经过数十年的注水开发，中国东部老油田已经陆续进入开发中后期^[1]，高含水、新增储量不足、剩余油认识不清、原油采收率较低等是这一阶段油田面临的严峻问题^[2]。近年来，诸多学者通过对储层沉积微相、非均质性等开展精细地质研究，在老油田剩余油分布和挖潜方面均取得了大量研究成果^[3-7]，但是传统的单一沉积微相研究已经不能满足油田开发后期的需求，特别是单一沉积微相内部不同级次储层构型单元对剩余油形成与分布的控制作用及其对开发效果的影响日益凸显^[8]。国内外学者通过点坝储层构型样式^[9-13]、侧积夹层建模方法^[14-16]等研究，揭示了老油田注水开发后期储层构型控制的剩余油仍然具有相当可观的储量规模。不同开发方式的影响与点坝复杂的储层构型因素耦合，使得剩余油的分布规律更加复杂。已有研究通过油藏数值模拟和物理模拟等手段，在曲流河点坝储层水流优势通道、剩余油分布模式等方面取得了重要认识^[17-20]，但是这些研究往往仅是基于单一地质或开发因素对剩余油的影响，而对储层构型、注采方向和射孔层位等多因素综合作用下的剩余油形成与分布规律并未涉及。

以孤东油田七区西Ng5²⁺³小层为例，首先利用岩心、测井、开发动态等资料对曲流河点坝储层进行精细构型解剖，其次利用基于构型单元的侧积体建模方法建立点坝精细构型地质模型，设计5种不同的开发方案，并利用油藏数值模拟技术对剩余油展开研究，详细论述曲流河点坝储层中储层构型、注采方向、射孔层位等多个地质和开发因素对剩余油分布规律的综合影响，最后确定剩余油有利富集区并有针对性地提出剩余油挖潜措施，以期为特高含水期曲流河点坝储层剩余油的挖潜和采收率的提高提供一定指导。

孤东油田构造位置处于济阳坳陷沾化凹陷东北部桩西-孤东潜山披覆构造带的南端，属于疏松砂岩常规稠油油藏^[8]，其东北和东南分别与桩东凹陷和垦东-青坨子凸起相接，西北和西南分别与桩西洼陷和孤南洼陷相邻。孤东七区西位于孤东构造的东翼，地层倾角平缓，其北、西、南均被断层所切割，向东与七区中自然相连。

孤东油田七区西Ng5²⁺³小层为曲流河点坝储层，埋深约1 276 m，平均厚度为12 m，有效厚度约10 m，地层倾角为1°~2°，含油面积为9.2 km²，具有浅层、高孔、高渗、常压、油层稳定等特征。该小层于1986年5月投产，1987年4月开始注水，1991年1月含水率达到90%，进入特高含水期，目前综合含水率已大于98%，进入特高含水后期。由于对该小层在储层构型和开发影响因素等方面缺乏系统分析，导致对其剩余油分布认识不清，且井间剩余油饱和度差异大，油层产能较低，因此，有必要开展多因素综合作用下的开发效果评价及剩余油分布规律研究。

曲流河点坝储层构型建模的首要问题是侧积体格架模型的建立。在建立侧积体格架模型之前先要确定侧积夹层的岩性特征及空间展布形态。通过对研究区2口密闭取心井29-J254井和29-J246井的观察发现，侧积夹层岩性主要为泥岩和粉-细砂岩，泥岩主要发育在距离点坝主体砂体顶部1/3至1/2处，之下侧积夹层处岩性主要为粉-细砂岩（表 1）。

表 1(Table 1)

表 1 孤东油田七区西Ng52+3小层取心井段侧积夹层特征 Table 1 Characteristics of lateral accretion layer of Ng52+3 from coring wells in the west 7th block of Gudong Oilfield 取心井 侧积夹层编号 岩性 距砂体顶部距离/m 厚度/m 粒度中值/mm 渗透率/ mD 29-J254 1 粉—细砂岩 9.30 0.18 0.24 1 620 2 粉—细砂岩 6.30 0.15 0.17 1 200 3 泥岩 4.65 0.10 4 泥岩 3.10 0.18 29-J246 1 粉—细砂岩 8.90 0.15 0.22 3 200 2 粉—细砂岩 4.90 0.15 0.18 1 020 3 泥岩 2.80 0.20 4 泥岩 1.75 0.22

