引言

储层平面非均质性是指储层的几何形态、规模、连续性、物性及其含油性的变化，是影响平面油水运移的主要因素之一^[1-2]，储层平面非均质性具有层次性^[3-5]，受不同开发阶段开发需求以及资料状况限制，实际操作过程中，不同开发阶段储层非均质性层次认识程度往往不同。开发初期基于井网部署等需求，平面非均质性认知多为小层层次，侧重于砂体的形态、物性横向变化等内容^[6-7]，测量单元为小层砂体；而开发后期基于解决平面矛盾、剩余油挖潜等需求，更加注重储层内部建筑结构等更深层次的非均质性认知^[8-14]。

对于油田开发尺度的宏观非均质性，即地层学上相对易于识别的成因单元之间的非均质性，利用现有技术手段所能获得的资料都可以得到很好的描述和表征，但受地质资料的不完备及地质建模时处理能力的限制，对于储层非均质性程度定量描述，主要还是以井眼处获取的参数经过统计学或其他数学方法处理后的综合指标作为主要描述依据^[15-22]，这些综合指标在开发初期能够很好地满足井网部署等需求，取得了较好的应用效果，然而在开发后期剩余油挖潜精度不断深化的背景下，明显存在一定的局限性：以储层平面非均质性为例，目前主要的定量表征方法所依赖的参数大多是直接从单井井眼处直接获取，仅能代表井眼处而不能代表井间的储层内部结构指标(如夹层密度等)，势必不可能确切地还原构建出井间储层内部结构差异，而这种差异正是开发后期控制平面剩余油分布的决定性因素^[8-14]。因此，开发后期更加符合油田生产需求的平面非均质性定量描述，应深化储层研究精度，着力于井间储层内部结构差异定量描述。

本文依据渤海SZ油田实际需求，细化储层认识层次，以层次界面和结构要素分析法解剖储层内部建筑结构，对开发后期平面非均质性进行再认识，结合SZ油田平面剩余油分布特点，针对油田挖潜需求，尝试了一种定量评价平面非均质性程度新方法，以期从定量表征储层内部结构差异角度对现行平面非均质性表征内容进行补充与完善。

1 油田概况

区域上，SZ油田位于渤海湾盆地下辽河拗陷辽西低凸起中段(图 1)，构造形态为北东走向的断背斜，西侧以辽西1号断层为界与辽西凹陷相邻，东侧以斜坡形式逐渐向辽中凹陷过渡，为一个古潜山背斜油气藏，油藏类型为受构造和岩性控制的正常地层压力层状油藏；油田主力层段为古近系东营组东二下段，分为3个油组共计14小层，储层岩性以细砂岩为主，其次为中砂岩，粉砂岩和粗砂岩相对较少，储层胶结程度低，小层砂体厚度3$\sim$20 m，平均孔隙度31%，平均渗透率2 000 mD，地面原油密度0.962 3 g/cm$^3$, 平均地面黏度1 055.8 mPa$\cdot$s；油田主水流是自西向东的古绥中水系，油田范围内发育典型的正常河控三角洲前缘储层，主要发育水下分流河道、河口坝主体以及河口坝缘等沉积微相类型，砂体展布受沉积作用主控，后期改造作用较小，沉积主体内部沉积期次较多，多期次砂体在空间上相互交织、切割，形成复杂的空间叠置体，内部隔夹层较发育。

渤海SZ油田是目前渤海油田产量最高的油田，同时也是第一个进行综合调整的海上油田，综合调整极大地改善了油田开发效果，提高了油田整体采收率，油田产量大幅度提升，但随着未动用储量动用后含水逐步上升，水窜现象愈加强烈，剩余油分布零散，油田产量面临较大的下行压力，为了稳定油田产量以及进一步提高油田采收率，必须在调剖、堵水、关层、提液等常规稳产措施外继续深入挖潜，进一步释放剩余油潜力，尤其是那些目前仍动用较差区域的剩余油。密闭取芯资料以及大量综合调整井实钻显示，平面上各井组水淹程度差异非常大，局部井组水淹程度仍然较低，表明油田内部采出程度不均，平面上仍存在剩余油局部富集区，而造成这种差异的内在原因正是储层平面非均质性的存在，尤其是储层内部结构差异，因此，基于油田稳产以及进一步提高采收率的现实需求，有必要深化储层平面非均质性表征级次，进行单砂体级次储层构型研究，进而开展基于储层构型研究的平面剩余油分布特征描述，以期为油田寻找局部剩余油富集区进行挖潜提供依据。

