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摘要：依據(jù)巖心、鑄體薄片、分析化驗、地震、測井、生產(chǎn)動態(tài)和數(shù)值模擬等資料，對伊拉克H油田Mishrif組下段MB2-MC1層段生物碎屑灰?guī)r隔夾層發(fā)育主控因素、成因類型、展布特征、注水開發(fā)影響和技術(shù)策略進(jìn)行研究。結(jié)果表明：相對海平面上升旋回中的灘前斜坡和灘間沉積、相對海平面下降旋回中的沼澤沉積和下切充填沉積、高頻旋回中的生屑灘沉積下部作為物質(zhì)基礎(chǔ)，疊加破壞性成巖作用是隔夾層發(fā)育主控因素，形成灘體下部型、灘間型、灘前斜坡型、沼澤型和下切充填型5類隔夾層，其滲透率主體為（0.05～1.50）×10-3 μm2，孔喉半徑為0.05～0.5 μm，滲流能力低；隔層位于MB2-1和MB2-2小層頂部、MC1-1小層底部以及MC1-3小層，夾層主要發(fā)育于MB2-1和MB2-2小層內(nèi)部；隔層連續(xù)處底部注水見效慢，油水界面緩慢均勻抬升，地層壓力虧空大，隔層不連續(xù)處底水錐進(jìn)，油井見水后含水率快速上升，產(chǎn)油大幅下降，夾層分布處底水繞流作用顯著，上下地層壓力梯度發(fā)生一定改變；開發(fā)過程中應(yīng)充分利用隔層連片隔擋、夾層局部發(fā)育的特征，堅持分層系開發(fā)，采用大井距邊注頂采和小井距底注頂采相結(jié)合的高效注水開發(fā)模式，依據(jù)隔層與夾層的類型和分布特征，優(yōu)化井位部署，保證低含水期的最大采出程度。

關(guān)鍵詞：伊拉克； Mishrif組； 生物碎屑灰?guī)r； 隔夾層； 注水開發(fā)； 分層系開發(fā)

中圖分類號：TE 121.3 文獻(xiàn)標(biāo)志碼：A

引用格式：余義常，宋新民，林敏捷，等.伊拉克H油田Mishrif組下段隔夾層特征及開發(fā)策略［J］.中國石油大學(xué)學(xué)報（自然科學(xué)版），2023，47（2）：1-12.

YU Yichang， SONG Xinmin， LIN Minjie， et al. Characteristics and development strategies of interlayers in the lower member of Mishrif Formation in H Oilfield， Iraq ［J］. Journal of China University of Petroleum （Edition of Natural Science）， 2023，47（2）：1-12.

Characteristics and development strategies of interlayers in the lower member of Mishrif Formation in H Oilfield， Iraq

YU Yichang1，2， SONG Xinmin2， LIN Minjie2， GUO Rui2， ZHU Guangya2， SHEN Yi3， SHEN Boheng2， LI Fengfeng2

（1.China National Oil and Gas Exploration and Development Corporation， Beijing 100034， China;2.Research Institute of Petroleum Exploration & Development， PetroChina， Beijing 100083， China;3.Geological Exploration and Development Research Institute， CNPC Chuanqing Drilling Engineering Company Limited， Chengdu 610051， China）

Abstract：The main controlling factors， genetic types， distribution characteristics， influence on water injection development and technical strategies of bioclastic limestone interlayers in MB2-MC1 section of lower Mishrif Formation in H Oilfield， Iraq， were studied using core ananlysis， casting thin section， analytical test， seismic data， logging， production performance and numerical simulation. The results indicate that the shoal front slope and intershoal deposits during relative sea-level rise cycles， marsh and incision filling deposits during relative sea-level fall cycles， and the lower part of the bioclastic shoal deposits during high-frequency cycles are the material basis for the development of interlayers. Superimposed destructive diagenesis is the primary controlling factor， affecting the lower part of shoal， intershoal， shoal front slope， marsh and incision filling types. The main permeability ranges from （0.05 to 1.50） ×10-3 μm2 with a pore throat radius of 0.05～0.5 μm. The barriers are located at the top of MB2-1 and MB2-2 layers， the bottom of MC1-1 layer and MC1-3 layer， and the baffles are mainly developed inside MB2-1 and MB2-2 layers. Water injection at the bottom of the continuous barrier has a slow effect， with the oil-water interface slowly and evenly uplifted， and a large formation pressure deficit. In contrast， water at the bottom of the discontinuous barrier experiences coning， resulting in rapid increase in the water cut of the well. The bottom water flow around the baffle is significant， and the pressure gradient of the upper and lower formations changes. During development， it is crucial to make full use of the characteristics of the barrier and baffle， adhere to the separated development units， and adopt the mode of bottom injection top production and peripheral injection top production. According to the types and distribution characteristics of the barrier and baffle， the well location deployment is optimized to ensure the maximum recovery degree in the low water cut period.

