魏 峰 李躍林 馬光春

(1.中海石油(中國)有限公司湛江分公司生產(chǎn)部 廣東湛江 524057； 2. 北京阿什卡技術(shù)開發(fā)有限公司 北京 100101)

潿洲11-1N油田位于南海北部灣盆地潿西南凹陷2號斷裂帶上盤，處于花狀構(gòu)造的北翼“花瓣”上，為張扭型斷塊巖性圈閉。流沙港組一段(簡稱流一段)砂巖儲層為斷陷湖盆抬升收縮期多物源并前積到1號斷層下降盤較深水環(huán)境中的陡坡加緩坡型扇三角洲沉積。目前該區(qū)塊注采連通性復(fù)雜，剩余油分布認識不清，主要原因是砂體接觸關(guān)系不明確，砂體分布的各向異性研究不足，因此利用三維儲層構(gòu)型建模技術(shù)，精準刻畫不同沉積構(gòu)型單元的空間幾何關(guān)系成為提高油氣田開發(fā)效果的關(guān)鍵。

目前對于扇三角洲儲層構(gòu)型建模，無論是構(gòu)型模式還是構(gòu)型建模技術(shù)，還沒有成熟的研究成果。從1985年儲層構(gòu)型概念[1]的提出至今，經(jīng)歷了3個方面的轉(zhuǎn)變：一是從早期的確定性建模方法[2-3]轉(zhuǎn)變?yōu)殡S機性建模方法[4-5]；二是建模資料從簡單的野外露頭和現(xiàn)代沉積[6]擴展到巖心、錄井、測井、地震和動態(tài)等資料的綜合應(yīng)用[7-8]；三是從河流相沉積體系推廣到其他沉積體系。構(gòu)型建模算法可以分為2類：基于目標的算法和基于像元的算法[9-10]，其中前者更具有直觀性，模擬地質(zhì)體的分布和相互接觸關(guān)系更加清晰，更易符合地質(zhì)規(guī)律。對于儲集層具有較明確的空間形態(tài)和一定的界面信息的情況，基于像元的算法(序貫指示模擬、多點地質(zhì)統(tǒng)計學(xué))難以滿足需求[11-12]。因此，在儲層建模中，尤其是開發(fā)中后期要求建立精細的儲層構(gòu)型模型，基于目標的算法更有優(yōu)勢。

本文針對潿洲11-1N油田流一段儲層，通過對5級構(gòu)型分層界面(小層)、構(gòu)造與單井等解釋數(shù)據(jù)進行整理從而建立構(gòu)造模型，選取基于目標的建模方法建立構(gòu)型模型，通過與前期構(gòu)型建模模式及單井數(shù)據(jù)的對比實現(xiàn)對模型的質(zhì)量控制，并通過檢驗井試算的方法衡量模型的風險及穩(wěn)定性，最終在構(gòu)型建模研究基礎(chǔ)上對注采連通性、油藏剩余油分布有了更加清晰的認識，實施了剩余油挖潛方案。

1 研究區(qū)概況

潿洲11-1N油田流一段扇三角洲儲層橫向變化快，砂體之間展布、切割、疊置關(guān)系復(fù)雜，儲層非均質(zhì)性強。目前，該油田自上而下開發(fā)5個油組：L1Ⅰ、L1Ⅱ上、L1Ⅱ下、L1Ⅳ上、L1Ⅳ下油組。其中，L1Ⅰ油組厚度15.5～25.2 m，孔隙度19%～26%，滲透率大于1 000 mD，為高孔高滲儲層;L1Ⅱ上油組儲層自西南往東北方向逐漸變薄，厚度12～23 m，孔隙度16%～19%，滲透率18～265 mD，為中孔中低滲儲層;L1Ⅱ下油組厚度7.9～31.5 m，孔隙度15.7%～19.4%，滲透率20～209 mD,為中孔中低滲儲層；L1Ⅳ上油組孔隙度16%～19%，滲透率18～124 mD，為中孔中低滲儲層；L1Ⅳ下油組孔隙度15%～17.5%，滲透率11～60 mD，為中孔低滲儲層。