2 小层砂体构型解剖

开发初期，小层层次的平面优势微相、孔渗等值线图均能有效展示平面上砂体展布及其物性分布特征，有效地指导了油田井网部署，取得了显著的生产效果；而进入开发后期后，小层层次的储层认识精度显然难以满足生产需求。如图 2所示，该区3小层河口坝连片分布，平均砂体厚度8 m、渗透率基本都在3 000 mD以上，砂体平面连续性非常好，是该区域纵向上主力小层之一，但调整井实钻显示，注采均对应的4口调整井平面水淹状况差异非常大，B17、B19井基本未水淹，而B18、B20井已经强水淹，此外，在已经强水淹的B18、B20井厚段砂岩内部，也存在多段明显不均匀水淹。分析可知，小层砂体在平面上并不是单一油水运移系统，剩余油也并不是单纯的整装分布于未水淹区域砂体内部(B17、B19井)，看似已经强水淹的B18、B20井内部也存在未水淹砂体，基于隔夹层对油水垂向运移的阻挡作用，这些未水淹砂体在平面上也存在具有一定分布范围剩余油的可能，因此，为了研究小层砂体平面油水运移规律，搞清楚剩余油分布特征，就不能简单地将小层砂体视为二维平面体，而应充分考虑其三维结构，符合油田开发实际需求的储层平面非均质性描述更应深化储层表征级次，在注重储层物性平面变化的同时，着力于分析影响平面剩余油形成与分布的内部结构差异，包括构成单元空间分布规模、方向、大小以及叠置关系等。

近年来储层构型研究理论方法不断完善，为开发后期深入认识储层内部建筑结构提供了依据，依据Miall^[23-24]的构型界面定义研究了河口坝的1$\sim$5级界面，1$\sim$2级界面为层系级次界面，仅在岩芯上可识别，在实际构型分析研究过程中一般不作为主要研究对象；3级界面为大型底型内的大规模增生面或前积增生面，限定的要素为单一河口坝内的韵律层；4级界面为大型底型的界面，多为单期河口坝顶部的冲刷面，限定的要素一般为单砂体(单一河口坝)；5级界面为大型砂席边界，河口坝叠置体的界面，限定要素为复合河口坝^[25]。

渤海SZ油田发育典型河控三角洲前缘沉积，依据调整井水淹特征，单砂体是控制小层砂体内部水淹特征的基本单元，因此将本次主要研究对象界定为4级构型单元。依据油田密闭取芯资料，通过岩电标定建立了4级构型界面识别标准，进而推广至全区，将储层研究精度由小层细化为单层，进行纵向分期，平面上依据不同接触单元识别标志，在沉积模式指导下，进行全区识别^[25-28]。

通过储层构型解剖，渤海SZ油田小层级次砂体纵向上往往由多期单砂体叠置而成，而每一期单砂体也是由多个单一成因单元砂体侧向拼接而成。对B17-B20井区3小层进行解剖，小层层次平面上看似整体连片分布的优势相带，实际上由3期单砂体叠置而成，每一期单砂体在平面上展布具有较大差异，小层砂体空间构成十分复杂(图 3)。

3 小层砂体内部平面剩余油分布特征

基于渤海SZ油田内部构型单元进行精细解剖，开展了单砂体级次油水运移规律分析，结果显示，小层砂体在纵向上划分为多期次单砂体，每一期单砂体间分布着稳定隔夹层，受其阻挡油水无法进行垂向运移，从而形成一个独立的油水运移“系统”，对于厚段砂岩，则是多个独立油水运移“系统”的垂向叠置体。如图 4所示，B17-B20连井剖面上3小层为复合韵律砂岩，垂向上由3期次单砂体构成，各期次单砂体在垂向上受稳定隔夹层(4级构型界面)阻挡，上部单砂体的注入水无法垂向运移，从而形成3个独立的油水运移“系统”。