Keywords：Iraq; Mishrif Formation; bioclastic limestone; interlayer; water injection development; separated development units

隔夾層是隔層和夾層的合稱，對于油水滲流和地層壓力傳導(dǎo)具有重要影響［1-3］。目前對隔夾層研究集中在巖性隔夾層和物性隔夾層，以碎屑巖儲集層為主［4-7］，對碳酸鹽巖儲集層，特別是孔隙型生物碎屑灰?guī)r隔夾層研究程度較低，這類隔夾層主控因素和空間展布精細(xì)預(yù)測研究也相對欠缺，其對注水開發(fā)的影響尚未有系統(tǒng)研究［8-9］。生物碎屑灰?guī)r顆粒多為盆內(nèi)成因且強烈依賴生物活動，其對環(huán)境變化相對敏感，使得生物碎屑灰?guī)r隔夾層容易受海平面升降旋回、沉積環(huán)境及成巖作用的復(fù)合改造［1，10］，需做針對性研究。伊拉克H油田是以生物碎屑灰?guī)r為主的巨型油田，主力產(chǎn)層為白堊系Mishrif組下段MB2—MC1油藏，儲集空間為各類孔隙，采用注水補充能量方式開發(fā)，這類油藏注水開發(fā)在世界范圍內(nèi)尚缺乏成熟經(jīng)驗，目前仍處于探索實踐階段［11］。Mishrif組下段采用一套注采井網(wǎng)籠統(tǒng)開發(fā)，但其內(nèi)部發(fā)育成因和分布特征不清、識別難度大的隔夾層，各層位生產(chǎn)特征差異大、底部注水見效慢、地層壓力虧空大且分布不均，極大影響注水開發(fā)效果。因此筆者依據(jù)巖心、鑄體薄片、分析化驗、地震、測井、生產(chǎn)動態(tài)和數(shù)值模擬等資料，針對下段MB2—MC1油藏，采用成因約束下多級次井震聯(lián)合預(yù)測方法，對隔夾層主控因素、類型及展布特征進(jìn)行研究，厘清隔層和夾層類型及分布對注水開發(fā)控制作用，制定相應(yīng)技術(shù)策略，并應(yīng)用于生產(chǎn)實踐中。

1 研究區(qū)地質(zhì)概況

H油田位于伊拉克東南部，構(gòu)造上處于美索不達(dá)米亞盆地東南部，形成于新近紀(jì)扎格羅斯造山運動，整體呈北西—南東向?qū)捑忛L軸背斜形態(tài)［12］。白堊系Mishrif組生物碎屑灰?guī)r形成于次盆地碳酸鹽巖緩坡—弱鑲邊臺地環(huán)境，發(fā)育局限臺地、弱鑲邊臺地邊緣、緩坡灘和灘前斜坡4種沉積相，儲集層具有明顯相控特征［13-14］。

Mishrif組包括MA、MB1、MB2和MC層段，可進(jìn)一步劃分18個小層，整體厚度約為400 m。Mishrif組發(fā)育5個三級層序，各三級層序頂面均由代表海平面顯著下降的潮道、下切沉積或不整合面等限定［15］，進(jìn)一步可劃分10個四級層序（圖1）。下段MB2—MC1是Mishrif組物性最好的層段，灘相儲集層最為發(fā)育，同時隱蔽隔夾層較為發(fā)育；儲集層和隔夾層空間上疊置分布，限制油藏高效開發(fā)。

2 隔夾層發(fā)育主控因素及成因類型

2.1 海平面升降旋回對隔夾層發(fā)育的控制機制

12口巖心井的巖心觀察、1 338塊鑄體薄片分析和3 709塊常規(guī)物性資料表明，研究區(qū)隔夾層發(fā)育在中低能細(xì)粒沉積中，包括泥粒灰?guī)r、粒泥灰?guī)r、泥晶灰?guī)r和炭質(zhì)泥巖。相對海平面升降旋回決定水體能量及沉積背景，控制隔夾層縱向分布特征。H油田MB2—MC1層段處于SQ2和SQ3三級層序中，包括PSS3—PSS6的4個四級層序（圖1）。

PSS3初期海平面上升，水動力減弱，MC2-2和MC2-1小層進(jìn)入灘前斜坡環(huán)境，碳酸鹽巖沉積較慢，以泥晶灰?guī)r為主，形成MC2-2—MC2-1區(qū)域隔層。隨后海平面下降，MC1-4小層進(jìn)入弱鑲邊臺地邊緣環(huán)境，水動力增強，沉積大規(guī)模灘體，層內(nèi)夾層發(fā)育程度低（圖2）。PSS4初期海平面上升，MC1-3小層進(jìn)入灘前斜坡環(huán)境，以泥晶灰?guī)r為主，局部為滑塌粗粒沉積，形成MC1-3穩(wěn)定隔層。隨后海平面下降，MC1-2小層進(jìn)入弱鑲邊臺地邊緣環(huán)境，沉積大規(guī)模灘體，層內(nèi)夾層發(fā)育程度低。