潿洲11-1N油田流一段屬于弱邊水層狀油藏，正常溫壓系統(tǒng)，原油黏度1～3 mPa·s，采用注水開發(fā)及多層合采的開發(fā)方式，開發(fā)井網(wǎng)為10采5注，邊部注水。截至2017年底，流一段采出程度為18.3%，整體采出程度較低，單井含水率為20%～65%，綜合含水率為57.3%。

2 儲層構(gòu)型建模

2.1 基于目標模擬的建模方法

基于目標物體為模擬單元的方法主要描述各種離散性地質(zhì)特征的空間分布，如沉積微相、巖石相、流動單元、裂縫、斷層及夾層等，利用標點過程法(布爾方法)建立離散性模型[15-16]。這種方法適合于具有背景相的目標(物體或相)模擬，如沖積體系的河道和決口扇(其背景相為泛濫平原)、扇三角洲分流河道和河口壩(其背景相為前緣席狀砂和湖相泥巖)、濁積扇中的濁積水道(其背景相為深水泥巖)、濱淺海障壁砂壩和潮汐水道(其背景相為瀉湖或淺海泥巖)等。另外，砂體中的非滲透泥巖夾層、非滲透膠結(jié)帶、斷層、裂縫均可利用此方法來模擬[7]。

潿洲11-1N油田流一段儲層構(gòu)型建?；谀繕四M技術(shù)流程如圖1所示，是在單井相數(shù)據(jù)離散化到網(wǎng)格的基礎(chǔ)上通過對目標體數(shù)據(jù)的規(guī)模大小統(tǒng)計，選定或者自定義模擬目標體形態(tài)，結(jié)合其空間展布方位、平面分布長度和寬度、剖面厚度等參數(shù)，以及單井統(tǒng)計的垂向概率曲線和前期地質(zhì)認識的沉積相圖，隨機模擬得到最終模型。

圖1 潿洲11-1N油田流一段構(gòu)型建模基于 目標模擬技術(shù)流程Fig .1 Flow chart of object based simulation technology for configuration modeling of L1 Formation,WZ11-1N oilfield

2.2 構(gòu)型建模參數(shù)確定

2.2.1基本單元內(nèi)目標體的基本形態(tài)

基于目標模擬的基本單元不是單個的網(wǎng)格而是“單元盒子”，給出的模擬目標大小按相對模擬尺寸放到單元盒子里。因此，在統(tǒng)計模擬對象的尺寸時，既要考慮目標體的尺寸和位置又要考慮到單元盒子的大小和中心點的位置。

首先需要確定模擬基本單元內(nèi)目標體的形態(tài)，從縱剖面、橫剖面及平面三個角度去定義模擬目標體的基本形態(tài)特征。前期的地質(zhì)認識認為，水下分流河道在平面上呈長條朵葉狀，在縱剖面上呈厚度均勻變化尖滅凸透鏡狀，其橫剖面是頂平底凸的形態(tài)，據(jù)此可以設(shè)置模擬基本單元的平面、縱剖面、橫剖面的基本形態(tài)。

2.2.2基本單元模擬參數(shù)

基于目標模擬時，需要對各小層、各沉積微相在三維網(wǎng)格中的體積占比進行設(shè)置，需要綜合考慮前期的地質(zhì)認識和井點處各沉積微相的統(tǒng)計結(jié)果。如果前期地質(zhì)認識認為，該小層河道之間的接觸關(guān)系為孤立-側(cè)疊式，且井點各沉積微相體積占比小于25%，則通過給定單砂體個數(shù)(最大和最小)的形式來設(shè)置體積占比;如果該小層河道之間的切割關(guān)系為切疊式，且井點各沉積微相體積占比大于25%時，則依據(jù)各相厚度百分比來設(shè)置體積占比。潿洲11-1N油田流一段各小層參數(shù)設(shè)定情況見表1。

受湖平面升降和沉積物供應(yīng)的影響，潿洲11-1N油田流一段砂體疊置樣式隨著可容納空間和沉積物供應(yīng)量比值(A/S)的變化呈現(xiàn)出一定的規(guī)律性(圖2)：

1)A/S>1。砂體疊置樣式以退積型為主，且隨著A/S值的不斷增加，砂體的疊置樣式由側(cè)疊型向孤立型過渡，反映隨水體逐漸加深，沉積物逐漸后退的沉積過程，砂體的沉積厚度、規(guī)模變小，粒度變細。

