn)油由20 m3增加至40 m3，同時，周邊注水井在對應(yīng)防砂段增大配注量，E37H井以近400 m3/d 大液量生產(chǎn)，日產(chǎn)油40 m3，挖潛效果顯著。

圖16 SZ 油田注采完善類剩余油挖潛實例Fig.16 Examples of potential tapping of unobstructed residual oil in SZ Oilfield

5 結(jié)論

（1）基于儲層構(gòu)型研究，結(jié)合調(diào)整井水淹資料及生產(chǎn)動態(tài)驗證，按照注采連通性將SZ 油田井間單砂體總結(jié)為不連通類、連而不通類（弱連通）及注采連通類等3 種類型，其中，注采連通類單砂體又可以細分為局部通暢類、注采完善類等兩種類型。

（2）進入高含水期，油田整體表現(xiàn)為高含水，但實際只是平面上某些注采方向、縱向某些小層、單砂體甚至某些增生體高含水，注入水在這些部位低效或無效循環(huán)，而大量剩余油仍滯留在注采不完善區(qū)域，剩余油直接受控于單砂體注采完善程度，基于此，依據(jù)不同注采完善程度將剩余油分布模式總結(jié)為注采不完善未動用剩余油和注采完善已動用剩余油兩大類，其中，未動用剩余油包括井間不連通類、連而不通類及通而不暢類等3 種類型，已動用剩余油包括局部通暢類及注采完善類兩種類型。

（3）渤海SZ 油田制定了“平面分區(qū)、縱向分層，立體調(diào)整”的整體調(diào)整思路，依據(jù)剩余油平面分布規(guī)模以及縱向分布模式，先采用油水井排間加密定向井動用不連通類剩余油、細分層系動用通而不暢類剩余油等方式優(yōu)先動用縱向多層分布、平面集中富集的剩余油，而后利用水平井挖潛零散分布的剩余油，開展了海上油田規(guī)則井網(wǎng)下定向井、水平井以及細分層系等多種手段相結(jié)合的不規(guī)則定向挖潛實踐，礦場應(yīng)用效果良好，有效提高了油田整體采收率。