PSS5初期海平面快速上升，形成MC1-1小層底部粒泥灰?guī)r和泥晶灰?guī)r隔層。隨后海平面下降，演化為緩坡灘環(huán)境，沉積了MC1-1小層中部到MB2-3小層頂部一套橫向變化小、縱向厚度大的生屑灘，內(nèi)部夾層零星發(fā)育。隨著海平面繼續(xù)下降，MB2-2小層逐漸從緩坡灘轉(zhuǎn)變?yōu)槿蹊傔吪_地邊緣環(huán)境，研究區(qū)地貌起伏增大，灘體規(guī)模減小，層內(nèi)發(fā)育灘間粒泥灰?guī)r夾層和灘體下部泥粒灰?guī)r夾層；同時由于灘體快速沉積，灘體頂部和灘間變?yōu)槟嗾迎h(huán)境，植被開始生長，埋藏后形成高有機質(zhì)含量炭質(zhì)泥巖夾層。PSS5晚期海平面下降幅度較大，灘體沉積速率大，可容納空間快速充填，層序邊界潮濕氣候下降水豐富，適宜植被生長，使得MB2-2小層頂部灘體下部泥?；?guī)r、灘間粒泥灰?guī)r和沼澤炭質(zhì)泥巖隔層發(fā)育程度增加。

PSS6位于MB2-1小層，隨著水體逐漸變淺，水動力增強，隔夾層特征和MB2-2小層相似。但MB2-1小層處于三級層序SQ3晚期，沉積時海平面最低，灘體最發(fā)育，暴露最頻繁，降水也最豐富，使得層內(nèi)夾層和頂部隔層發(fā)育程度更高。MB2-1小層沉積后，研究區(qū)經(jīng)歷大范圍暴露溶蝕，西北部發(fā)育深達(dá)30 m的大型下切沉積［10］。MB1-2亞段沉積早期，下切部位被低位—海侵域泥晶灰?guī)r充填，并縱向延伸到MB2-2小層頂部。

2.2 沉積環(huán)境對隔夾層發(fā)育的控制機制

沉積環(huán)境決定水動力強弱和沉積物原始組構(gòu)，對隔夾層類型和橫向展布有重要控制作用。H油田Mishrif組為次盆地碳酸鹽巖緩坡—弱鑲邊臺地沉積，隔夾層發(fā)育于中低能沉積環(huán)境，包括灘體下部、灘間、灘前斜坡、沼澤和下切充填5類沉積（圖3）。

灘體下部沉積發(fā)育在臺地邊緣生屑灘和緩坡生屑灘下部，形成于浪基面附近，水動力條件中等，灰泥含量較低，生物碎屑以非固著類雙殼和棘皮動物為主，含少量苔蘚動物和藻類，具有一定原生粒間孔隙，流體滲流能力中等。灘間沉積發(fā)育在臺地邊緣灘間和緩坡灘間，形成于浪基面之下，水動力較弱，灰泥含量中等，生物碎屑主要是底棲有孔蟲和非固著類雙殼，原生粒間孔隙發(fā)育程度較低，流體滲流能力較差。灘前斜坡沉積發(fā)育在灘前斜坡細(xì)粒沉積中，形成于深水環(huán)境，水動力弱，海水淘洗作用差，含較多灰泥，生物碎屑以底棲有孔蟲為主，原生粒間孔隙發(fā)育程度低，流體滲流能力差。沼澤沉積形成于泥沼環(huán)境，原生粒間孔隙發(fā)育程度低，流體滲流能力差。灘頂沼澤是灘體快速堆積暴露，植被開始生長，埋藏后形成黑色炭質(zhì)泥巖；灘間沼澤是由于地貌高部位灘體堆積速度相對較快，灘體暴露，在暴露灘體間形成局限封閉的沼澤環(huán)境。

下切充填沉積是由于SQ3高位域沉積結(jié)束，碳酸鹽巖臺地暴露溶蝕，形成邊界齊整的下切沉積。MB2-1小層暴露初期，下切部位為潮汐通道中高能環(huán)境，形成底部泥?；?guī)r段；下一期海侵時，下切沉積逐漸被低位—海侵域泥晶灰?guī)r充填，生物碎屑以底棲有孔蟲為主；隨著下切部位水體深度逐漸減小，下切部位重新成為潮汐通道，發(fā)育頂部泥粒灰?guī)r段，直至下切部位填滿。

2.3 成巖作用對隔夾層發(fā)育的控制機制

綜合1 338塊鑄體薄片鑒定和421塊全巖分析數(shù)據(jù)表明，大氣淡水溶蝕是研究區(qū)最主要的建設(shè)性成巖作用，膠結(jié)是最主要的破壞性成巖作用，其次為壓實和白云石化［16］。高能沉積和中能沉積以建設(shè)性成巖作用為主，低能沉積以破壞性成巖作用為主。在沉積主控基礎(chǔ)上，成巖作用進(jìn)一步降低隔夾層物性（圖4（a））。

