引言

SZ油田是渤海较为典型的三角洲相稠油油田，具有高孔、高渗、强非均质性的特点，投产至今已有20余年的开发历程。SZ油田自2009年底开始，实施了海上首个大型综合调整项目，通过“定向井+水平井”的整体加密调整模式，油田的开发效果得以明显改善和提高。而首次调整后的加密井资料显示，油田水淹规律异常复杂，层间、层内、平面矛盾突出，剩余油预测及稳产难度日益增大。因此，油田综合调整后，如何准确描述剩余油的分布特征成为进一步提高油田开发效果的关键^[1]。

导致剩余油分布复杂的根本原因是储层复杂的内部结构特征，笔者从储层构型研究入手，将原来多期次的复合砂体进一步解剖至单期次成因砂体级别，详细刻画了不同构型单元的空间接触关系^[2-5]。在此基础上，结合生产测试资料及加密调整井的实钻资料，深入研究了构型单元对油水运动的控制作用，并提出了相应的层间水平井挖潜、层内水平井挖潜和平面小井距加密等技术。在该技术体系的指导下，综合调整后制定了SZ油田相应的潜力挖潜方案，取得了良好的生产效果，实现了高含水老油田的高效开发。

1 三角洲相储层构型研究

储层构型研究即从三维角度去解剖储层的空间结构，研究构型单元的类型、组合、接触关系等^[6-8]。目前，国内外对储层构型的研究主要集中于河流相储层^[9-10]，而对三角洲相储层的研究较少。本文综合运用岩芯、测井、地震等资料，通过各个级次构型界面的识别，详细刻画了不同构型单元在空间的接触关系，从而为剩余油的精细研究奠定了基础。与以往以小层为单元的研究成果相比，无论是在垂向还是平面上，储层构型的研究尺度都更为精细和准确。

1.1 不同级次构型界面识别与划分

传统意义的小层单元在垂向上往往由多个期次沉积的砂体叠置而成，由于河道的摆动，各个期次的沉积砂体在平面的展布方向及连通关系各不相同，而且各个单砂体之间的夹层在垂向上对流体的运动具有一定的阻碍作用，流体主要沿同期次沉积的砂体方向渗流^[11-12]。因此，油田开发至中后期，必须将研究尺度由之前的复合砂体提升至单砂体级别，才能将地下复杂的油水运动规律描述的更加精细、准确。通过岩电标定，按照构型研究的层次性原则，对研究区的构型界面进行了层次划分，其中五级-三级构型界面为研究重点(图 1)。

五级构型界面为河口坝或分流河道复合体之间的厚层前三角洲泥质层，GR曲线为基线，延伸范围广，不具渗透性，是有效的隔层；四级构型界面为单一河口坝或单一水下分流河道之间的韵律层间夹层，岩性为泥岩或粉砂质泥岩，物性较差，可对流体渗流起屏障作用；三级构型界面为单一河口坝内部增生体之间的夹层，以泥质粉砂岩为主，GR曲线轻微回返，夹层侧向延伸范围有限，一般对流体起局部遮挡作用或延缓流体的流动。

1.2 储层构型精细解剖

在不同级次构型界面识别的基础上，首先依据层序地层学的原理，将小层在纵向上划分为单层级别的等时地层格架。进而以单层格架为约束，对水下分流河道、河口坝主体、河口坝侧缘等单一构型单元在垂向的叠置及侧向的拼接关系进行详细解剖，可以看出，之前以小层为单元大片连通的复合砂体实际上内部接触关系非常复杂，多期沉积的河道、河口坝砂体在纵向上相互叠置，之间发育稳定分布的泥质夹层(图 2)。

2 构型单元对剩余油的控制作用

对注水开发油田而言，剩余油分布的复杂性主要是油水运动的差异性造成的，而控制油水运动规律的根本因素则是储层内部构型单元的结构特征。

2.1 构型单元对层间油水运动的控制

由于三角洲相储层的沉积特点，各个构型单元的储层质量有所差异，其中，水下分流河道及河口坝主体砂体厚度大，渗透率高，储层质量较好，河口坝侧缘砂体厚度薄，储层质量较差。