平面上，SZ油田主要发育水下分流河道、河口坝主体、坝缘等沉积微相，由于每一期单砂体由单一水下分流河道、单一河口坝主体或者单一坝缘拼接而成，那么由多期单砂体叠置而成的小层复合砂体内部便存在多种相带单元接触类型，不同相带单元接触类型对油水横向运移有不同的控制作用。

如表 1所示，在注采对应情况下，统计了渤海SZ油田不同接触类型条件下的加密调整井水淹状况，结果显示，在主力相带内部，砂体油水接触关系均较好，水淹程度均较强，而在主力相带边部，无论坝缘出现在注水井位置还是采油井位置，坝缘与其他类型砂体注采连通关系均较差，基本都为未水淹，从沉积成因上分析，由于坝缘往往出现在单期次河口坝沉积边部位置，属于末端沉积物，颗粒较细、泥质含量较高导致物性较差，由于孔喉较小，注入水在该类砂体中运移受到的阻力较高，注入水往往沿孔喉结构更大、阻力更小的沉积中心方向砂体流动，导致注入水难以有效波及，使得坝缘分布的主力相带边部区域油水接触关系较差。

此外，在主力相带边部，即使坝缘砂体不发育，对于不同期次坝主体/水下分流河道横向拼接而成的砂体，其油水接触关系同样可能较差(表 1)。如图 5所示，4小层内部垂向上存在两期单砂体，剖面范围内每一期单砂体在平面上又是由两期河口坝侧向叠置、拼接而成，由于在不同期次侧向叠置体间往往会分布一层侧向分布的泥质，当该泥质胶结较为紧密时，就会形成泥质夹层，阻碍油水横向运移，使得看似注采对应的砂体注采不对应，调整井K25井水淹结果也显示为未水淹，井间物性较好的坝主体无法受到注入水有效波及而未水淹，实际注采不对应。

综上而言，渤海SZ油田小层砂体平面剩余油在各主力相带边部位置大量富集，其分布格局受控于储层平面非均质性，具体主要受控于砂体内部隔夹层的分布特征以及不同相带单元横向接触类型，其中隔夹层主要控制着储层内部垂向分布特征，直接影响着油水垂向分布格局，而不同相带单元横向接触类型则决定了储层内部横向分布特征，直接影响着井间砂体连通关系，进而控制着油水横向分布特征。

4 开发后期储层平面非均质性评价新做法

对于影响开发后期剩余油分布的储层平面非均质性特征，比如单一成因单元砂体间隔夹层分布以及接触类型等，利用已有资料通过储层构型解剖可以得到很好地描述^[8-14]，但对于储层非均质性定量描述，主要还是通过地质统计学的方法，利用一些单井储层参数，如渗透率、突进系数、变异系数、隔夹层密度等，通过统计学方法处理后的综合指标加以表征^[15-21]。但问题在于，即便这些综合指标确实代表了储层的非均质程度，但仍然很难据此还原构建出确切的实际储层非均质性特征^[22]，特别是那些直接影响和控制剩余油分布格局的储层内部结构，例如相带单元间的接触类型以及具有分割作用的隔夹层分布特征等，也就是说，即便是相同储层非均质性定量评价指标值，也对应了多种不同井间储层分布特征，而每一种井间储层分布特征下的剩余油分布模式及状况很可能完全不同，导致这些储层非均质性定量指标进入开发后期后，并不能与剩余油分布状况建立确切的对应关系，进而难以高效指导分布更为零散的剩余油富集区的寻找^[29-31]。

分析认为，现行非均质性定量表征方法之所以无法还原构建出储层内部结构差异，其根本原因在于所选取的参数指标，这些参数都是以井眼为中心所获取的点数据，只能代表井眼处的储层状况，用单一井点处的指标参数势必无法确切地还原构建出井间储层变化特征，因此，为了描述储层内部结构差异，就必须采用能够确切描述井间储层内部结构差异的指标。