由于厚殼蛤灘和生屑灘等中高能沉積形成于水動力強的古地貌高部位，后期容易出露海面接受大氣淡水淋濾，淋濾產(chǎn)物可向周圍快速排出，膠結(jié)作用較弱，顆粒支撐結(jié)構(gòu)和中—低鎂方解石質(zhì)的生物碎屑為主體使壓實和白云石化作用較弱。

灘體下部、灘間和灘前斜坡等中低能沉積和低能沉積形成于水動力弱的古地貌中低部位，后期大氣淡水溶蝕作用弱，還會接受高地貌區(qū)溶蝕產(chǎn)物沉淀，發(fā)生膠結(jié)作用，泥晶支撐使壓實作用強度較大，高鎂方解石和文石質(zhì)的生物碎屑為主體導(dǎo)致中埋藏環(huán)境w（Mg）/w（Ca）高，白云石化作用顯著（圖4（b））。

2.4 隔夾層成因分類

沉積相與隔夾層類型和特征具有直接相關(guān)性，不僅控制著隔夾層的巖性、物性、形態(tài)和連續(xù)性，而且也決定其平面分布范圍和縱向展布特征，成巖作用對隔夾層改造具有繼承性和破壞性的雙重特點。由此將隔夾層按成因分為灘體下部型、灘間型、灘前斜坡型、沼澤型和下切充填型隔夾層5類。

灘體下部型隔夾層主要是泥粒灰?guī)r，部分為粒泥灰?guī)r，巖心觀察到交錯層理（圖5（a））。薄片中顆粒體積分?jǐn)?shù)為50%～75%（圖5（f）），顆粒周圍有明顯方解石膠結(jié)物。灘間型隔夾層巖性主要是粒泥灰?guī)r，巖心可觀察到較強的斑狀生物擾動現(xiàn)象，生物擾動處物性和含油性較好，圍巖較為致密（圖5（b））。薄片中顆粒體積分?jǐn)?shù)為10%～50%，泥晶基質(zhì)和孔隙中發(fā)育白云石（圖5（g））。灘前斜坡型隔夾層巖性主要是泥晶灰?guī)r，巖心可觀察到粒徑較大、致密膠結(jié)的角礫漂浮在泥晶灰?guī)r中（圖5（c））。薄片中顆粒體積分?jǐn)?shù)小于10%，泥晶基質(zhì)中發(fā)育較多白云石（圖5（h））。

沼澤型隔夾層主要是粒泥灰?guī)r和炭質(zhì)泥巖，部分為泥粒灰?guī)r。黑色炭質(zhì)泥巖是其典型巖石類型（圖5（d）），熱失重分析表明其有機質(zhì)質(zhì)量分?jǐn)?shù)約為29%，全巖分析顯示礦物成分主要為方解石，其次是質(zhì)量分?jǐn)?shù)為14.6%的黏土礦物，不含石膏、硬石膏及巖鹽。薄片中顆粒體積分?jǐn)?shù)小于10%，顆粒間可見泥質(zhì)條紋（圖5（i））。下切充填型隔夾層巖性主要是泥晶灰?guī)r和泥?；?guī)r，其中紅灰色泥晶灰?guī)r是其典型巖石類型，內(nèi)部存在3～6 cm外形不規(guī)則硅質(zhì)團塊，滴酸不起泡（圖5（e））。薄片中顆粒體積分?jǐn)?shù)小于10%，以底棲有孔蟲為主，泥晶基質(zhì)中白云石體積分?jǐn)?shù)高（圖5（j））。

3 隔夾層特征及分布規(guī)律

3.1 隔夾層物性特征

鑄體薄片和常規(guī)物性統(tǒng)計表明，隔夾層孔隙主要為鑄?？住⒘?nèi)孔、體腔孔、晶間孔和泥晶微孔，孔隙度平均為9.83%，滲透率平均為0.71×10-3 ?μm2（圖6（a））。其中灘體下部型隔夾層以鑄?？缀土?nèi)孔為主，但孔隙間連通性較差，孔隙度平均為132%，滲透率為1.48×10-3 ?μm2，與灘相儲集層相比，兩者滲透率比值往往可超過20，會明顯遲滯流體運動，是物性隔夾層。灘間型和灘前斜坡型隔夾層以粒內(nèi)孔、體腔孔和泥晶微孔為主，前者孔隙度平均為11.72%，滲透率為0.79×10-3 ?μm2；后者孔隙度平均為8.85%，滲透率為0.52×10-3 ?μm2。沼澤型和下切充填型隔夾層則更加致密，其以晶間孔和泥晶微孔為主，前者孔隙度平均為7.71%，滲透率為0.28×10-3 ?μm2；后者孔隙度平均為7.59%，滲透率僅為0.11×10-3 ?μm2。