2)A/S=1。此時期沉積物供應(yīng)速度和可容納空間的騰空速度達到動態(tài)平衡，砂體以側(cè)疊型為主，反映河道的側(cè)向遷移擺動特征，內(nèi)部發(fā)育完好的結(jié)構(gòu)和底形。

表1 潿洲11-1N油田流一段體積占比參數(shù)設(shè)置表Table 1 Percentage parameter of L1 Formation, WZ11-1N oilfield

圖2 潿洲11-1N油田流一段不同A/S值控制下的 單砂體疊置樣式特征Fig .2 Overlay modes of sandbody under different value of A/S in L1 Formation in WZ11-1N oilfield

3)A/S<1。砂體疊置樣式以進積型為主，隨著沉積物供應(yīng)速度的增加，沉積物向前推進，砂體的疊置樣式由側(cè)疊型向堆疊型過渡，不同期形成的河道砂體表現(xiàn)出相互切割疊置特征，砂體之間的河床滯留沉積層滲透性一般偏低，內(nèi)部構(gòu)造和底形保存不好，整體呈堆疊復(fù)合狀砂體分布。

單砂體寬度的設(shè)定,首先將單河道寬度統(tǒng)計結(jié)果作為序貫指示模擬中變差函數(shù)的次變程，進行序貫指示模擬，然后進行多次概率統(tǒng)計，檢驗?zāi)M出來的結(jié)果是否符合地質(zhì)認識。如果符合，則將前期的統(tǒng)計結(jié)果作為模擬目標體的寬度；如果不符合，則根據(jù)概率統(tǒng)計結(jié)果，結(jié)合沉積特征，重新評估目標體的寬度。

單砂體厚度的設(shè)置，主要根據(jù)單井統(tǒng)計或者是砂體等厚圖，獲取各沉積微相在各小層的最小、最大以及平均厚度作為基于目標模擬時單砂體厚度的參數(shù)。

利用前期地質(zhì)研究確定的單砂體寬度，通過序貫指示模擬統(tǒng)計參數(shù)，逐個細分層統(tǒng)計分析確定最終單河道的寬度范圍。下面以L1Ⅱ下油組為例介紹水下分流河道寬度的確定過程。針對L1Ⅱ下油組的前期研究結(jié)果顯示，水下分流河道的寬度分布在500～1 100 m，平均值為777.6 m。利用序貫指示模擬河道，將次變程設(shè)為已知河道的寬度，通過多次實現(xiàn)統(tǒng)計概率的方法得到各個細分層在空間各個位置水下分流河道的發(fā)育規(guī)律(圖3)。從統(tǒng)計結(jié)果看，實際的單河道寬度和沉積微相所揭示的規(guī)律有差異。從細分層水下分流河道的概率分布看，前期地質(zhì)統(tǒng)計的結(jié)果沒有剔除河道多期疊置造成的影響。在圖3a所示的沉積微相圖上的一條主河道可能是2～3條單河道疊置而成的(圖3b)，單井測井曲線上也能反映該現(xiàn)象，河道內(nèi)有泥巖夾層，厚度不一，是不同期次河道的疊置界限。根據(jù)L1Ⅱ下油組水下分流河道的疊置規(guī)律，可以判斷單河道砂體的寬度分布在250～320 m，均值為280 m，方差為10。

圖3 潿洲11-1N油田流一段L1Ⅱ下-2小層沉積微相與不同時期河道概率分布對比Fig .3 Sedimentary facies & channel probability map of different stage of 2nd layer,L1Ⅱ Lower Formation,WZ11-1N oilfield