下载CSV 表 1 孤东油田七区西Ng52+3小层取心井段侧积夹层特征 Table 1 Characteristics of lateral accretion layer of Ng52+3 from coring wells in the west 7th block of Gudong Oilfield

确定侧积夹层空间展布形态的步骤为：① 确定侧积夹层的倾向，研究区废弃河道发育在点坝储层的西-西北侧^[21]，由此确定侧积夹层倾向为西-西北方向；② 根据同一侧积夹层在2口井的高程差和井距数据，计算得出侧积夹层的倾角、平面间距和水平宽度等^[21]，通过统计全区小井距测井剖面得出研究区侧积夹层的倾角为4°~7°，平均为5.5°，平面间距为25~46 m，单一侧积体水平宽度为150~ 270 m；③ 利用平行于侧积夹层倾向方向上的小井距（35~45 m）新井测井资料确定侧积夹层的连通性，以29井组为例，29-N246与29-J246井的电导率曲线反映出水淹界面差异明显，经综合分析得出29-N246井上部的2个侧积夹层岩性为泥岩，连通性均较差，对流体的运动具有明显的渗流屏障作用。图 1为按照以上步骤确定的侧积夹层空间展布形态。

图 1

Fig. 1

下载eps/tif图 图 1 29-J246—29-2246井组侧积夹层空间展布形态 Fig. 1 Spatial geometry of lateral accretion layer in well group 29-J246-29-2246

在准确认识点坝储层构型地质要素的基础上，采用基于构型单元的侧积体建模方法，建立点坝侧积体格架模型。以测井识别的构型界面作为输入，以侧积夹层几何参数特征作为约束，刻画侧积体构型界面三维空间展布特征，并将不同期次的点坝侧积体作为单独的建模单元，根据岩心分析结果将侧积夹层厚度设置为0.1 m，进而刻画出点坝储层构型模型中侧积体和侧积夹层的三维空间展布特征（图 2）。

图 2

Fig. 2

下载eps/tif图 图 2 孤东油田七区西点坝储层精细构型渗透率模型 Fig. 2 Fine reservoir architecture model of permeability in the west 7th block of Gudong Oilfield

研究区孔渗属性模型是在侧积体格架模型的基础上建立的。孔隙度模型通过变差函数分析，采用克里金插值和垂向正韵律约束的方法建立。对于渗透率模型的建立，考虑到相对于三级构型单元级别来说，即使是密井网也会存在数据稀松的问题，因此，采用多趋势融合的方法^[22]。首先利用取心井的物性分析结果构建采样点渗透率与采样点距储层底部深度的函数关系，然后再将其与归一化后的孔隙度模型融合，进而生成渗透率概率体，最终在概率体的约束下采用克里金插值的方法建立渗透率模型。在建立侧积夹层的渗透率模型时，由于数据点测井解释受围岩影响严重，不能反映地下真实地质特征，因此，直接根据侧积夹层岩心物性分析结果赋值，侧积夹层泥质遮挡部分渗透率赋值为0.01 mD。

在曲流河点坝储层中，侧积夹层对油水运动具有复杂的渗流遮挡作用，在不同开发方式的影响下，剩余油的分布规律也变得更加复杂。因此，需要设计不同的理论模型，并且综合储层构型、射孔层位以及注采方向等多个因素，研究不同地质开发因素匹配关系下的点坝储层剩余油形成与分布规律。

结合孤东油田七区西点坝储层的实际开发情况，利用Eclipse油藏数值模拟软件建立油藏数值模拟模型，模型中设计包括6口采油井、3口注水井的行列式井网（图 3）。在定液量模拟过程中，为保持注采平衡关系，采油井产液量设置为50 m³/d，注水井注水量设置为100 m³/d。根据注水井、采油井在储层中的射孔层位对应关系，在模型内设计5种射孔方案，分别为上注上采、下注上采、上注下采、下注下采、合注合采，其中上注上采指注水井排上部注水，采油井排上部采油；下注上采指注水井排下部注水，采油井排上部采油；上注下采指注水井排上部注水，采油井排下部采油；下注下采指注水井排下部注水，采油井排下部采油；合注合采指整个储层段全部射开进行注水和采油。由于注水井位于采油井之间，注入水沿顺侧积夹层倾向和逆侧积夹层倾向2个方向向两侧采油井推进，由此便实现了点坝储层构型模型在不同射孔方案和注水方向匹配关系下的剩余油分布特征研究。