多层合采条件下注水开发，注入水会优先进入厚度较大的高渗层，储层质量较好的砂体吸水强度大，储层质量较差的砂体吸水强度小或不吸水，在采油井上则表现为不同储层质量的砂体驱油效率及剩余油饱和度也不尽相同^[13]。而造成这种现象的根本原因则是相带干扰而形成的层间非均质性。

以R48井为例，该井钻后资料显示3小层为河口坝主体沉积，储层厚度大，砂体物性好，与相邻注水井R6的3小层为同一期的河口坝沉积，注采对应较好，因此水淹程度较高；R48井其他小层均为河口坝侧缘沉积，由于层间干扰及注采对应较差，造成剩余油大量富集，基本未被动用(图 3)。因此，油田进入高含水期后，主体相带动用程度已相对较高，后期挖潜对象将逐渐向坝缘等非主体相带过渡。

2.2 构型单元对层内油水运动的控制

综合调整期，对层内水淹规律的认识主要集中于砂体的韵律、重力等方面的研究，认为剩余油主要分布在油层的顶部，而随着新钻加密井资料的增多，发现油田进入高含水期后隔夹层对层内剩余油分布的控制日益凸显。层内夹层在垂向上能够对注入水起到较好的遮挡作用^[14-15]，从而造成层内局部存在弱势水驱区域，剩余油饱和度较高。

结合新钻加密井的岩芯、测井及水淹资料，对隔夹层的展布特征进行了详细刻画。按照构型级次，隔夹层可分为两类(图 4)：一类为复合砂体内部的四级夹层，该类夹层主要发育在两期河口坝砂体的叠置部位，在岩芯上主要表现为致密的粉砂质泥岩，能够对注入水的垂向流动起到阻碍作用，从而形成厚油层的分段水淹；另一类为单砂体内部的三级夹层，该类夹层主要发育在顺物源方向上，为单一河口坝内部形成的前积式夹层，X12井在岩芯上能够看到20 cm左右的粉砂质泥岩，该级别的物性夹层同样能够对注入水的垂向流动起到遮挡作用。

2.3 构型单元对平面油水运动的控制

受三角洲相沉积模式的控制，各构型单元在平面上由内向外依次发育水下分流河道、河口坝主体及河口坝侧缘沉积，其中，河道及坝主体储层质量较好，是油水运动的优势渗流方向，水洗程度高；而坝缘沉积体储层质量较差，为平面上的弱势水驱区域。

SZ油田综合调整后井网形式演变为排状井网，依据三角洲相沉积模式，相关注水井与采油井在平面的相带接触关系总共可划分为3类(图 5)。

(1) 一类接触：注采井位于河道或坝主体等同一相带内部，注采对应关系好，其间加密的生产井水淹程度较高，驱油效率较大。

(2) 二类接触：注采井分别位于河道或坝主体等不同相带内部，注采对应关系较好，其间加密的生产井水淹程度较一类接触减弱，剩余油相对富集。

(3) 三类接触：注采井分别位于坝主体及坝缘等不同相带内部，由于坝缘储层质量较差，因此注采对应关系较差，其间加密的生产井水淹程度较低，剩余油最富集，且主体相带与边缘相带物性差异越大，剩余油饱和度越高，剩余油富集区域越大^[16-17]。

3 基于构型解剖的剩余油挖潜策略

由于构型单元对油水运动的控制，直接导致油田一次加密后在局部依然富集大量剩余油可供挖潜，在此基础上，提出了一系列基于构型单元的剩余油挖潜策略，并取得了良好的生产效果。

3.1 层间剩余油挖潜策略

通过上述分析，层间剩余油主要表现为多层合采条件下，由于相带干扰而造成的非主力层未被充分动用。针对此情况，在综合调整后提出了采用水平井分层动用的开发策略，从而对层间剩余油进行充分挖潜^[18-19]。

X14井为一口长期关停低效井，该井在纵向上发育4套含油层系，其中，3小层为河口坝主体沉积，其余均为河口坝侧缘沉积，基于构型单元对层间剩余油的控制作用，后期将其侧钻至4.2小层，采用水平井挖潜被3小层河口坝主体而干扰的剩余油(图 6)。