有關(guān)L1Ⅱ下油組水下分流河道的長度，前期沒有相應(yīng)的統(tǒng)計研究結(jié)果。根據(jù)相圖粗略估計L1Ⅱ下油組水下分流河道長度為1 700～2 400 m，其中西側(cè)A10井、A4井所在復(fù)合河道長度稍短，在1 700～2 000 m，復(fù)合河道相對孤立，東側(cè)A9井、A16井所在河道為2個大規(guī)模復(fù)合河道的疊加，長度為2 000～2 400 m。在算法實現(xiàn)層面,除了考慮河道的真實長度外，還要考慮河道的空間位置。如果鉆遇井在河道長度的中點位置，需要考慮河道整體的長度規(guī)模，例如A13井、A2井鉆遇的單河道基本跨越南北向的整個工區(qū)，則河道的長度基本在2 500～3 000 m，該值為實現(xiàn)這2口井模擬的基本長度，否則模擬過程中會出現(xiàn)河道發(fā)育不合理的情況，此時可以評估河道中心在工區(qū)南北向中心的位置，根據(jù)概率統(tǒng)計的情況設(shè)計河道中點的位置強度。結(jié)合上述分析結(jié)果，綜合確定L1Ⅱ下油組水下分流單河道的長度均值為3 500 m，分布范圍是3 000～4 000 m，方差為50。

在模擬算法實現(xiàn)的過程中，考慮到河口壩的沉積特點主要是以點連接或線連接的方式與水下分流河道建立沉積連通關(guān)系，并且河口壩沉積規(guī)模小，即其在整個三維網(wǎng)中的占比總體較低，而局部高概率發(fā)育，于是可以通過設(shè)定河口壩模擬單元盒子的中心點相對強度屬性來設(shè)定河道與河口壩的連接關(guān)系。L1Ⅱ下油組河口壩模擬采用橢球疊加式模擬，基本單元的長度均值600 m，方差30；寬度490 m，方差59。潿洲11-1N油田流一段不同小層各個微相的參數(shù)設(shè)置情況見表2。

表2 潿洲11-1N油田流一段構(gòu)型單元模擬參數(shù)設(shè)置表Table 2 Modeling parameters of architecture unit of L1 Formation in WZ11-1N oilfield

3 構(gòu)型建模結(jié)果與可靠性驗證

3.1 局部分類構(gòu)型模型及模擬效果

潿洲11-1N油田扇三角洲沉積河道砂體主要以孤立-側(cè)疊和切疊式為主，統(tǒng)計本區(qū)各構(gòu)型單元中水下分流河道相占比小于25%的，河道多為孤立或側(cè)疊式；占比大于25%的，河道多為切疊式。

3.1.1孤立-側(cè)疊式水下分流河道構(gòu)型模型

以L1Ⅰ-2小層為例說明孤立-側(cè)疊式接觸關(guān)系的模擬效果，該小層單河道孤立-側(cè)疊式接觸關(guān)系最明顯是在A4井和A5井所鉆遇的單河道(圖4)。在近物源方向，早期兩個水下分流河道沒有疊置關(guān)系，隨著河道的延伸，到后期河道逐漸側(cè)疊，東側(cè)河道不斷疊置在西側(cè)河道的側(cè)緣，在河道末端兩個水下分流河道呈孤立式分布。其余部位的河道不同期次發(fā)育規(guī)模不同，主要是在河道末端側(cè)疊或孤立分布。單河道內(nèi)部河道延伸方向上河道擺度不大，河道中心線沿北東向分布，側(cè)向偏移量小。模擬效果與地質(zhì)研究認識吻合。

圖4 潿洲11-1N油田流一段L1I-2小層單河道模型Fig .4 Single channel modeling of 2nd layer of L1I Formation in WZ11-1N oilfield

3.1.2切疊式水下分流河道構(gòu)型模型

按照“平戰(zhàn)一體、精干高效”的原則要求，合理協(xié)調(diào)聯(lián)合作戰(zhàn)指揮和裝備保障的思路與計劃，是新時代裝備保障能力生成的關(guān)鍵。因此，新體制下的裝備保障機構(gòu)，應(yīng)根據(jù)一體化聯(lián)合作戰(zhàn)要求，將裝備保障計劃納入整體作戰(zhàn)指揮計劃當中。這樣，裝備保障的計劃思路就會與作戰(zhàn)指揮的計劃思路保持一致，以確保裝備保障始終能靈活、機動、準確地滿足一體化聯(lián)合作戰(zhàn)的需要。

