張 兵 鄭榮才 張春生

(1.“油氣藏地質(zhì)及開發(fā)工程”國家重點實驗室(成都理工大學),成都 610059;2.長江大學地球科學學院,湖北 荊州 434012)

元城油田地處甘肅省華池縣白馬鄉(xiāng)境內(nèi)(圖1),構造上位于鄂爾多斯盆地中偏南部的姬塬南坡白馬鼻隆上。該隆起發(fā)育在部分河床殘丘之上,是由差異壓實作用形成的局部鼻狀隆起,走向近于北西-南東向;與河道砂體匹配,共同對油氣富集起控制作用。元城油田慶64井區(qū)為該油田主力產(chǎn)區(qū),而主力產(chǎn)油層位為侏羅系延安組第10小層,即延10油層。含油砂體呈北東-南西向分布,構造高點位于元西3-2井、元西5-6井及元西6-41井附近,油藏面積約3.5 km2,有效孔隙度為11.88%,原油地質(zhì)儲量可達251.2×104t,儲層平均有效厚度可達到9.21 m。經(jīng)過最近幾年的開采,發(fā)現(xiàn)部分產(chǎn)油層內(nèi)含水率逐漸升高,不利于穩(wěn)產(chǎn);為了滿足油田開發(fā)中后期的需要,就必須在原來的研究基礎上,進一步加深對油層的精細描述：因此,而更為精細的地質(zhì)建模顯得極為重要[1～6]。

1 儲層地質(zhì)建模基礎

1.1 儲層的砂層劃分和對比

根據(jù)精細的油藏開發(fā)資料,延10油層劃分為延101、延102和延103共 3個小砂層,含油層主要分布在延101小砂層。延101小砂層又可進一步細分為延1011、延1012和延1013共3個單砂層。對比發(fā)現(xiàn)各個單砂層厚度比較均勻,保存較完整,說明當時延101小砂層沉積期物源供給較為充分且均勻。據(jù)圖2分析得知,在延10油層的沉積演化序列中,延103和延102小砂層沉積期可容空間相對較大,沉積物供給減少,以泛濫平原的泥、粉砂和細砂沉積為主,測井曲線形態(tài)為低幅齒化箱型的正韻律或復合韻律組合。延101小砂層沉積期可容空間開始減小,沉積物供給卻很充分,因此,該時期以沉積中-細砂粒巖為主,水體能量高,為進積和加積河道主要發(fā)育期,測井曲線為中-高幅的齒化箱型和鐘型組合。垂向上,延、延、延三個小砂層連續(xù)性好,層間呈整合接觸關系。

圖1 鄂爾多斯盆地元城油田構造位置和井位圖分布圖Fig.1 Structural location and well sites distribution of the Yuancheng oilfield in Ordos Basin

圖2 元城油田延10油層元西4-1井-元西4-31井地層對比剖面圖Fig.2 Profile of strata contrast between Well Yuanxi 4-1 and Well Yuanxi 4-31

電測曲線的齒化現(xiàn)象強烈,說明延10油層中的儲層砂體泥質(zhì)條帶和砂體突變現(xiàn)象較多,水動力條件相對較動蕩。當水動力條件相對較強時,以砂質(zhì)沉積為主;而較弱時,形成泥質(zhì)夾層或隔層。

延10油層從早期到晚期水動力條件以及沉積特征的變化,說明研究區(qū)內(nèi)延10早、中期河道規(guī)模相對較小,以發(fā)育沼澤化洪泛平原為主;到了延10晚期,河道規(guī)模逐漸變大,砂巖粒度變粗,厚度加大,其中以延單砂層相對最發(fā)育,是研究區(qū)的主力油層;而至延10末期河道消亡,進入沼澤化環(huán)境而形成良好的局域性蓋層。

1.2 沉積微相研究

通過對大量區(qū)域背景資料、巖心觀察、測井相、巖石學特征、沉積構造、剖面結構和生物標志等實際資料研究,結合前人研究成果,對工區(qū)內(nèi)慶64井、元 201井、元202井三口井的延10油層進行單井相分析,認為延10油層屬于辮狀河流相沉積,可進一步劃分為辮狀河道亞相、河漫灘亞相和河床滯留、心灘、天然堤、洪泛平原等微相類型[7]。