研究區(qū)壓汞測試最高進(jìn)汞壓力為235.43 MPa，前人根據(jù)潤濕相飽和度和對應(yīng)毛管壓力雙對數(shù)關(guān)系，基于其拐點特征，以孔喉半徑0.15、1和5 μm為界限值，將H油田Mishrif組孔喉分為微孔喉、細(xì)孔喉、中孔喉和粗孔喉［17］。壓汞測試表明：研究區(qū)隔夾層排驅(qū)壓力主要為0.5～10 MPa（圖6（b）），孔喉半徑主要為0.05～0.50 μm的微孔喉和細(xì)孔喉（圖6（c））。灘體下部型隔夾層排驅(qū)壓力為0.21～1.02 MPa，孔喉分布相對集中，以0.15～0.71 μm的細(xì)、中孔喉為主。灘間型和灘前斜坡型隔夾層排驅(qū)壓力為0.35～5.1 MPa，孔喉分布集中于0.01～0.56 μm的微、細(xì)孔喉。沼澤型和下切充填型隔夾層排驅(qū)壓力更高，為1.12～21.5 MPa，孔喉最為集中，以0.01～0.22 μm的微、細(xì)孔喉為主。

3.2 隔夾層識別特征及分布預(yù)測方法

3.2.1 隔夾層測井識別特征

巖心與測井精細(xì)標(biāo)定明確5類隔夾層特征（圖7）。研究區(qū)隔夾層泥晶含量較高、孔隙度低、巖性致密，為中—高伽馬、中—高密度和中—高電阻率。灘體下部型隔夾層電阻率與上、下儲層段差異較大（圖7（a））；灘間型隔夾層測井曲線呈厚度中等微齒漏斗型（圖7（b）），灘前斜坡型測井曲線呈厚度較大齒化箱型（圖7（c））；沼澤型自然伽馬超過30 API（圖7（d）），下切充填型密度超過2.6 g/cm3（圖7（e））。單井測井識別表明，不同層段隔夾層厚度差異大，MB2-1、MB2-2小層隔夾層厚度整體為0.6～7.1 m，主要為1.8～3.9 m；MC1-1小層隔夾層厚度主要為3.8～6.7 m，MC1-3小層隔夾層厚度最大，為9.4～18.3 m。

3.2.2 隔夾層地震識別特征

研究區(qū)地震資料品質(zhì)好，采用改進(jìn)反Q濾波法進(jìn)行高分辨率拓頻，頻帶寬度由60 Hz拓展到80 Hz，主頻由35 Hz拓展到50 Hz，能有效識別MC1-3中廣泛分布厚度大的隔層。但MC1-1、MB2-2和MB2-1隔層和夾層厚度相對較小，縱橫向分布復(fù)雜，需用波阻抗閾值及波形相控指示反演分析。

隔夾層具有低聲波時差、中高密度特征，阻抗為高值（大于11800 g·cm-3·m·s-1），下切充填型隔夾層最致密，阻抗超過12700 g·cm-3·m·s-1，地震響應(yīng)顯著。因此采用地震波形相控指示反演（SMI），篩選統(tǒng)計樣本時參照波形相似性和空間距離，保證樣本結(jié)構(gòu)特征一致，并按分布距離對樣本排序?；谘芯繀^(qū)86口直井精細(xì)標(biāo)定和各小層界面解釋建立框架模型，優(yōu)選樣本、高截頻等參數(shù)，從測線試驗到體反演，結(jié)合單井相分析，確定隔夾層井間分布特征（圖8（a）），可見隔夾層發(fā)育層位為高阻抗（藍(lán)、青色），與周圍低阻抗儲集層差別明顯（黃、紅色）。與常規(guī)稀疏脈沖反演比，SMI縱向分辨率提高到5 m，平面上更符合地質(zhì)規(guī)律。

研究區(qū)隔夾層和儲層巖性、物性差異大，兩者間地震反射系數(shù)特征顯著，為高分辨率反射系數(shù)反演奠定基礎(chǔ)。該方法內(nèi)嵌地質(zhì)約束，基于分頻反褶積算法，同時考慮振幅變化，采用多段分頻資料反演稀疏的反射系數(shù)，通過目標(biāo)函數(shù)確定反射系數(shù)，進(jìn)而分辨出小于調(diào)諧厚度的薄層界面［18］，非常適合研究區(qū)隔夾層精細(xì)預(yù)測。在實際應(yīng)用中，反演得到的反射系數(shù)與真實地層對應(yīng)性好，進(jìn)一步將縱向分辨率提高至3 m，隔夾層界面信息得到很好顯示（圖8（b））。