以L1Ⅳ-1小層為例說明切疊式水下分流河道模擬效果，該小層以切疊式沉積模式為主，整體發(fā)育3條水下分流河道的認識與模擬結(jié)果吻合(圖5)。單河道間經(jīng)過多期切疊形成復(fù)合河道，水下分流河道發(fā)育各種切疊樣式，有頂部切疊、側(cè)翼切疊和多重切疊。頂部切疊的河道主要發(fā)育在中間的復(fù)合河道內(nèi)部，屬于水下分流河道的集中發(fā)育部位，晚期河道的發(fā)育位置與早期河道基本相同，故直接侵蝕早期河道沉積形成近似垂直疊置的效果。側(cè)翼疊置主要反映河道的側(cè)向遷移，與頂部切疊相比其疊置的規(guī)模大，對原有水下分流河道的改造作用強。多重混合疊置是側(cè)翼切疊與頂部切疊的混合狀態(tài)，水下分流河道的剖面顯示呈現(xiàn)魚鱗狀或疊瓦狀。

圖5 潿洲11-1N油田L1Ⅳ上-1小層提取單河道模型Fig .5 Single channel model of 1st layer of L1Ⅳ Upper Formation in WZ11-1N oilfield

3.2 流一段整體儲層構(gòu)型模型及屬性模型

整體來看，潿洲11-1N油田流一段儲層構(gòu)型模型(圖6)能夠較好地反映前期的地質(zhì)認識，扇三角洲沉積的特點以及水下分流河道、河口壩和前緣席狀砂的分布形態(tài)和規(guī)模等要素模擬清楚。從近物源方向A9P—A12井剖面(圖7)來看，構(gòu)型模型砂體的垂向展布和側(cè)向擺動規(guī)律與認識一致，A9—A16井在L1Ⅳ上的復(fù)合砂體形態(tài)及疊置關(guān)系刻畫準確，在L1Ⅳ上局部順物源方向N4—A11井剖面形態(tài)較平坦，河道的擺動和旋回性與認識一致。垂向上砂體整體上呈反“S”型的特征明顯，自下而上先后經(jīng)歷了往西側(cè)遷移、往東側(cè)遷移再往西側(cè)遷移的過程。

從遠物源A8—A7HP井剖面看(圖8)，A8井在L1Ⅱ油組的水下分流河道砂垂向切疊關(guān)系刻畫準確，A5井、A6井局部順物源方向砂體延伸平緩。L1Ⅳ下油組砂體反復(fù)疊置，在A4、A5井附近形成多處側(cè)疊接觸關(guān)系。此外，從順物源A10井-A8H1井剖面(圖9)來看，砂體進退垂向呈現(xiàn)“Z”型，從L1Ⅳ下油組整體退積到L1Ⅳ上油組開始進積，再到L1Ⅱ油組又開始退積的地質(zhì)認識在構(gòu)型模型中得到了很好的體現(xiàn)。由此可見，流一段儲層構(gòu)型模型整體規(guī)律符合前期的地質(zhì)認識，已達到四級構(gòu)型建模標準。

在構(gòu)型建模的基礎(chǔ)上，采用“構(gòu)型控、趨勢控”的方式建立了孔隙度模型(圖10)。之后根據(jù)前期地質(zhì)研究的成果，通過計算獲得滲透率模型，并在含油面積及油水界面的控制下相控模擬建立飽和度模型。最終在孔隙度模型、滲透率模型和飽和度模型的共同約束下建立凈毛比模型。

圖6 潿洲11-1N油田流一段儲層三維構(gòu)型模型Fig .6 3D Architecture model of L1 Formation in WZ11-1N oilfield

圖7 潿洲11-1N油田流一段連井構(gòu)型研究模式圖及構(gòu)型模型剖面(過A9P—A12井)Fig .7 Architecture model intersection of L1 Formation in WZ11-1N oilfield(from A9P to A12)

圖8 潿洲11-1N油田過A8—A7HP井流一段構(gòu)型研究模式圖和構(gòu)型模型剖面圖Fig .8 Architecture model intersection along A8—A7HP,L1 Formation,WZ11-1N oilfield

圖9 潿洲11-1N油田過A10—A8H1井流一段構(gòu)型研究模式圖和構(gòu)型模型剖面圖Fig .9 Architecture model intersection along A10—A8H1,L1 Formation,WZ11-1N oilfield