基于储层构型研究成果，开发后期影响渤海SZ油田小层砂体内部剩余油分布的储层内部结构分布特征，既有隔夹层(主要是4级构型界面)分布状况，也有相带单元横向接触类型，两者相互独立而又相互影响，当隔夹层在小层砂体内部横向展布不稳定时，小层内部会形成一个复杂的三维网状油水运移“系统”，想要对这种类型的储层内部结构差异特征进行定量描述非常困难。基于SZ油田小层砂体内部隔夹层(4级构型界面)横向分布特征统计显示，其井间横向分布比较稳定，因此，SZ油田小层砂体内部结构分布特征的描述关键在于对单层平面上不同相带单元横向接触类型的定量描述。

基于此，充分考虑渤海SZ油田不同相带单元横向接触类型对于剩余油的控制作用，采用了一个新的指标非连通厚度，该指标获取对象由井眼点转为井间，将井间连通关系较差的单砂体视为非连通砂体(包括不连通以及弱连通砂体)，井间非连通砂体的有效厚度之和则是非连通厚度

$ H = {\sum\limits_{i = 1}^n h _i} $

(1)

式中：

$H$-非连通厚度，m；

$h _i$-井间第$i$个不连通单砂体的有效厚度，m。

可以看到，相邻两井之间的一个连井剖面上必然对应一个非连通厚度指标值，不同井间的非连通厚度值则构成了平面上储层结构变化的所有样本点，将其投影在平面上绘制成平面分布图(图 6)，则实现了平面上储层内部结构差异半定量描述。

由于其良好的油水接触关系，SZ油田主力相带内部砂体均可视为连通砂体，非连通厚度为0；而基于不同接触类型条件下的加密调整井水淹状况统计结果(表 1)，SZ油田非连通砂体主要发育在主力相带砂体边部，有6种类型：井间坝主体相变为间湾泥或者坝缘(类型1、类型2)、井间不同期坝主体/水下分流河道侧向拼接且井间侧积夹层发育(类型3、类型4)以及水下分流河道相变为间湾泥或者坝缘(类型5、类型6)(图 7)，其中，类型1、类型2、类型5、类型6是SZ油田主要的非连通砂体类型。

换个角度而言，非连通厚度本身就是单砂体级次储层在目前井距井网下注采不完善砂体厚度，当井网井距发生变化时，非连通厚度指标也会相应改变，因此，非连通厚度指标也可以作为井网控制程度评价指标，非连通厚度变小，则代表了井网控制程度增大。

5 应用实践

历经20余年开发生产，渤海SZ油田整体井网由350 m$\times$350 m反九点调整为目前的350 m$\times$175 m的排状注水井网，油水井排间由于井间储层横向变化较快，储层平面非均质性强，在目前规则井网条件下，局部井组井网控制程度仍然较低，剩余油富集，为了探索油水井排间加密方式挖潜平面剩余油的可行性，决定在油水井排间对角线中心部署先导试验井开展小井距先导试验(图 8)。

小井距试验井靶区主要是那些储层非均质性强、井网控制程度差的井组，因此，可以将能够反映储层平面非均质性程度以及井网控制程度的非连通厚度指标作为小井距试验井组靶区选择的指标依据。基于此，依据非连通厚度计算方法，将4口基础井网井(2注2采)作为一个加密井组，由于加密井位于油水井排间对角线方向中心点位置，因此将基础井网井两个对角线方向非连通厚度之和(下文简称井组非连通厚度)作为主要指标进行全区统计，基于全区统计结果得到SZ油田储层非均质性程度快速判别界限：井组非连通厚度大于40 m，储层平面非均质性强；井组非连通厚度小于40 m，储层平面非均质性一般。如图 9所示，D、F区大量井组的井组非连通厚度大于40 m，储层平面非均质性整体较强，适合进行靶区选取。

