王 晨

(東北石油大學(xué) 地球科學(xué)學(xué)院，黑龍江 大慶 163000)

0 前 言

X區(qū)塊位于松遼盆地扶余Ⅲ號(hào)構(gòu)造羅斯屯高點(diǎn)，油藏類型為構(gòu)造斷階油藏，呈西南高東北低的構(gòu)造格局。該地區(qū)油田的沉積相是比較常見的三角洲類型沉積結(jié)構(gòu)，在油田的縱向沉積層上是發(fā)育良好且大片分布的砂體；橫向的油層砂體結(jié)構(gòu)穩(wěn)定，連續(xù)性良好。平均孔隙度為25.3%，空氣滲透率為316×10-3μm2，是中孔中滲的儲(chǔ)層。區(qū)塊含油面積近似為0.789 m2，地質(zhì)儲(chǔ)量超過180×104t，埋藏深度是280～500 m之間，平均有效厚度約為11 m。研究的主力油層是該油田的4～8、10～13開采層。

目前國內(nèi)對(duì)于稠油剩余油的研究主要是利用地質(zhì)研究、測(cè)井解釋以及油藏?cái)?shù)值模擬等方法對(duì)稠油剩余油在平面、層內(nèi)及層間上的分布規(guī)律進(jìn)行預(yù)測(cè)[1-4]，本文在此基礎(chǔ)上，加入了三維地質(zhì)建模技術(shù)，建立該區(qū)塊精細(xì)三維地質(zhì)模型，直觀、準(zhǔn)確的展現(xiàn)該區(qū)塊稠油剩余油富集區(qū)，為本區(qū)的地質(zhì)研究奠定了基礎(chǔ)，也為后續(xù)X區(qū)塊剩余油的研究提供了地質(zhì)依據(jù)[5]。

1 精細(xì)地層劃分與對(duì)比

1.1 地層劃分

研究區(qū)域內(nèi)的油田沉積巖層主要是砂巖和泥巖混合存在的沉積巖層，還分布有薄層灰?guī)r區(qū)域。在扶余油田的鉆井開采資料中可以發(fā)現(xiàn)層位由下至上分別是泉頭組三、四段；青山鉆井組的一至三開采段；姚家組；嫩江組的嫩一段、嫩二段以及第三系和第四系；我們主要研究的區(qū)域是松遼盆地X區(qū)塊內(nèi)的扶余油層，其區(qū)域?yàn)檫B續(xù)的沉積巖沉積相，含油層是包括泉三段和泉四段的上部開采區(qū)[6-7]。

對(duì)于儲(chǔ)層區(qū)域的合理劃分比對(duì)關(guān)系到整個(gè)研究的成敗，首先需要準(zhǔn)確的完成區(qū)域內(nèi)砂巖體的分布劃分，建立準(zhǔn)確的沉積模型，結(jié)合鉆井資料和測(cè)井?dāng)?shù)據(jù)，客觀的完成儲(chǔ)層劃分對(duì)比工作。本研究將扶余油層至上而下劃分為4個(gè)砂層大區(qū)域，13個(gè)小層。第1砂層有4個(gè)小層；第2砂層內(nèi)包含3個(gè)小層；第3砂層劃分為3個(gè)小層；第4砂層組有3個(gè)小層。

1.2 連井地層對(duì)比

對(duì)研究區(qū)域內(nèi)75口井建立北東—南西向的7條剖面，東西向的9條剖面，骨架剖面線如下圖(見圖1)。進(jìn)行比對(duì)時(shí)以區(qū)域內(nèi)的標(biāo)準(zhǔn)開采井為基礎(chǔ)，沿著開采剖面橫向和縱向向外擴(kuò)展，完成整個(gè)區(qū)域的對(duì)比工作。為了科學(xué)合理的完成整個(gè)工作，需要采用旋回分層模式，首先進(jìn)行標(biāo)志層和砂體層的對(duì)比工作，再次基礎(chǔ)上逐步完成沉積相各個(gè)單小層的對(duì)比工作。

基于之前完成的對(duì)比數(shù)據(jù)和理論原則，對(duì)每一層面的單小層沉積相參數(shù)進(jìn)行總結(jié)。通過對(duì)比發(fā)現(xiàn)，研究區(qū)泉四段地層的平均厚度約為95 m，各砂層組厚度為20～30 m，各小層厚度為6～8 m。