图 3

Fig. 3

下载eps/tif图 图 3 点坝构型模型开发方案设计示意 Fig. 3 Sketch of development plan design in the point bar architecture model

为了方便对不同模型的模拟结果进行对比，各模型所选用地质参数（孔隙度、渗透率等）、油藏参数（高压物性、相对渗透率等）及生产参数（生产时间、产液量等）完全一致。在保证模型参数一致的基础上以定液量方式进行数值模拟，在模拟各模型含水率均达到98%时，通过模型的采出程度、剩余地质储量等指标表征多因素综合作用下点坝储层的开发效果及剩余油分布规律。

根据不同开发方案下点坝构型模型采出程度统计（表 2）得出，射孔层位和注采方向对点坝储层采出程度具有重要的影响，在不同射孔层位和注采方向下，点坝储层的采出程度不同。

表 2(Table 2)

表 2 不同开发方案下点坝构型模型采出程度 Table 2 Recovery of point bar architecture model in different development plan 编号 射孔层位 注水方向 地质储量/(万m3) 剩余储量/(万m3) 采出储量/(万m3) 采出程度/% 整体采出稈度/% 1 上注上采 顺侧积夹层倾向 10.41 7.08 3.33 32.00 30.41 逆侧积夹层倾向 14.21 10.05 4.16 29.25 2 下注上采 顺侧积夹层倾向 10.41 7.24 3.17 30.44 29.42 逆侧积夹层倾向 14.21 10.14 4.07 28.67 3 上注下采 顺侧积夹层倾向 10.41 7.59 2.82 27.10 26.12 逆侧积夹层倾向 14.21 10.60 3.61 25.40 4 下注下采 顺侧积夹层倾向 10.41 7.75 2.66 25.56 25.15 逆侧积夹层倾向 14.21 10.68 3.53 24.84 5 合注合采 顺侧积夹层倾向 10.41 7.38 3.03 29.12 28.32 逆侧积夹层倾向 14.21 10.27 3.94 27.73

下载CSV 表 2 不同开发方案下点坝构型模型采出程度 Table 2 Recovery of point bar architecture model in different development plan

上注上采的生产方式整体采出程度最高，为30.41%；其次为下注上采的生产方式，为29.42%；再次为合注合采和上注下采的生产方式，分别为28.32%和26.12%；下注下采的生产方式整体采出程度最低，为25.15%（表 2）。在5种射孔方案中，上注上采的生产方式由于能够最大程度地降低水淹速度，增大波及面积，提高油层动用程度，因此采出程度最高，由此得出该方式为曲流河点坝储层开发的最佳射孔方式。

从注水方向的角度来看，在5个模型中，采取顺侧积夹层倾向方向注水方式的模型采出程度均高于逆侧积夹层倾向方向注水方式的模型采出程度（表 2）。在顺侧积夹层倾向方向注水条件下，由于模型内注入水由注水井向采油井均匀推进，油层均匀水淹，波及范围大，因此模型采出程度最高；在逆侧积夹层倾向方向注水条件下，由于受到侧积夹层强烈的横向遮挡作用，注入水由模型底部高渗带向油井底部快速突进，油层水淹不均匀，波及范围小，侧积夹层周围剩余油富集程度较高，因此导致模型采出程度较低。

综合分析5个模型的数值模拟结果得出，储层构型对点坝储层剩余油分布的控制作用主要体现在不渗透侧积夹层对油水运动的渗流屏障作用。在不同射孔层位和注水方向等开发条件的影响下，点坝储层的剩余油分布规律不同，根据射孔层位可将受储层构型、射孔层位、注采方向等多个因素综合作用下的剩余油分布模式归纳为5类，即上注上采型、下注上采型、上注下采型、下注下采型、合注合采型（表 3）。

表 3(Table 3)

