趙 輝，劉玉峰，李紅英

（中國(guó)石油長(zhǎng)慶油田分公司第三采油廠，寧夏銀川 750006）

致密油儲(chǔ)層評(píng)價(jià)及含油富集區(qū)優(yōu)選

趙 輝，劉玉峰，李紅英

（中國(guó)石油長(zhǎng)慶油田分公司第三采油廠，寧夏銀川 750006）

研究區(qū)緊鄰優(yōu)質(zhì)烴源巖，儲(chǔ)集空間縱、橫向變化大、非均質(zhì)性強(qiáng)、巖性致密、油藏局部微裂縫發(fā)育，富集區(qū)預(yù)測(cè)難度較大，油藏開發(fā)潛力未能充分發(fā)揮，該區(qū)域目前已進(jìn)行水平井開發(fā)試驗(yàn)，初期產(chǎn)量高、產(chǎn)量遞減快、注水易水淹、穩(wěn)產(chǎn)難度大等開發(fā)矛盾日益突出。本文通過開展儲(chǔ)層精細(xì)描述，對(duì)屬性參數(shù)空間展布規(guī)律進(jìn)行刻畫，預(yù)測(cè)含油富集區(qū)，為水平井提高單井產(chǎn)量和下步開發(fā)調(diào)整提供充分的理論依據(jù)和科學(xué)指導(dǎo)。

致密油；儲(chǔ)層評(píng)價(jià)；水平井

研究區(qū)區(qū)域構(gòu)造屬陜北斜坡西南端一西傾單斜，儲(chǔ)層M6為湖泊三角洲相沉積，油藏類型為典型的巖性油藏，儲(chǔ)層物性較差，屬致密油Ⅲ類儲(chǔ)層，平均油層中深2 190 m，平均孔隙度8.05%，平均滲透率0.11× 10-3μm2，平均有效厚度12.3 m。該區(qū)含油面積大，油層相對(duì)穩(wěn)定，構(gòu)造平緩，隔夾層不發(fā)育，具有水平井開發(fā)的地層條件。截止2016年底，該區(qū)共完鉆水平井30口，投產(chǎn)初期平均日產(chǎn)油9.7 t。

1 儲(chǔ)層特征研究

圖1 儲(chǔ)層巖石類型三角分類圖

在了解區(qū)域構(gòu)造和沉積特征的基礎(chǔ)上，通過測(cè)井與化驗(yàn)分析和試油等相關(guān)資料定性、定量地進(jìn)行儲(chǔ)層特征研究[1-4]。

1.1 巖石學(xué)特征

巖屑成分：根據(jù)巖石薄片資料統(tǒng)計(jì)，研究區(qū)儲(chǔ)層巖石類型以灰褐色粉細(xì)-細(xì)粒巖屑質(zhì)長(zhǎng)石砂巖為主，石英含量27.4%，長(zhǎng)石含量31.9%，巖屑含量18.9%，其他成分6.0%，碎屑總量占84.2%（見圖1）。

填隙物成分與含量：研究區(qū)填隙物總量為20.30%，主要成分為綠泥石、鐵方解石、水云母、網(wǎng)狀黏土、鐵白云石等，含有少量的硅質(zhì)、高嶺石、長(zhǎng)石質(zhì)礦物。鐵方解石含量最高為6.45%，綠泥石含量次之為6.34%，網(wǎng)狀黏土含量為2.09%，水云母含量為2.34%。

圖2 粒度分布直方圖

粒度特征：粒度分析結(jié)果表明（見圖2），儲(chǔ)層以細(xì)砂、極細(xì)粒長(zhǎng)石巖屑砂巖和巖屑長(zhǎng)石砂巖為主，巖性整體偏細(xì)，分選較好，細(xì)砂含量為81.83%。粒度中值為0.12 mm～0.14 mm。

通過薄片資料分析，儲(chǔ)層孔隙類型以長(zhǎng)石溶孔、粒間孔為主，另見少量巖屑溶孔、微裂隙。從本次研究所選樣品的壓汞試驗(yàn)結(jié)果表明，孔喉結(jié)構(gòu)較差，主要表現(xiàn)在儲(chǔ)層排驅(qū)壓力較低，喉道中值半徑較小，孔喉分選較好。

1.2 儲(chǔ)層物性特征

采用研究區(qū)6口井603樣點(diǎn)進(jìn)行統(tǒng)計(jì)，結(jié)果顯示，孔隙度分布主要集中在4%～12%，峰值為10%～12%，平均為8.05%；滲透率分布主要集中在0.02×10-3μm2～0.3×10-3μm2，峰值為0.02×10-3μm2～0.1×10-3μm2，平均為0.111×10-3μm2。致密油儲(chǔ)層物性較差。

孔隙度和滲透率的交匯圖（見圖3），從圖3中可以看出，儲(chǔ)層滲透率與孔隙度的正相關(guān)關(guān)系差，說明滲透率的變化既受孔隙發(fā)育程度控制，又受次生孔隙影響。

