随着油田注水开发进入高含水期，剩余油分布情况复杂，挖潜难度增大，夹层对于水淹程度及剩余油分布的影响日益显著。前人对储层夹层的研究主要侧重于夹层的成因、分类和展布特征等方面^[1-3]，而对夹层的分布样式、夹层对剩余油控制作用等方面研究则相对较少。特别是由于层内非均质性(层内物性差异及夹层)的存在，即使采出程度高、水淹严重的主力油层，其层内动用程度也是不均的，仍有大量剩余油富集。夹层将油层垂向上分隔为多段，减少了注水和产液的有效截面积和有效厚度，同时阻挡或延缓注入水的驱替作用。因此，夹层对于层内动用状况和水驱波及体积系数及剩余油分布均具有重要影响，对层内剩余油分布规律的深入研究也是油田开发调整和精细挖潜的重要工作。

在渤海海域A油田夹层构型精细解剖的基础上，通过建立砂体内部夹层分布的概念模型，采用数值模拟手段分析夹层对剩余油分布的控制作用，总结层内剩余油分布模式，以期在油田后期调整挖潜和实施稳油控水措施中提供决策依据。

A油田位于渤海湾盆地辽西凹陷中段辽东湾海域，构造形态为一个北东向展布的狭长半背斜构造。油田主力含油层系为渐新统东营组二段下部，其砂岩储层为三角洲前缘亚相的水下分流河道和河口坝微相沉积，具有层系多、油层厚、储层物性好、非均质性强及层系间渗透率差异大等特征^[4]。

A油田发现于1987年，1999年正式投产，采取滚动开发模式，分Ⅰ期和Ⅱ期进行开发。油田采用行列式注水开发井网，油水井排间距为300~ 350 m，油井间距为250~300 m。经过多轮次的开发调整，目前已进入高含水期，储层水淹规律呈现多样性(图 1)，预示了剩余油分布的复杂性。

图 1

Fig. 1

下载eps/tif图 图 1 A油田油层水淹样式 Fig. 1 Flooding pattern of A oilfield

夹层是指由于沉积水动力差异，沉积的短期间断在层内发育的粉砂质泥岩、泥质粉砂岩等细粒沉积，形成不渗透或渗透性差的泥质或物性条带。该泥质或物性条带在油田注水开发过程中作为渗流屏障，影响油气的流动、运移或聚集^[5]。

夹层识别要在岩心识别的基础上进行，通过岩电标定和典型测井曲线(自然伽马、浅侧向电阻率和密度)分析，建立了夹层测井识别标准，进而对未取心井进行夹层识别^[6]。结合A油田的实际情况，采用“模式指导、多维互动、动态验证”的思路，在三角洲前缘储层构型模式的指导下，结合密井网区生产动态及水淹解释资料，确定了A油田内部夹层的展布特征，主要表现为顺物源的“前积式”和垂直物源的“上拱式”展布样式(图 2)。内部夹层以泥质夹层和物性夹层为主，偶见钙质夹层。层内泥质夹层与物性夹层的区分主要表现在孔隙度和渗透率等方面：泥质夹层孔隙度、渗透率很低，基本不具有渗透性，而物性夹层具有一定的孔渗性，但未达到有效储层的物性下限。夹层展布多与沉积界面大致平行，平面相对稳定，钻遇率一般为70%，岩性以细砂岩、泥质粉砂岩、粉砂质泥岩为主。厚度为0.3~1.5 m，平均厚度小于1 m，延伸长度为200~1 000 m，宽度为200~800 m，渗透率普遍小于10 mD。

图 2

Fig. 2

下载eps/tif图 图 2 A油田砂体内部夹层展布特征 Fig. 2 Distribution characteristics of interlayer in A oilfield