1.2.1 辮狀河道亞相

辮狀河道亞相由旋回交替的河床滯留微相和心灘微相組成,具有不明顯的二元結構。

a.河床滯留微相：是辮狀河道的主要組成部分,也是研究區(qū)內(nèi)有利儲集砂體發(fā)育的重要微相類型之一;巖性以含礫砂巖及中-細粒砂巖為主,相對心灘微相粒度稍粗(圖3-A)。具兩段式累積概率曲線,分選中等;礦物成分比較復雜,成分和結構成熟度都比較低,不穩(wěn)定組分非常多;具明顯的底部沖刷構造和大型槽狀、板狀單向水流型交錯層理;化石很少;沿河床呈長條狀分布。河道廢棄時,上部突變?yōu)槟?、粉砂質(zhì)的淤塞充填沉積。自然電位曲線顯示為明顯的“齒化箱形”或“鐘形”。

圖3 元城油田延10油層辮狀河道主要沉積標志Fig.3 Main depositional marks of braided river courses in study area

b.心灘微相：以底負載搬運方式為主,顆粒較粗,往往以中砂巖為主(圖3-B),是研究區(qū)內(nèi)有利儲集砂體發(fā)育的微相類型。其成分和結構成熟度也低,礦物成分也非常復雜,不穩(wěn)定組分多。自下而上常出現(xiàn)粒度由粗變細的正韻律,以發(fā)育槽狀和板狀交錯層理為主。自然電位顯示“鐘形”或局部“齒化箱形”。

1.2.2 漫灘亞相

由發(fā)育不完整的天然堤微相和洪泛平原微相交替組成。

a.天然堤微相：主要由細砂巖、粉砂巖和泥巖組成,粒度比辮狀河道沉積要細,遠離河道沉積物變細、泥質(zhì)增多,垂向上砂、泥巖組成薄互層。以小型波狀交錯層理、槽狀交錯層理為特點,垂向序列是下部砂巖發(fā)育各種交錯層理,上部泥巖則發(fā)育水平波狀層理。由于間歇性出露水面,鈣質(zhì)結核發(fā)育,泥巖中可見干裂、雨痕和植物根等。電測曲線幅度較低,其中局部存在幅度略高的指型或齒化指型。

b.洪泛平原微相：屬于河漫亞相最重要的組成部分,巖性以泥巖和粉砂質(zhì)泥巖為主,粒度最細;層理類型單調(diào),主要是塊狀層理和水平層理;在延10油層頂部分布廣泛,厚度變化較大;泥巖顏色以紫色、雜色和灰色為主。電測曲線幅度低,呈低幅波狀起伏或近平直狀。

工區(qū)內(nèi)主要為辮狀河流沉積,河道自北東向南西方向延伸。根據(jù)統(tǒng)計,河流發(fā)育到鼎盛期的河道砂體面積達到3.5 km2,占整個工區(qū)的80%以上(圖4)。河道流向穩(wěn)定,砂體連貫性好,河道邊緣發(fā)育有寬約100 m的堤岸沉積。整個工區(qū)的東、西兩側邊緣則發(fā)育有少量的洪泛平原。

由圖5可以看出,砂體展布嚴格受沉積微相控制,呈北東-南西方向展布;以延1012單砂層厚度較大,為4～13 m。研究區(qū)內(nèi)由三條辮狀河道在平面上側向遷移疊加形成三塊較厚的河道砂分布區(qū)域,是分布于整個研究區(qū)的延10油藏主要儲集層.其物性也較好,油層厚度可觀,因而也是延10油層的主力油層。研究區(qū)東、西兩側邊緣發(fā)育的少量天然堤砂體,厚度小于4 m,是次要儲層發(fā)育部位。

圖4 沉積相平面圖Fig.4 Map of sedimentary facies

圖5 砂體展布圖Fig.5 Distribution map of sandbodies

1.3 儲層平面非均質(zhì)性特征

平面非均質(zhì)性是由于砂體的幾何形態(tài)、規(guī)模、連續(xù)性、孔隙度和滲透率的平面變化所引起的[8]。平面物性的變化和非均質(zhì)性,包括孔隙度、滲透率和滲透率變異系數(shù)在平面上的差異,尤其是滲透率的差異影響最大。研究區(qū)平面孔隙度主要分布在13%～18%區(qū)間,變化相對較小。一般在河床滯留及心灘微相的砂體內(nèi)物性好,孔隙度和滲透率較高,滲透率變異系數(shù)差異相對較小;而河道邊部的砂體孔隙度及滲透率較低,滲透率變異系數(shù)差異相對較大。