圖1 地層對(duì)比骨架剖面線

2 測(cè)井資料二次解釋

為了建立完整準(zhǔn)確的模型，必須掌握好測(cè)井資料，對(duì)研究區(qū)塊內(nèi)數(shù)據(jù)進(jìn)行精確校正，做出精細(xì)的解釋。做到數(shù)據(jù)標(biāo)準(zhǔn)化，對(duì)比標(biāo)準(zhǔn)化，最大限度的減少誤差，準(zhǔn)確的完成沉積層的各項(xiàng)解釋模型，具體的注意事項(xiàng)和模型建立如下。

2.1 測(cè)井曲線標(biāo)準(zhǔn)化

結(jié)合本區(qū)域內(nèi)的實(shí)際情況和研究目的，這里采用的是標(biāo)準(zhǔn)層對(duì)比方法。該原理簡(jiǎn)單實(shí)用，按照理論，假設(shè)某一區(qū)域內(nèi)的沉積巖層基本是穩(wěn)定的，電化學(xué)參數(shù)也是一定范圍內(nèi)的，我們對(duì)整個(gè)區(qū)域內(nèi)所有的測(cè)井?dāng)?shù)據(jù)進(jìn)行比對(duì)，如果發(fā)現(xiàn)某一個(gè)測(cè)井的數(shù)據(jù)出現(xiàn)了偏離，就可以推斷處該井的數(shù)據(jù)有誤差，必須對(duì)整個(gè)區(qū)域內(nèi)的標(biāo)準(zhǔn)分布進(jìn)行驗(yàn)證和校正，必須遵循區(qū)域內(nèi)所有測(cè)井的數(shù)據(jù)符合一定的分布規(guī)律。

本次研究選取扶余油層頂面的青一段泥巖作為標(biāo)準(zhǔn)層，對(duì)聲波時(shí)差進(jìn)行頻率直方圖分析，并將研究區(qū)內(nèi)標(biāo)志層的聲波時(shí)差值統(tǒng)一至450 μs/m。

2.2 泥質(zhì)含量解釋模型

區(qū)域內(nèi)沉積層的泥質(zhì)含量是開采區(qū)界限的重要指標(biāo)，在測(cè)井資料中準(zhǔn)確的得到泥質(zhì)含量模型的方法眾多，由于該區(qū)域內(nèi)的自然伽馬射線量微弱，儀器測(cè)量不好開展，綜合各項(xiàng)數(shù)據(jù)和實(shí)際情況，這里采用自然電位方案來得到泥質(zhì)含量的模型，各項(xiàng)參數(shù)解釋和具體的數(shù)據(jù)計(jì)算公式如下：

(1)

(2)

式(1)和式(2)中：SH為自然伽馬相對(duì)值；SP為目的層自然電位測(cè)井值，mV；SPmin為純地層自然電位值，mV；SPmax為泥巖層自然電位值，mV；Vsh為泥質(zhì)含量；GCUR為與地層年代有關(guān)的經(jīng)驗(yàn)系數(shù)，新地層取3.7，老地層取2。

2.3 孔隙度模型

沉積層孔隙度的測(cè)定和模型建立工作是在測(cè)井資料準(zhǔn)確的基礎(chǔ)上，選取泥質(zhì)含量少且沉積巖性明確的區(qū)域，一方面可以避免不必要的校正工作，節(jié)約時(shí)間和資源，另一方面可以精確的完成模型建立。

基于平均時(shí)間公式：

Δt=(Δtf-Δtma)Φ+Δtma

(3)

式(3)中：Δt為地層聲波時(shí)差；Δtf為空隙中流體的聲波時(shí)差；Δtma為巖石骨架的聲波時(shí)差；Φ為純巖石孔隙度。當(dāng)巖石骨架成分及孔隙中流體性質(zhì)已知情況下，Δtf和Δtma均為常數(shù)。

Φ=AΔt+B

(4)

式(4)中：A,B為常數(shù)。

由于缺少部分取心井資料，據(jù)前人對(duì)區(qū)域鉆井的分析，統(tǒng)計(jì)了聲波時(shí)差與孔隙度的相關(guān)性，擬合得方程：

Φ=0.159 7×Δt-29.701

(5)

2.4 滲透率解釋模型

統(tǒng)計(jì)工區(qū)內(nèi)J19、J20、J23井的巖心分析孔、滲資料共174組數(shù)據(jù)，通過擬合建立滲透率模型:

K=0.001 4×e0.4147×Φ

(6)