圖3 孔、滲交匯圖

1.3 儲(chǔ)層電性特征

儲(chǔ)層電性顯示自然伽馬呈相對(duì)高值，SP負(fù)異常幅度中等－??；中高密度值2.40 g/cm3～2.56 g/cm3，中低聲波時(shí)差217 μs/m～236 μs/m，電阻率變化范圍大20 Ω·m～175 Ω·m，90%的油層電阻分布在20 Ω·m～80 Ω·m，大部分儲(chǔ)層為中等電阻率值，利用聲波時(shí)差-電阻率、補(bǔ)償密度-電阻率可以把干層、差油層、油層有效區(qū)分開（見圖4）。

1.4 儲(chǔ)層含油性特征

根據(jù)研究區(qū)巖心、錄井資料統(tǒng)計(jì)，含油顯示級(jí)別主要有油斑、油跡。根據(jù)試油資料，油跡及油跡以下級(jí)別的砂巖基本不具有工業(yè)價(jià)值，試油取得工業(yè)油流的層段普遍以油斑級(jí)為主，同時(shí)通過聲波時(shí)差與電阻率關(guān)系圖可以看出，油層下限為聲波時(shí)差217 μs/m，電阻率下限40 Ω·m。

1.5 裂縫特征

對(duì)研究區(qū)10口井M6地層中出現(xiàn)的裂縫傾角進(jìn)行了統(tǒng)計(jì)分析，水平縫未見發(fā)育，低角度縫發(fā)育極少，主要發(fā)育斜交縫、高角度縫和垂直縫。其中M62斜交縫占15.15%，高角度縫占25.24%，垂直縫為60.61%。通過成像測(cè)井資料的分析得出，M62裂縫平均方位為80.81°～260.81°。整體上看，研究區(qū)裂縫發(fā)育規(guī)模及方向差別較大，其中南部地區(qū)，裂縫相對(duì)發(fā)育。

1.6 小層劃分

結(jié)合研究區(qū)沉積特點(diǎn)，結(jié)合地層巖性、電性組合特征，通過確立標(biāo)準(zhǔn)井和基準(zhǔn)剖面、鄰井追蹤、地層厚度相近、旋回對(duì)比的方法，對(duì)全區(qū)166口探評(píng)井+開發(fā)井進(jìn)行了地層劃分。共劃分為3個(gè)油層段，自上而下為：M61、M62、M63?？梢钥闯?，烴源巖主要分布在M61段，發(fā)育厚度不一，自西向東烴源巖逐漸變薄。底部M63凝灰?guī)r標(biāo)志層明顯，具有高伽馬、低電阻、高聲波時(shí)差電性特征，全區(qū)分布穩(wěn)定。M62為主力目的層，M63基本不發(fā)育油層，從剖面上看M62和M63地層厚度分布相對(duì)穩(wěn)定。

圖4 儲(chǔ)層聲波時(shí)差-電阻率關(guān)系圖

2 三維儲(chǔ)層建模

本次項(xiàng)目研究主要借助于地質(zhì)知識(shí)庫(kù)、測(cè)井、測(cè)試資料開展屬性參數(shù)構(gòu)建，考慮到研究區(qū)井網(wǎng)較密，井點(diǎn)分布比較均勻，構(gòu)造模型主要采用確定性建模，而針對(duì)屬性參數(shù)建模主要采用隨機(jī)模擬的方法，根據(jù)水平井鉆進(jìn)情況，繪制水平井軌跡與小層對(duì)比剖面，分析水平井鉆井效果和三維地質(zhì)建模精度，及時(shí)修正、完善三維地質(zhì)模型，為富集區(qū)優(yōu)選提供依據(jù)。

2.1 網(wǎng)格設(shè)計(jì)及數(shù)據(jù)準(zhǔn)備

本次項(xiàng)目研究共采用了166口井的數(shù)據(jù)進(jìn)行三維儲(chǔ)層建模，工區(qū)面積約300 km2，小層平均厚度大約為30 m；地質(zhì)網(wǎng)格設(shè)計(jì)：281×378×30（50 m×50 m×3 m）；網(wǎng)格總數(shù)約318萬。輸入的建模數(shù)據(jù)包括井筒數(shù)據(jù)和測(cè)井?dāng)?shù)據(jù)，其中井筒數(shù)據(jù)為井坐標(biāo)、垂深、補(bǔ)心海拔以及各井的分層數(shù)據(jù)；測(cè)井?dāng)?shù)據(jù)為常規(guī)標(biāo)準(zhǔn)化后的九條曲線以及構(gòu)建的測(cè)井敏感屬性參數(shù)，包括（Φ、K、Vsh、Φ×RI、TOC、BI、RI等）。對(duì)每類數(shù)據(jù)都進(jìn)行了檢查，并作校正和調(diào)整。利用井曲線離散化給井曲線穿過的網(wǎng)格單元賦值，控制井間的屬性分布，最后利用軟件中可視化工具對(duì)加載后的各種數(shù)據(jù)進(jìn)行了檢查、校正和調(diào)整，以保證數(shù)據(jù)質(zhì)量控制。