表 3 特高含水期点坝储层剩余油分布模式 Table 3 Remaining oil distribution patterns of point bar reservoir at ultra high water cut stage 剩余油类型 剩余油分布区域 剖面剩余油分布 上注上采型 逆侧积夹层倾向注水一侧油水井间的上部 下注上采型 逆侧积夹层倾向注水一侧油水井间的上部、注水井上部 上注下采型 逆侧积夹层倾向注水一侧油水井间的中上部、采油井中上部 下注下采型 逆侧积夹层倾向注水一侧油水井间的中上部、采油井中上部、注水井中上部 合注合采型 逆侧积夹层倾向注水一侧油水井间的上部、采油井中上部、注水井中上部

下载CSV 表 3 特高含水期点坝储层剩余油分布模式 Table 3 Remaining oil distribution patterns of point bar reservoir at ultra high water cut stage

5种类型剩余油所在模型的整体采出程度（参见表 2）由大到小依次为上注上采型、下注上采型、合注合采型、上注下采型、下注下采型，因此，这5种类型剩余油的富集程度依次增高。

此外，通过分析剩余油分布模式（表 3）可以得出，5种不同类型的剩余油分布具有共性：剩余油均富集于油水井间的储层中上部位置，且逆侧积夹层倾向注水一侧剩余油富集程度均明显高于顺侧积夹层倾向注水一侧的剩余油富集程度。

利用研究区2014年10月的新钻井资料可以验证不同类型剩余油的分布特征。GO7-27-2254和GO7-31X2254等2口井均采用的是上注上采型的射孔方式，采油井GO7-27-2254受到顺侧积夹层倾向方向注水井的作用，表现出强水淹特征，初期投产日产液220.7 t，日产油0.2 t，含水率高达99.9 % [图 4（a）]；受到逆侧积夹层倾向方向注水作用的采油井GO7-31X2254水淹程度较低，初期投产日产液19.3 t，日产油5.6 t，含水率仅为70.9%，至2015年4月，日产液53.3 t，日产油2.8 t，含水率达94.8%，生产效果良好[图 4（b）]。由此可以证明，在逆侧积夹层倾向注水条件下，点坝内部剩余油富集程度较高，而在顺侧积夹层倾向注水条件下，点坝内部剩余油富集程度较低。

图 4

Fig. 4

下载eps/tif图 图 4 孤东油田七区西Ng52+3小层生产曲线 Fig. 4 Production curves of Ng52+3 sublayer in the west 7th block of Gudong Oilfield

综合分析5种不同类型剩余油分布特征，认为研究区剩余油主要富集于受逆侧积夹层倾向注水作用下的储层中上部位置。结合前人的研究成果^[23-24]，认为在剩余油富集区开钻水平井是提高点坝储层开发效果的有效措施。2005年5月，研究区27井区附近GOGD7P11水平井投入开发，投产初期日产液24.7 t，日产油5.3 t，含水率为81.7%左右，经过2年的开采，含水率达90%，经过8年的开采，含水率达到98%，投产一年内日产油维持在10 t/d以上[图 4（c）]。这与其周围直井GO7-27-234和GO7-27-2246的开发效果形成鲜明对比，2口井在2011年11月因含水率分别高达99.2%和99.7%而关井。由此可见，水平井可以有效动用因侧积夹层的渗流屏障作用而形成的剩余油，提高油层动用程度，改善曲流河点坝储层开发效果。

（1）曲流河点坝储层的开发效果是储层构型、射孔层位、注采方向等多个地质和开发因素综合影响的结果。根据采出程度统计得出，采取油水井中上部位置射孔、顺侧积夹层倾向方向注水的开发方式能够有效降低水淹速度，增大水驱波及面积，提高点坝储层采收率。

（2）在储层构型、射孔层位、注采方向等多个因素综合作用下，剩余油分布模式依据射孔层位划分为上注上采型、下注上采型、合注合采型、上注下采型、下注下采型5种类型，其剩余油富集程度依次增高。

（3）综合分析不同的剩余油分布模式，得出逆侧积夹层倾向注水条件下油水井间的储层中上部位置是点坝储层剩余油的有利富集区，水平井可以有效动用因侧积夹层的渗流屏障作用而形成的剩余油，提高油层动用程度，改善水驱开发效果，提高剩余油采收率。