虽然该层厚度只有4 m，渗透率900 mD，但投产至今约1 a的时间，该井一直维持在35 m$^{3}$/d的产油量、16%的含水率。

综合调整时期水平井的部署厚度下限为6 m，综合调整后，X14H1井的成功投产将SZ油田的水平井部署厚度下限进一步拓宽至4 m，为后续该类剩余油的挖潜提供了较强的指导意义。

3.2 层内剩余油挖潜策略

受层间非均质性影响，物性较好的厚油层往往动用程度较高，但一次加密井资料显示，在厚油层内部仍然富集大量的剩余油可供挖潜。其中最常见的便是由于重力及韵律作用导致的厚油层底部水淹，该类剩余油通常采用水平井对顶部进行挖潜。

本次基于隔夹层对层内剩余油的控制，通过对SZ油田厚油层的精细解剖，突破了过去综合调整时期“水上找油、顶部挖潜”的传统模式^[20]，创新性地提出了“水下找油、底部挖潜”的层内挖潜技术。

该项技术成功应用于油田进入高含水期后的厚油层内部剩余油挖潜，S32井为综合调整期的一口油井间加密井，实钻资料显示该井主力层系3小层顶部水淹严重，通过对该层构型单元的详细解剖，认为该套厚层其实为4期单一期次的河口坝砂体叠置而成，在各单一河口坝之间发育稳定的泥质夹层，能够对油水在纵向上的运移起到一定的遮挡作用(图 7)。

基于此认识，于该层强水淹下部大胆部署了S46H井，目前产油135 m$^{3}$/d，含水20%。该井的成功投产开创了SZ油田“水下找油”的先河，具有较强的推广价值。

3.3 平面剩余油挖潜策略

SZ油田通过综合调整时期的“油井间定向井加密”的调整模式，有效改善了平面的开发矛盾，但受控于构型单元在平面复杂的接触关系，一次井网加密后，在注采对应关系较差的三角洲相带边部区域仍然富集大量的剩余油^[21-22]，呈现出“总体分散、局部集中”的特点。

通过对SZ油田构型单元的详细刻画，明确了各个期次的水下分流河道、河口坝主体、河口坝侧缘在平面的展布及接触关系，在此基础上，创新性地提出了在油田局部进行注采主流线加密调整的挖潜策略，部署了4口“小井距”试验井，均取得了较好的生产效果。

以P32井为例，该井为Q22与Q27注采主流线加密井，加密前为行列式注采井网，其中Q22位于注水井排，Q27位于采油井排。加密前通过对该区域精细解剖，认为Q22井与Q27井之间构型单元在平面的接触关系以二类、三类为主，平面非均质性较强，注采对应关系较差，判断井间定富集大量剩余油(图 8)。实钻结果显示，该井仅于1小层一类接触的河道位置钻遇强水淹，其余各个二类、三类接触砂体均以未-低水淹为主，投产初期产油40 m$^{3}$/d，含水30%。该井的成功实施为后续平面注采井排小井距加密挖潜奠定了基础。

4 矿场应用效果

基于三角洲相储层内部构型研究，在剩余油挖潜技术体系的指导下，渤海SZ油田共实施调整井近40口，调整井日增油2 480 m$^{3}$，提高采收率3%，油田开发效果得以明显改善和提升，2014-2016年期间实现连续3 a稳产500$\times 10^{4}$ m$^{3}$。

5 结论

(1) 以三角洲相储层构型理论为指导，垂向上将原来小层级别的复合砂体精细解剖至单一砂体级别，准确刻画了储层内部复杂的接触关系。

(2) 以储层构型精细解剖成果为基础，详细分析了构型单元对油水运动规律的控制作用，研究认为，层间相带干扰、层内夹层及平面构型单元接触关系是控制剩余油分布的主要因素。

(3) 针对层间、层内、平面不同的剩余油分布模式，提出了基于构型单元的层间水平井挖潜策略、层内水平井挖潜策略以及平面小井距加密策略等，构建了一套海上三角洲相油田综合调整后的剩余油挖潜技术方法，有效提高了油田的开发效果，并对相似油田具有很好的推广应用价值。