夹层多为单期砂体之间的叠置面，一般为泥质或者渗透性差的物性带。夹层加剧了层内非均质性，造成了油、气、水流动的不均匀性，使得夹层附近部位储层参数发生异常变化，进而对剩余油的分布产生影响。岳大力等^[7]、屈亚光等^[8]均就夹层对水驱效果及剩余油分布的影响作用开展了相关物理模拟实验，取得了一定认识。结合A油田内部夹层展布特征，通过建立夹层发育的概念模型，数值模拟夹层在垂向上不同位置、平面上不同延伸距离等变化过程，以此来分析夹层控制下的层内剩余油分布模式。

概念模型为一个简单的注采单元，设计厚度为10 m，纵向网格大小为0.5 m。夹层位于上下油层之间，且平行分布，考虑油田夹层厚度分布范围，且为低渗或非渗透层，模型中夹层统一设定为1 m。依据A油田实际油藏参数选取，注采同步，采油井和注水井均全井段射孔，所有模型均水驱至极限含水率(f_w= 98%)情况下进行过程模拟。

为研究夹层在不同规模条件下水驱油的差异和剩余油富集状况，依据夹层延伸规模，分别设置了夹层长度为1/4，1/2，3/4和1个井距条件下的4个模型。模型中注采井距为300 m，为均质储层，其渗透率取自油田的实际资料，其平均值为2 000 mD，夹层共设有上下2层，等距分布。数值模拟结果显示：随着夹层延伸长度变长，对剩余油分布的影响也越大，剩余油越富集。从剩余油富集位置来看，夹层底部区域为剩余油主要富集区。从最终采收率来看，夹层长度为1/4，1/2，3/4和1个井距时对应的最终采收率分别为39.6%，39.1%，38.7%和38.4%(图 3)。

图 3

Fig. 3

下载eps/tif图 图 3 夹层不同延伸规模条件下的剩余油分布 Fig. 3 Remaining oil distribution under different extension scale of interlayer

夹层分布位置对剩余油的控制作用非常明显。注采井与夹层的不同匹配关系对剩余油形成的作用程度也不同^[8-9]。在一个注采井组中按照夹层分布位置的不同，可分为采油井与注水井共同钻遇、采油井与注水井均未钻遇、采油井钻遇而注水井未钻遇和采油井未钻遇而注水井钻遇4种情况。夹层发育位置的不同，对剩余油富集的控制作用也不同。

从数值模拟剩余油饱和度剖面分析来看，若注水井和采油井共同钻遇夹层，采油井与注水井范围内夹层之下有大量剩余油富集，最终采收率为36.6%；采油井与注水井均未钻遇夹层，对剩余油的控制作用最小，最终采收率为38.9%；若采油井与注水井未同时钻遇相同夹层，因夹层的遮挡作用，剩余油主要富集在夹层发育的区域。其中，若注水井钻遇夹层，则可与采油井形成更好的注采对应关系，有效改善注水波及范围；若采油井钻遇夹层，则注采对应关系不好，在靠近采油井区域的夹层底部有较大范围的剩余油富集。从最终采收率结果来看，注水井钻遇夹层的最终采收率为38.2%，高于采油井钻遇夹层的最终采收率37.5%(图 4)。

图 4

Fig. 4

下载eps/tif图 图 4 注采井与夹层不同匹配关系下的剩余油分布 Fig. 4 Remaining oil distribution under different relationship between injection well and interlayer

随着注水油田进入高含水开发阶段，由于沉积韵律、粒度等因素的影响，砂体纵向上存在渗流差异，韵律性成为影响层内剩余油分布规律的重要因素之一。近年来，越来越多的储层内部非均质性研究^[10-13]表明，夹层作为储层内部渗流屏障，可以阻止注入水的垂向运移，影响水淹在纵向上的发育部位和发育程度，对界面上下油层中剩余油的分布产生影响。

通过数值模拟手段总结了渗流屏障(夹层)和渗流差异(韵律性)同时存在条件下的剩余油分布模式，主要分为夹层顶部富集型、夹层上下富集型和夹层底部富集型3种分布模式。

剩余油主要分布在夹层之上的韵律层底部区域。此类模式为2个反韵律砂体垂向上叠加组合，主要为河口坝微相砂体沉积。由于夹层上下2个砂体内部渗透率级差较大，油水运动主要受顶部高渗向上运动和重力向下运动双重影响，易形成顶部水淹。同时，夹层作为层内渗流屏障会阻碍注入水向下运移，加剧砂体纵向上的非均质性，剩余油主要富集在夹层之上物性相对较差的区域(图 5)。