3.2.3 隔夾層分布預(yù)測方法

H油田MB2—MC1層段隔夾層類型多、厚度相對較小、相控特征顯著，各類隔夾層和儲集層橫向交錯、縱向疊置，隔夾層井間精細(xì)預(yù)測難度大。

本次研究提出地質(zhì)成因約束下的“地震波阻抗閾值識別—波形相控指示反演—高精度薄層反射系數(shù)反演—單井測井隔夾層劃分”多級次井震聯(lián)合預(yù)測方法，在明確5類隔夾層發(fā)育和分布特征的基礎(chǔ)上，采用多種技術(shù)，不斷提升隔夾層識別的精度和可信度，精細(xì)刻畫隔夾層展布特征。

該方法可識別MC1-3小層灘前斜坡和MC1-1小層底部緩坡灘間垂向加積形成的層狀分布隔層、MB2-2、MB2-1小層臺地邊緣垂向加積形成的層狀分布的隔層和側(cè)向前積形成的傾斜狀夾層（圖9）。一些測井可識別的厚度更小的夾層，在SMI和反射系數(shù)反演剖面響應(yīng)特征不明顯，需在層序格架和已識別隔層和夾層約束下，預(yù)測其展布特征。

3.3 隔夾層空間分布規(guī)律

多級次井震聯(lián)合預(yù)測結(jié)果表明，MB2—MC1層段隔層位于MB2-1和MB2-2小層頂部、MC1-1小層底部以及MC1-3小層；夾層主要發(fā)育于MB2-1和MB2-2小層內(nèi)部，其他層位隔層和夾層發(fā)育程度低。

MB2-1小層整體為弱鑲邊臺地邊緣沉積，灘體堆積速度快，地貌起伏大，沉積微相類型多且相變快，沉積微相邊界在SMI中特征顯著（圖10（a））。MB2-1小層邊緣以臺地邊緣灘間沉積為主，向中央過渡到以生屑灘和生屑—似球粒灘為主，高部位發(fā)育朵葉狀厚殼蛤灘。由于灘體快速沉積，東南部成為局限封閉環(huán)境，形成灘間沼澤。西北部發(fā)育條帶狀下切充填沉積（圖10（b））。

MB2-1小層頂部隔層類型多樣，橫向交錯疊置，在90%以上含油區(qū)域均有分布。灘體下部型主要分布于中部灘相儲層發(fā)育區(qū)，灘間型分布最廣泛，沼澤型主要分布于研究區(qū)東南部，下切充填型集中分布于研究區(qū)西北部（圖10（c））。MB2-1小層內(nèi)部夾層較發(fā)育，延伸距離較遠(yuǎn)，特別是沼澤型夾層分布范圍較大，集中于中部和東南部，且下切充填型夾層呈條狀帶整層發(fā)育（圖10（d））。

MB2-2小層頂部也發(fā)育4類隔層，平面展布范圍較大，在85%以上含油區(qū)域都有分布，但各類隔層分布相對分散。研究區(qū)西北部W133井區(qū)和東南部W075D1井區(qū)存在2個面積較大的隔層不發(fā)育區(qū)域，處于“開天窗”狀態(tài)（圖10（e））。MB2-2小層內(nèi)部夾層發(fā)育程度相對較低，延伸距離較短，主要是零散分布的沼澤型夾層，灘體下部型和灘間型夾層分布較局限，下切充填型夾層不發(fā)育（圖10（f））。

MC1-1小層底部隔層在含油區(qū)域內(nèi)均有分布，以灘間型隔層為主，邊緣發(fā)育灘前斜坡型隔層，局部位置存在灘體下部型隔層。MC1-3小層隔層橫向分布廣、縱向厚度大，以灘前斜坡型隔層為主，局部透鏡狀粗?；练e上發(fā)育灘間型隔層。

4 隔夾層對注水開發(fā)的影響

4.1 隔夾層分布與油藏生產(chǎn)特征

連續(xù)分布的隔層極大影響底水流動特征。W081至W074D1井間，生產(chǎn)井段下部MB2-2頂部隔層連續(xù)發(fā)育，前期周圍井生產(chǎn)中引起底水遠(yuǎn)距離繞流，油水界面緩慢均勻抬升，相近測井時間油水分布關(guān)系圖上，油水界面較低且基本一致（圖11左）。

在隔層不連續(xù)處，底水錐進(jìn)現(xiàn)象顯著。W075至W075D1井之間，MB2-2小層頂部隔層呈“開天窗”狀態(tài)，周圍井在生產(chǎn)中，引起底水向上逐漸突破，出現(xiàn)底水錐進(jìn)，油水界面上凸（圖11右）。因此相近測井時間內(nèi)，隔層連續(xù)處油水界面低，隔層不連續(xù)處界面較高，特別是測井時間一致的W278和W075井，兩者油水界面高程差異顯著。隨著隔層不連續(xù)處的W075D1井在MB2-1小層射孔生產(chǎn)，底水錐進(jìn)加快，9個月后底水已錐進(jìn)至MB2-1小層，該井開始產(chǎn)水，且見水后含水快速上升。對比底水錐進(jìn)的井位和MB2-2頂部隔層分布圖，隔層“開天窗”處和底水錐進(jìn)井位符合度高（圖10（e））。