式(6)中：K為滲透率，103μm2；Φ為純巖石孔隙度。

孔隙度模型及滲透率模型如圖2所示。

2.5 飽和度解釋模型

油田儲(chǔ)層的含油飽和度是衡量該油田實(shí)際儲(chǔ)量的重要指標(biāo)，關(guān)系到了開采價(jià)值和經(jīng)濟(jì)效益，但是該參數(shù)的確認(rèn)極易受到干擾，油水質(zhì)量、儲(chǔ)層高度和廣度和該沉積區(qū)物理化學(xué)性質(zhì)都可能對(duì)測(cè)量產(chǎn)生影響。由于本研究的沉積層為孔隙型儲(chǔ)層，為了減少誤差，采用了較為普遍的阿爾齊方法，具體的數(shù)據(jù)和計(jì)算如下：

圖2 孔隙度模型及滲透率模型

(7)

式(7)中：So為地層含油飽和度；Rw為地層水電阻率；Φ為地層孔隙度；Rt為地層電阻率；m、n分別為膠結(jié)指數(shù)、飽和度指數(shù)；a、b為巖性系數(shù)。

3 三維地質(zhì)模型建立

本次研究，根據(jù)扶余油田X區(qū)塊井位集中于構(gòu)造軸線的地質(zhì)特點(diǎn)，選用序貫高斯模擬的建模方法，建立了扶余油田X區(qū)塊的地質(zhì)模型，并提供了相應(yīng)的數(shù)值模擬粗化模型。

3.1 數(shù)據(jù)準(zhǔn)備

根據(jù)工區(qū)建模類型和petrel三維地質(zhì)建模軟件的要求，準(zhǔn)備了井軌跡數(shù)據(jù)文件、構(gòu)造層面及斷層數(shù)據(jù)文件、參數(shù)數(shù)據(jù)文件。其中，井軌跡數(shù)據(jù)文件的基本內(nèi)容為儲(chǔ)層模型范圍內(nèi)的井坐標(biāo)；構(gòu)造層面及斷層數(shù)據(jù)文件的基本內(nèi)容為地層分層數(shù)據(jù)、每個(gè)構(gòu)造層面上各井的平面坐標(biāo)及相應(yīng)的海拔數(shù)據(jù)；參數(shù)數(shù)據(jù)文件的主要內(nèi)容為儲(chǔ)層孔隙度、滲透率和含油飽和度等。

1)坐標(biāo)數(shù)據(jù)：對(duì)扶余油田X區(qū)塊75口井的坐標(biāo)進(jìn)行了井軌跡整理。

2)層面數(shù)據(jù)：層面數(shù)據(jù)是建立三維構(gòu)造模型的基礎(chǔ)。對(duì)于每個(gè)構(gòu)造層面，均需要該層面上所有井的平面坐標(biāo)(x，y)及相應(yīng)的海拔數(shù)據(jù)(TVD)。

3)儲(chǔ)層數(shù)據(jù)：參數(shù)文件為層內(nèi)各井的測(cè)井解釋成果數(shù)據(jù)，包括孔隙度、滲透率和含油飽和度等。

4)斷層數(shù)據(jù)：收集有前人解釋的X區(qū)塊的邊界斷層數(shù)據(jù)。

3.2 網(wǎng)格設(shè)計(jì)

3.2.1 平面網(wǎng)格設(shè)計(jì)

在平面上，分別沿X、Y方向劃分網(wǎng)格。網(wǎng)格大小根據(jù)研究目標(biāo)區(qū)的地質(zhì)體規(guī)模及井網(wǎng)井距而定。平面網(wǎng)格一般以井間內(nèi)插4～8個(gè)網(wǎng)格為宜，如對(duì)于200 m井網(wǎng)，平面網(wǎng)格大小一般為25 m×25 m～50 m×50 m，但也可適當(dāng)根據(jù)井區(qū)特征進(jìn)行加密。

根據(jù)探36區(qū)塊的井距低于50 m的特征，為了能夠反映平面上砂體的物性變化規(guī)律，將平面網(wǎng)格面積定為10 m×10 m。

3.2.2 垂向網(wǎng)格設(shè)置

垂向網(wǎng)格大小可從0.1～0.5 m，視研究目的而定。如需表征0.2 m厚度夾層的空間分布，則垂向網(wǎng)格最小應(yīng)保證0.2 m的厚度，否則在三維模型中難于表述夾層。

為了能夠模擬出探36區(qū)塊的夾層分布，垂向網(wǎng)格劃分時(shí)選擇按比例劃分網(wǎng)格，垂向最小網(wǎng)格不得小于0.5 m，垂向網(wǎng)格厚度在0.5～2 m之間。