图 5

Fig. 5

下载eps/tif图 图 5 夹层顶部富集型剩余油分布模式 Fig. 5 Remaining oil distribution pattern at top of interlayer

剩余油集中于夹层上部和下部区域，即上部砂体渗透性相对较差的底部和下部砂体高渗的顶部。此类模式为反韵律和均质韵律砂体垂向叠加组合，上部砂体为渗透率级差较大的反韵律沉积，注水过程中易形成顶部水淹，造成底部剩余油富集；下部砂体为级差较小的均质韵律沉积，重力在水驱过程中起决定性作用，易在底部形成优势通道，水淹严重，造成顶部注水波及较轻，剩余油富集。最终，在砂体韵律性和夹层的共同作用下，剩余油富集位置主要集中于夹层界面上下区域(图 6)。

图 6

Fig. 6

下载eps/tif图 图 6 均匀驱替型剩余油分布模式 Fig. 6 Remaining oil distribution pattern under uniform displacement

剩余油主要分布在夹层之下的韵律层顶部区域。此类模式为均质韵律和正韵律砂体垂向叠加组合，主要为三角洲前缘水下分流河道砂体沉积，在研究区普遍发育。从图 7可以看出，无论是均质韵律与均质韵律组合、正韵律与正韵律组合及均质韵律与正韵律组合，均表现为夹层底部剩余油富集的特征。由于夹层上下2个砂体内部渗透率级差较小，在重力作用的影响下，易于形成底部强水淹，顶部水淹程度相对较弱，剩余油富集。上下2个砂体之间由于夹层的存在，会形成渗流屏障，阻碍注入水向下运移。最终会形成剩余油主要分布于夹层之下砂体顶部相对高渗透的区域(图 7)。

图 7

Fig. 7

下载eps/tif图 图 7 夹层底部富集型剩余油分布模式 Fig. 7 Remaining oil distribution pattern at bottom of interlayer

上述夹层控制下的剩余油分布模式研究有效指导了A油田的剩余油挖潜实践^[14-15]，并取得了较好的开发效果。以油田F6-M2井组为例，M1与M2井均是2013年油井排加密实施的2口调整井(图 8)，从钻后水淹规律来看，纵向上动用程度不均，砂体中下部水淹程度强，顶部水淹程度弱，特别是M2井投产后含水率高达95%，测试资料显示该井4.2单层为主要产水层。针对M2井组生产情况，经储层构型精细解剖分析后认为：4.2单层主力砂体为水下分流河道沉积，底部已形成强水淹优势渗流通道，但由于砂体内部夹层发育，能够遮挡注入水垂向运移，使注入水主要沿夹层下部波及，顶部动用程度低，仍然有大量剩余油富集。在油田后续调整中，在该套砂体的顶部部署实施了水平井M9H来挖潜剩余油，M9H井投产初期产油量达100 m³/d，含水率一直维持在30%以下，实施效果良好。

图 8

Fig. 8

下载eps/tif图 图 8 夹层对剩余油的控制作用 Fig. 8 Control effect of interlayer on remaining oil distribution

(1) 渤海海域A油田夹层以泥质夹层和物性夹层为主，平均厚度小于1 m，表现为顺物源的“前积式”和垂直物源的“上拱式”2种展布样式。

(2) 夹层的延伸规模对层内剩余油分布具有明显的控制作用，随着夹层延伸长度变长，夹层顶部和底部区域的剩余油也更加富集。

(3) 夹层的分布位置影响着层内剩余油的富集程度，在采油井钻遇夹层的情况下，夹层对剩余油分布的影响更大，剩余油更为富集。

(4) 建立了夹层渗流屏障(内部夹层)和渗流差异(韵律性)控制下的3种剩余油分布模式，即夹层顶部富集型、夹层上下富集型和夹层底部富集型。