2.2 構(gòu)造模型

地層格架模型采用確定性建模方法，使構(gòu)造層面完全忠實(shí)于測(cè)井分層數(shù)據(jù)，形成各個(gè)等時(shí)層的頂、底層面模型，然后將各個(gè)層面模型進(jìn)行空間疊合，建立儲(chǔ)層的空間格架。根據(jù)地層精細(xì)對(duì)比得出的分層數(shù)據(jù)資料，利用PETREL建模軟件分別建立M6儲(chǔ)層四個(gè)頂?shù)酌娴娜S構(gòu)造模型，構(gòu)造圖上可以看出，M61構(gòu)造局部變化相對(duì)較大，主要原因在于M61烴源巖沉積厚度變化較大，有的發(fā)育一套，有的發(fā)育兩套，M62頂部標(biāo)志層明顯，構(gòu)造相對(duì)比較平緩，局部存在構(gòu)造高點(diǎn)。

2.3 屬性模型

屬性建模方法是先將井點(diǎn)測(cè)井解釋的屬性參數(shù)連續(xù)點(diǎn)數(shù)據(jù)粗化到相應(yīng)的3D網(wǎng)格上，形成單井模型。然后根據(jù)單井粗化的屬性參數(shù)將地層劃分為30個(gè)小層進(jìn)行儲(chǔ)層空間屬性建模，最后利用克里金插值進(jìn)行確定性建模可完成測(cè)井敏感屬性參數(shù)建模。

3 有利區(qū)優(yōu)選

結(jié)合生產(chǎn)動(dòng)態(tài)，生產(chǎn)效果不好的井（日產(chǎn)油量小于5 t）主要分布在油藏砂體的邊部，物性相對(duì)較差。生產(chǎn)效果較好的井（日產(chǎn)油量大于5 t）主要分布在研究工區(qū)的西北部。從低產(chǎn)井所處位置可以看出，含油性指數(shù)和Φ×RI均相對(duì)較低；工區(qū)西北部開發(fā)情況較好井其含油性指數(shù)較好。在水平開發(fā)井中部存在含油性相對(duì)較差區(qū)域，建議水平井部署緩鉆。

綜合上述屬性參數(shù)建模結(jié)果，建議：（1）油藏南部J11-Q5-15井之間區(qū)域的脆性、孔隙性、含油性及視儲(chǔ)能系數(shù)綜合看來，該區(qū)應(yīng)繼續(xù)加大部署；（2）油藏南部Q2-17周圍優(yōu)先開展水平井部署；（3）在油藏東部Q75-71區(qū)域開展水平井部署；（4）油藏西部W454區(qū)域開展水平井部署。

4 結(jié)論和建議

（1）研究區(qū)孔隙度分布主要集中在4%～12%，平均為8.05%；滲透率分布主要集中在0.02×10-3μm2～0.3×10-3μm2，平均為0.111×10-3μm2，屬于致密油儲(chǔ)層。

（2）該油藏巖性皆以細(xì)砂巖-粉砂巖為主，儲(chǔ)層物性受巖性控制，含油性受物性控制，屬于典型的巖性油藏。

（3）在測(cè)井資料標(biāo)準(zhǔn)化和儲(chǔ)層研究的基礎(chǔ)上，開展了小層對(duì)比與二維分布研究，建立了儲(chǔ)層三維地質(zhì)模型優(yōu)選富集區(qū)。

（4）創(chuàng)新的采用含油性、視儲(chǔ)能系數(shù)模型代替常規(guī)的含油飽和度模型，對(duì)有利區(qū)優(yōu)先提供可視化的選擇。

（5）建議按照有利區(qū)優(yōu)先結(jié)果，分步驟實(shí)施，并結(jié)合動(dòng)態(tài)響應(yīng)，及時(shí)調(diào)整開發(fā)方案。

［1］ 王志章，石占中，等.現(xiàn)代油藏描述技術(shù)［M］.北京：石油工業(yè)出版社，1999.

［2］ 李陽.油藏評(píng)價(jià)一體化研究［M］.北京：石油工程出版社，2003.

［3］ 夏位榮.油氣田開發(fā)地質(zhì)學(xué)［M］.北京：石油工業(yè)出版社，2005.

［4］ 李道品.高效開發(fā)低滲透油藏的關(guān)鍵和核心［J］.低滲透油氣田，2006，（3）：1-7.

TE122.23

A

1673-5285（2017）05-0069-03

10.3969/j.issn.1673-5285.2017.05.016

2017－04-28

趙輝（1982-），2004年畢業(yè)于北京石油化工學(xué)院過程裝備及控制工程專業(yè)，開發(fā)地質(zhì)工程師，現(xiàn)為地質(zhì)研究所油田開發(fā)室技術(shù)干部。