3.3 三維構(gòu)造建模

X區(qū)塊為典型的斷塊油氣藏，油氣的分布直接受構(gòu)造控制，因此建立精確的構(gòu)造模型是此次地質(zhì)建模的重要內(nèi)容。

構(gòu)造建模是三維儲(chǔ)層地質(zhì)建模的重要基礎(chǔ)。主要內(nèi)容包括3個(gè)方面：第一，通過地震及鉆井解釋的斷層數(shù)據(jù)，建立斷層模型；第二，在斷層模型控制下，建立各個(gè)地層頂?shù)椎膶用婺Ｐ?；第三，以斷層及層面模型為基礎(chǔ)，建立一定網(wǎng)格分辨率的等時(shí)三維地層網(wǎng)格體模型。后續(xù)的儲(chǔ)層屬性建模及圖形可視化，都將基于該網(wǎng)格模型進(jìn)行。建立過程如圖3所示。

圖3 X區(qū)塊層面模型建立過程

3.4 泥質(zhì)含量建模

泥質(zhì)含量模型的建立一般是應(yīng)用測(cè)井資料二次處理得到的泥質(zhì)含量曲線得到的，因?yàn)槟噘|(zhì)含量是巖性的直接反映，所以首先要建立本區(qū)的泥質(zhì)含量模型，繼而轉(zhuǎn)換為巖相模型。泥質(zhì)含量模型是后續(xù)物性模型建立的基礎(chǔ)。X區(qū)塊泥質(zhì)含量模型如圖4所示。

圖4 X區(qū)塊泥質(zhì)含量模型

3.5 儲(chǔ)層物性建模

儲(chǔ)層的三維模型必須依靠研究區(qū)域內(nèi)泥質(zhì)含量的數(shù)據(jù)，用序貫高斯模型和克里金方法來確定儲(chǔ)層的所有基本要素模型，包含了該儲(chǔ)層地質(zhì)結(jié)構(gòu)的孔隙度、油氣飽和度和液體滲透率等。沉積相儲(chǔ)層的建模包含了以下幾個(gè)主要的步驟來完成：基礎(chǔ)數(shù)據(jù)離散處理；數(shù)據(jù)的分析；模型建立和優(yōu)化。

孔隙度及滲透率模型如圖5和圖6所示。

圖5 X區(qū)塊孔隙度三維模型

圖6 X區(qū)塊滲透率三維模型

依據(jù)巖層模型來完成滲透率和孔隙度的建模，可以達(dá)到很高的精確度，在已完成的模型基礎(chǔ)上可以預(yù)測(cè)區(qū)域內(nèi)的油氣儲(chǔ)層分布，在儲(chǔ)層三維模型的基礎(chǔ)上，可以按照需求選擇某一方向進(jìn)行延升，分析其維度上的地質(zhì)變化趨勢(shì)。

建立了X區(qū)塊的泥質(zhì)含量、孔隙度和滲透率3個(gè)參數(shù)模型之后，不僅可以在剖面上顯示本區(qū)井間砂體和物性的變化，也能在平面上反應(yīng)各個(gè)小層的砂體的規(guī)模、展布規(guī)律以及物性的平面連續(xù)情況，如圖7～10所示。

圖7 Ⅰ砂組1～4小層單砂層剩余油分布

1小層和2小層砂體連續(xù)性差，1小層內(nèi)局部存在剩余油；3小層砂體連續(xù)較好；4小層砂體連續(xù)性一般。

圖8 Ⅱ砂組5～7小層單砂層及扶余油層組疊合剩余油分布

5小層局部砂體連續(xù)發(fā)育，局部剩余油分布；6到7小層砂體連續(xù)較好，具有較大潛力。

圖9 Ⅲ砂組8～10小層小層單砂層剩余油分布疊合

8～10小層砂體連續(xù)發(fā)育，剩余油分布。

圖10 Ⅳ砂組11～13小層單砂層及全部小層疊合剩余油分布

4 結(jié) 論

1)該地區(qū)的原油含水率低，粘稠度高，部分油層的飽和度系數(shù)高；

2)注采系統(tǒng)不完善的區(qū)域，剩余油飽和度和豐度較高；

3)砂體連通性較差區(qū)域，水淹相對(duì)較弱；

4)井網(wǎng)控制不住區(qū)域，剩余油飽和度較高；

5)構(gòu)造高點(diǎn)剩余油飽和度、剩余油豐度高。