主力油層延1012的孔隙度高值區(qū)域位于元西4-2井、元202井、慶64井-元201井附近,可達到15%以上。滲透率高值區(qū)域位于元西3-3井和元西3-4井的四周,一般大于90×10-3μ m2,最高可達1 099.76×10-3μ m2。滲透率變異系數(shù)在同一期河道砂體內(nèi)較小,左邊的兩條沿河道主流線發(fā)育的砂體較為相近,連成了整體;但滲透率變異系數(shù)較小,部分被分為三個區(qū)域(一部分以元西1-1井、元西1-2井為中心,向南方展布;一部分以元西4-2井、元西4-3井、元西 4-4井為中心隨水流方向向南展布;另外一部分處于南部,以元西7-3井、元201井向四周擴展)。從整體上看,延的非均質(zhì)性是較強的,主要是滲透率變異系數(shù)較大,如元西3-4井可以高達7.88。從圖6可以看出,以孔隙度為代表的物性分布與沉積微相和砂體分布相似,顯示了儲集物性主要受沉積微相控制的基本特征。

圖6 孔隙度展布圖Fig.6 Distribution map of porosities

2 儲層地質(zhì)建模

本次建模是在精細地層對比和儲層沉積微相劃分的基礎上,針對工區(qū)內(nèi)劃分的小層分別建立儲層的骨架(微相)模型及物性模型[9～15]。建模軟件采用國內(nèi)外應用最廣的斯倫貝謝公司的PETREL軟件。

2.1 數(shù)據(jù)準備

儲層建模是以數(shù)據(jù)庫為基礎的,數(shù)據(jù)的豐富程度及其準確性在很大程度上決定著所建模型的精度,因此,數(shù)據(jù)準備工作是儲層建模的關鍵。本次建模中,共對研究區(qū)50多口井的原始基礎地質(zhì)數(shù)據(jù)進行了統(tǒng)計、分析,包括坐標數(shù)據(jù)、分層數(shù)據(jù)、斜井的井斜數(shù)據(jù)、斷層數(shù)據(jù)、砂體數(shù)據(jù)和儲層數(shù)據(jù)等,分別用于如下幾個建模過程：(1)建立定性的地質(zhì)概念模型,以指導隨機建模過程;(2)用作模擬的條件限制;(3)確定模擬參數(shù)(統(tǒng)計特征值);(4)建立模型的構造格架。此外,還需利用巖心或巖屑描述等相關資料,按照不同類別的劃分,分別輸入各項數(shù)據(jù),并轉(zhuǎn)換成建模軟件所需的數(shù)據(jù)格式,形成相應的數(shù)據(jù)庫文件。

2.2 三維構造建模

三維構造模型是地質(zhì)體的離散化,用于定量表征構造和分層特征,通常由網(wǎng)格化的頂面及地層厚度數(shù)據(jù)體來體現(xiàn)。根據(jù)地層劃分和對比的程度不同,組成地層格架的層面可以是單砂層頂、底面,也可是小砂層或油層乃至油組的頂、底面。本研究區(qū)地層格架建模由延、延、延、延、延、延、延共 7 個單砂層頂、底面組成。由于元西地區(qū)的地層起伏不大,相對平緩,平面上采用20×20的網(wǎng)格,網(wǎng)格結點數(shù)為164×252=24 928,可確保反映出地層的微構造特征。

2.3 沉積微相建模

儲層沉積微相隨機建模在國內(nèi)外已經(jīng)廣泛開展。對于開發(fā)中后期的陸相儲層,不同微相的幾何形態(tài)及分布有各自的規(guī)律性。通過對前人建模工作的研究,發(fā)現(xiàn)序貫指示建模具有較好的效果。儲層微相模型,也就是常說的儲層骨架模型,以數(shù)據(jù)體的形式來表征地質(zhì)中的儲層結構,即儲層的幾何形態(tài)、連通程度、配置關系和隔夾層的空間分布;具體地說,就是要回答三維構造模型的每個網(wǎng)塊中是否為儲層。儲層骨架模型的建立一般主要基于測井及地震兩類精度不同的數(shù)據(jù)控制點。儲層骨架模型滿足嚴格的過點性,即井點的儲層厚度與測井解釋結果相符,井間儲層厚度的變化趨勢參照地震橫向預測結果;沉積微相的空間展布符合研究區(qū)的沉積模式。