夾層分布較局限，但對遲滯底水上升、使底水繞流作用非常明顯［19-20］。2013年11月W266井在MB2-1小層生產(chǎn)，其下方MB2-2小層內(nèi)發(fā)育沼澤型夾層。周圍W075D1井2014年3月在MB2-1小層生產(chǎn)，其下方無夾層發(fā)育，2014年12月該井見水。底水從W075D1井進(jìn)入MB2-1小層后，由構(gòu)造相對較高的W075D1井向較低的W266（2015年12月見水）、W281、W075H、W083D1井流動（圖10（f））。

4.2 隔夾層分布與地層壓力系統(tǒng)

隔層連續(xù)分布處底水遠(yuǎn)距離繞流，導(dǎo)致油藏前期底部注水開發(fā)效果差，地層壓力出現(xiàn)較大虧空。2012年研究區(qū)開始大規(guī)模開發(fā)，初期各小層地層壓力隨深度有序變化，如W325和W109井MDT測試數(shù)據(jù)所示（圖2）。隨著開發(fā)進(jìn)行，在隔層隔擋下，上下層位壓力變化不一致，如W027D2和W009D2井在MB2-1小層地層壓力顯著下降，與下部MB2-2小層地層壓力梯度趨勢相比發(fā)生明顯改變。

在隔層不連續(xù)處，地層壓力傳導(dǎo)效果好，各小層間地層壓力梯度相一致。研究區(qū)MB2-3和MC1-1小層頂部隔層不發(fā)育，W027D2和W009D2井在MB2-3和MC1-1小層地層壓力隨深度有序變化。夾層發(fā)育會顯著影響油井壓降漏斗形態(tài)，使其向夾層上方兩側(cè)擴展變形，導(dǎo)致上下地層壓力梯度發(fā)生一定變化。如W041D1井在MB2-3小層內(nèi)部有夾層發(fā)育，其上下壓力梯度趨勢發(fā)生改變（圖2）。

4.3 隔夾層分布與油藏類型

MB2-1和MB2-2小層間4類隔層橫向疊置，連續(xù)性較好，使得2個小層生產(chǎn)特征和壓力系統(tǒng)均不一致。同時MB2-1小層為中孔—高滲儲集層，平均滲透率為73.89×10-3 ?μm2，明顯高于平均滲透率為1264×10-3 ?μm2的MB2-2、MB2-3和MC1-1小層，其滲透率級差大于5，不利于合層開采。

綜合隔層和夾層發(fā)育特征、儲集層非均質(zhì)性研究，MB2—MC1油藏可進(jìn)一步分為2個油藏。MB2-1小層是厚度相對較小的中高孔、高滲邊水油藏，內(nèi)部夾層較為發(fā)育且延伸長度大。MB2-2—MC1層段是厚度相對較大的中高孔、中滲邊底水油藏，內(nèi)部夾層延伸長度小且呈碎片化分布。2個油藏在西北部W133井區(qū)和東南部W075D1井區(qū)存在面積較大的2個隔層“開天窗”區(qū)域。

5 基于隔夾層特征的開發(fā)策略

5.1 分層系開發(fā)

前期地質(zhì)研究認(rèn)為Mishrif組MB1-2C和MB2-1小層頂部發(fā)育2套平面上分布相對穩(wěn)定的隔夾層［11］，因此將MB1—MC1油藏從1套注采井網(wǎng)轉(zhuǎn)變?yōu)?套注采井網(wǎng)，但MB2—MC1仍為1套底注頂采開發(fā)井網(wǎng)。本次研究提出將MB2-1小層與MB2-2—MC1層段分層系開發(fā)，同時MB2-1邊水油藏滲透率較高，適合采用較大井距注采井網(wǎng)開發(fā)，避免注水快速突破，含水迅速上升；而滲透率中等的MB2-2—MC1邊底水油藏適合采用較小井距注采井網(wǎng)，以增加對油藏控制程度（圖12）。

5.2 高效注水開發(fā)方式

分層系開發(fā)中，需基于隔層、夾層類型和分布特征，采取高效注水方式，嚴(yán)格控制含水上升速度；縱向分層系開發(fā)也為平面井位部署帶來巨大空間。

MB2-1邊水油藏前期產(chǎn)能高、開發(fā)強度大，但邊水能量相對較弱且補充有限，導(dǎo)致地層壓力虧空較大。注水模式上，采用直井邊緣注水、水平井頂部采油開發(fā)方式，以恢復(fù)油藏壓力且保持邊水均勻驅(qū)替，提升平面波及系數(shù)和采收率。井位部署上，充分考慮MB2-2頂部隔層和MB2-1層內(nèi)夾層分布特征。隔層連續(xù)區(qū)域上方部署采油井，且采油井和注水井均需避開西北部W133井區(qū)和東南部W075D1井區(qū)隔層“開天窗”處，避免底水錐進(jìn)。同時層內(nèi)夾層連片發(fā)育的東南部和中部優(yōu)先部署采油井，使夾層局部分隔油層，抑制層內(nèi)縱向竄流，提高層內(nèi)動用程度（圖12）。