圖10 潿洲11-1N油田流一段L1Ⅰ-2小層 水下分流河道孔隙度模型Fig .10 Porosity model of underwater distributary channel of 2nd layer of L1Ⅰ Formation in WZ11-1N oilfield

3.3 模型可靠性驗證

3.3.1靜態(tài)盲井驗證

選取A8S2井作為驗證井，在模擬過程中不參與模擬，對模型的合理性進行驗證。通過對比A8S2井參與模擬的模型(圖11a)和不參與模擬的模型(圖11b)，在沉積微相作為趨勢控制的條件下，A8S2井不參與模擬的模型與參與模擬的模型差別較小，兩次模擬結(jié)果各相所占百分比幾乎一致。其中，A8S2井不參與模擬時，河道占比為18.3%，原始模型為16.4%；泥巖占比為63%，原始模型為64.6%；河口壩占比3.2%，原始模型為3.3%；前緣席狀砂占比與原始模型相同。通過對比A3—A8S2—A15連井剖面，在A8S2井不參與模擬時，受原趨勢作用，原A8S2井所處位置砂巖規(guī)模變大，厚度相對原模型變厚，其他井的模擬結(jié)果也沒有受到影響。

圖11 潿洲11-1N油田流一段構(gòu)型模型靜態(tài)盲井驗證效果Fig .11 Blind wells verification of architecture model of L1 Formation in WZ11-1N oilfield

3.3.2動態(tài)流線模擬驗證

L1Ⅱ油組A3井區(qū)現(xiàn)有開發(fā)井5采2注，注水井為A9、A13井，采油井為A3、A8S2、A1、A7S1、A2井。生產(chǎn)動態(tài)表明A3、A9井間注采連通，A13井與各采油井均連通。

結(jié)合模型流線模擬(圖12)，A3—A13井組整體基本處于河道上，有多條河道側(cè)疊或切疊連通。河道間物性雖存在差異，但差異不大，動態(tài)上體現(xiàn)在見水時間和含水上升速度的差異，但從連通性來看，A3—A13井組整體油水井間連通性好，與動態(tài)認識吻合。

圖12 潿洲11-1N油田流一段L1Ⅱ上油組流線模型Fig .12 Fluvial model of Upper oilgroup of L1Ⅱ Formation in WZ11-1N oilfield

3.4 指導(dǎo)油田增產(chǎn)挖潛效果

3.4.1注水井調(diào)驅(qū)

在新的儲層地質(zhì)模型基礎(chǔ)上，開展剩余油分布研究，結(jié)合剩余油分布認識和小層疊置與注采連通關(guān)系分析，認為注水井A9井與A3、A8S2、A1等3口井連通。因此，針對A9井存在注水量不均與采油井產(chǎn)出不均的問題，2018年2月對注水井A9井進行調(diào)驅(qū)，對應(yīng)采油井A3、A8S2、A1井均受效，其中A3井含水從74%下降至70%，A8S2井含水從66%下降至61%，A1井含水從42%下降至36%，3口采油井增油90 m3/d，預(yù)測累增油2.98×104m3，實現(xiàn)了降水增油的目的。

3.4.2調(diào)整井井位研究

新的L1Ⅳ油組剩余油分布研究認識到該層位剩余油富集，與儲層連通性相結(jié)合指導(dǎo)調(diào)整井井位研究，已設(shè)計部署3口水平井完善注采井網(wǎng)(2采1注)，預(yù)計3口井產(chǎn)油170 m3/d，可累增油23.9×104m3。

4 結(jié)論

1) 以基于目標模擬為主要建模方法，給出了構(gòu)型基本單元模擬參數(shù)確定方法，探索出了1套扇三角洲儲層構(gòu)型建模思路和方法。建立了潿洲11-1N油田流一段儲層地質(zhì)模型，模型結(jié)果驗證可靠。

2) 基于新的儲層地質(zhì)模型，對潿洲11-1N油田注采連通性與剩余油分布有了新的認識，結(jié)合研究成果實施了1口注水井調(diào)驅(qū)與3口調(diào)整井井位研究，預(yù)測累增油26.9×104m3，實現(xiàn)了采油井降水增油、提高油田采收率的效果。