井组非连通厚度统计指标也能够反映井组内部砂体平面分布特征，可依据该特征进行加密井井别选择。具体而言，一个井组内的非连通砂体由该井组内两个对角线方向剖面上非连通砂体构成，每个剖面上非连通砂体同样由两部分组成，即注水井方向有注无采砂体以及采油井方向有采无注砂体，平面上井组非连通砂体则是由4个方向的非连通砂体构成，各种不同方向非连通砂体发育类型会形成不同的平面非连通砂体组合类型：当井组内部发育大量有注无采砂体时，该井组则适合加密采油井进行剩余油挖潜，当井组内部主要发育有注无采类型砂体时，则适合加密注水井以完善井组注采结构，进而释放剩余油潜力。

依据井组非连通厚度指标以及其内部砂体平面分布类型，在F区选取4个具有差异性的井组作为小井距先导试验靶区，于2014年加密N32、N33、N34、N35井等4口采油井作为先导试验井(图 10)。从井组非连通厚度指标来看，N32、N33、N34等3个井组加密前非连通厚度较大，分别为51.3、51.0 m和53.2 m，这些井组储层平面非均质性强，井网控制程度低，适宜加密定向井；N35井组非连通厚度较小，仅为23.9 m，储层平面非均质性相对较弱。加密后，N32、N33、N34井组非连通砂体得到有效控制，非连通厚度分别为13.5、9.3及12.9 m，井网控制程度得到大幅度提升，而N35井组加密前后非连通厚度均较小，加密改善程度不大。

从砂体平面类型来看，N32、N33井组为双向有注无采平面类型(图 11，图 12)，适合加密采油井，加密后这些有注无采砂体能够直接形成注采对应关系，释放动用较差剩余油，因此，N32、N33井初期含水应较低，且具有物质基础保证，能够维持一段时间低含水。N34井组内部砂体平面类型则为单向有注无采(另一向注采对应)类型(图 13)，由于其主要注采不连通砂体类型仍是有注无采，该井组也适合加密采油井，但由于该井已经单向连通，因此，其投产初期含水与周边定向井持平，且在相同采液量条件下，产能应比N32、N33井低。而N35井组平面砂体类型为双向注采连通类型(图 14)，因此，从完善注采连通角度而言，该井组不适合进行加密，即使加密，投产初期也应该和周边老井持平，即高含水。

实际生产显示，N32、N33井投产初期含水较低且维持近一年含水低于40%，N34、N35井投产含水与周边老井持平为高含水，在产液量水平差异不大的情况下，截至2017年2月底，单井累产分别为4.25 $\times$10$^4$、4.63 $\times$10$^4$、3.07 $\times$10$^4$及1.53 $\times$10$^4$ m$^3$，加密前后井组非连通厚度变化值与单井累产状况具有明显的正相关关系(图 15)，同时，其含水与单井产能等指标也与预测状况一致，证实非连通厚度指标切实可行。

6 结论

(1) 基于储层构型研究，深化储层认识层次，对其储层平面非均质性进行再认识，结果显示，小层级次上看似呈连片、稳定分布的砂体，其内部往往由多期次单一成因单元砂体垂向叠置、侧向拼接而成，储层平面非均质性对于剩余油的影响，不仅仅表现在物性分布不均匀，在开发后期更表现在小级次结构单元复杂空间叠置关系。

(2) 从储层表征角度而言，非连通厚度代表了井间储层横向变化较快、平面剩余油富集的储层发育规模，是储层非均质性的直观表现，与常规认识不同，非连通厚度指标并非从井眼处获取的指标，而是在储层构型解剖以及不同相带单元油水接触关系分析的基础上所获取的井间差异量化指标。

(3) 将非连通厚度指标应用于渤海SZ油田小井距先导试验，结果显示，指标预测结果与生产实际一致，应用效果良好，新指标能够为小井距加密方式靶区选取以及加密井别确定提供有效指导，同时也为渤海SZ油田乃至海上油田开发后期进行精细、有目的性的储层平面非均质性评价以及平面剩余油挖潜提供了一种新的思路。