MB2-2—MC1邊底水油藏厚度相對較大，內(nèi)部夾層發(fā)育程度低，分布分散，前期產(chǎn)能較低、開發(fā)強度小，底水可補充一定的地層能量。注水模式上，采用直井、老井或新鉆直井底部注水、水平井頂部采油開發(fā)方式，注水井段在油水界面附近及以下，確保避水高度超15 m，以期保持油藏壓力且保證底水均勻抬升，提升波及系數(shù)和采收率。井位優(yōu)化上，在MB2-2頂部隔層連續(xù)區(qū)域下方部署采油井，且需避開隔層“開天窗”處，避免層間干擾。同時油藏內(nèi)MB2-2小層夾層呈碎片化分布且延伸長度小，夾層發(fā)育位置會使流體流動通道曲折，但對底注頂采總體效果影響不大。為減少井?dāng)?shù)、降低投資，在MB2-1油藏邊緣注水井射開下部層位，向MB2-2—MC1底水注水，單井分層注水，同時補充MB2-1、MB2-2—MC1油藏的地層能量。

5.3 效果分析

生產(chǎn)實踐中，目前通過油水井上返生產(chǎn)和優(yōu)選位置鉆探新井，H油田MB2—MC1油藏已經(jīng)逐步調(diào)整為分層系開發(fā)，完善平面注采關(guān)系，有效恢復(fù)油藏壓力，提高油藏整體動用程度，日產(chǎn)油量增加超過1萬桶，含水率比籠統(tǒng)開發(fā)降低15%。數(shù)值模擬對比1套注采井網(wǎng)籠統(tǒng)開發(fā)和分層系開發(fā)，注采井?dāng)?shù)和鉆井井型不變時，相同采出程度，分層系開發(fā)含水率可下降10%以上，油藏儲量動用程度提高，高峰產(chǎn)量穩(wěn)產(chǎn)時間增加，并能夠盡量避免含水上升過快。

6 結(jié) 論

（1）H油田Mishrif組下段隔夾層發(fā)育在中低能細(xì)粒沉積中，相對海平面升降旋回決定水體能量和沉積背景，控制隔夾層的縱向分布特征。沉積環(huán)境決定水動力強弱和沉積物原始組構(gòu)特征，控制隔夾層類型和橫向展布特征。成巖作用在沉積環(huán)境基礎(chǔ)上，進(jìn)一步降低隔夾層物性。按照成因，將研究區(qū)隔夾層分為灘體下部型、灘間型、灘前斜坡型、沼澤型和下切充填型5類。

（2）隔層位于MB2-1和MB2-2小層頂部、MC1-1底部和MC1-3小層，夾層主要在MB2-1和MB2-2小層內(nèi)部。

隔層和夾層滲流能力低，嚴(yán)重影響油藏注水開發(fā)效果。隔層連續(xù)處上下井段生產(chǎn)互不影響，油水界面均勻抬升，地層壓力虧空大；隔層不連續(xù)處底水錐進(jìn)，油井見水后含水率快速上升，產(chǎn)量大幅下降；夾層發(fā)育對底水錐進(jìn)抑制作用顯著，上下地層壓力梯度發(fā)生一定改變。

（3）注水開發(fā)中，應(yīng)充分利用隔層連片隔擋、夾層局部分布的特點，堅持分層系開發(fā)策略。隔層連續(xù)發(fā)育區(qū)域采用大井距邊注頂采和小井距底注頂采相結(jié)合的高效注水開采模式；基于隔層與夾層類型和分布位置，優(yōu)化井位部署，將隔層與夾層非均勻分布的不利影響轉(zhuǎn)化為提高注水開發(fā)效果的有利條件。調(diào)整后的油藏動用程度進(jìn)一步提高，含水率比籠統(tǒng)開發(fā)降低15%，注水開發(fā)效果顯著改善。

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（編輯 李 娟）

收稿日期：2022-10-01

基金項目：國家科技重大專項（2017ZX05030-001）;中國石油集團公司重大科技專項（2017D-4406）

第一作者：余義常（1991-），男，高級工程師，博士，研究方向為油氣開發(fā)地質(zhì)。E-mail：yuyichang@petrochina.com.cn。

通信作者：林敏捷（1988-），女，高級工程師，碩士，研究方向為油氣勘探與儲層預(yù)測。E-mail：linmj@petrochina.com.cn。