本次研究在建立沉積微相模型時,采用了兩種約束機制(表1),平面上為沉積微相研究成果,垂向上為垂向微相百分比曲線,根據(jù)變差函數(shù)計算的地質(zhì)統(tǒng)計學參數(shù)?？v向上為了滿足最小夾層厚度的要求與操作方便,統(tǒng)一劃分為40個網(wǎng)格,平均厚度大約為0.3 m。序貫指示建模是通過對空間屬性參數(shù)變差函數(shù)進行推斷,建立起基于變差函數(shù)的儲層隨機模型。

表1 延1012沉積微相的變差函數(shù)擬合參數(shù)Table 1 Variation function fitting parameters of sedimentary microfacies

考慮有k個沉積微相范疇Sk(k=1,2,3,…,K)的分布,任何位置屬于且只能屬于這K個范疇之一,用二值指示變量i(u)表示,則ik(u)=1,位置u屬于范疇k,ik(u)=0。假設,當采用簡單克里金估計時,對指示變量提供的位置u的范疇的概率估計為

圖7為沉積微相的過井切片模型,圖8為三維沉積微相模型,從中可以看出相控模型與沉積微相研究成果十分接近。在剖面上沉積微相模型也很好地反映了砂體在縱向上的分布與變化,作為研究區(qū)內(nèi)辮狀河道和天然堤兩種主要成因砂體類型的微相分布是合理的,隔、夾層空間展布也符合地質(zhì)規(guī)律,可進一步說明所建立的沉積微相模型有很好的效果,可以為儲層分布的精細研究及巖石物理模型的建立提供可靠基礎。

圖7 沉積微相過井切片模型Fig.7 Well section model of sedimentary microfacies

圖8 沉積微相模型Fig.8 Sedimentary microfacies model

2.4 儲層物性建模

儲層參數(shù)模型是油藏地質(zhì)模型的核心,是儲層特征及其非均質(zhì)性分布和變化的具體表征。建立儲層參數(shù)模型的目的就是要通過對儲層參數(shù)的定量研究,準確界定有利儲集空間位置及其分布范圍,從而直接為油田開發(fā)方案的制定和調(diào)整提供依據(jù)。

儲層地質(zhì)建模的根本任務是利用定量或定性手段模擬地質(zhì)體,使所建模型能真實地再現(xiàn)地質(zhì)體演化至今所形成的各項特征。

在完成模擬沉積微相三維模型后,根據(jù)不同沉積微相各自的統(tǒng)計特征參數(shù)及變差函數(shù)擬合參數(shù)(表2),采用相控物性參數(shù)建模,利用高斯模擬方法分別建立每個小層的孔隙度和滲透率的三維模型(圖9,圖 10)。

通過所建立的模型可發(fā)現(xiàn),其中圖9所展示的孔隙度模型與圖6所示孔隙度平面展布非常相似,說明此次物性建模也是成功的。在所建儲層物性分布模型為靜態(tài)參數(shù)場的后續(xù)數(shù)值模擬工作中,動態(tài)擬合也有較好效果,反過來也證明了儲層物性模型的合理性和可靠性。另外,通過本次建模所提供的井位部署,發(fā)現(xiàn)最近幾口新鉆油井均發(fā)現(xiàn)油氣顯示。研究表明新鉆井揭露的延10油層延101小砂層含油砂體主要為辮狀河道沉積,其中主河道的砂體較厚,孔隙度和滲透率值也較高,通過試油試采發(fā)現(xiàn),絕大部分井含油飽和度高,充分證明所建的地質(zhì)模型是成功的。

表2 延1012孔隙度、滲透率變差函數(shù)擬合參數(shù)Table 2 Variation function fitting parameters of porosity and permeability

圖9 孔隙度模型Fig.9 Porosity model

圖10 滲透率模型Fig.10 Permeability model

3 結論

a.對各種相標志進行識別,認為研究區(qū)延10油層為辮狀河流相沉積,可進一步劃分為辮狀河道、河漫灘二亞相以及河床滯留、心灘、天然堤和洪泛平原等微相類型,砂體的時空分布和物性特征主要受沉積微相控制。

c.三維建模細化了研究單元,精細的三維模型可以提供更多的儲層信息,能揭示儲層的非均質(zhì)性,為開發(fā)中后期的油田尋找剩余潛力提供了地質(zhì)基礎。

d.利用序貫指示建模,建立了元城油田延1012小層微相和物性分布模型,抽稀檢驗及生產(chǎn)實踐表明,模擬結果與生產(chǎn)歷史吻合很好。

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