張曉明, 吳勤博, 鄒焰, 王皓立, 韓明, 郭龍飛, 狄曉磊, 屈樂

(1.中國石油長慶油田分公司第八采油廠, 西安 710069; 2.西安市致密油(頁巖油)重點實驗室(西安石油大學(xué)), 西安 710065)

低滲透和特低滲透致密砂巖油氣藏分布廣泛,但開發(fā)難度很大[1-2]。近年來,常規(guī)油氣儲量急劇下降,低滲透油氣藏日益受到重視[3-4]。鄂爾多斯盆地是一個含多套油層的克拉通盆地,其中三疊系延長組含油性能最好。延長組發(fā)育大型陸相碎屑巖沉積體系,致密砂巖儲層非均質(zhì)性強[5-6]。在低滲透和特低滲透儲層背景下,強非均質(zhì)儲層剩余油分布規(guī)律和影響因素是一個研究熱點和難點[7-8]。此外,隨著油氣勘探開發(fā)的滾動發(fā)展,獲取剩余油分布特征動態(tài)變化規(guī)律,可以為油田可持續(xù)發(fā)展提供重要依據(jù)[9-10]。對于老油田來說,如何延長其生命周期,獲得更高的采出程度是一個科學(xué)問題。要解決該科學(xué)問題,需要結(jié)合靜態(tài)和動態(tài)數(shù)據(jù),采用數(shù)值模擬方法對致密油藏地質(zhì)結(jié)構(gòu)及剩余油分布進行精細定量表征。

鄂爾多斯盆地延長組頻繁互層的砂泥巖地質(zhì)結(jié)構(gòu)造成致密砂巖儲層具有強非均質(zhì)性,油氣分布規(guī)律復(fù)雜[1-3]。延長組長1段到長10段均有油氣資源分布,但隨著長時間的油氣開發(fā),很多地區(qū)的主力產(chǎn)層開始出現(xiàn)高含水,原油以剩余油的形式分布在特低-超低滲儲層中[4-5]。如何有效預(yù)測和開發(fā)剩余油資源是油田增儲上產(chǎn)及老井挖潛的重要工作[6-7]。鄂爾多斯盆地西北部姬塬油田鐵邊城地區(qū)學(xué)3區(qū)塊的主力產(chǎn)層為長2油層組,采用注水開發(fā)生產(chǎn)方式進行油氣開發(fā)。但是,今年來,長2油層組逐漸顯現(xiàn)出一些開發(fā)矛盾。例如,受頻繁欠注影響,油藏壓力保持水平下降明顯,導(dǎo)致供液能力下降[8-9]。目前,學(xué)3區(qū)塊長2油層組平均單井注入壓力13.7 MPa,吸水能力變差,水井頻繁堵塞。此外,局部油層開始出現(xiàn)暴性水淹,治理難度大。近年來,油藏局部地層堵塞頻繁,低產(chǎn)井比例不斷增加,且井間產(chǎn)能差異大。

因此,現(xiàn)利用大量地質(zhì)、測井資料系統(tǒng)開展長2油層組剩余油分布數(shù)值模擬研究,以期獲得剩余油分布規(guī)律新認識,進而為下一步油藏開發(fā)措施調(diào)整提供指導(dǎo)。

1 地質(zhì)背景

圖1 研究區(qū)區(qū)域構(gòu)造位置示意圖

2 長2油層組儲層特征

2.1 巖性及沉積結(jié)構(gòu)

研究區(qū)長2段粒度較細,結(jié)構(gòu)成熟度較高,代表遠源沉積[10-11]。鏡下顯微組分鑒定結(jié)果顯示,所發(fā)育的巖性包括巖屑長石砂巖及長石巖屑砂巖(圖2)。學(xué)3區(qū)長2碎屑成分以長石為主,其含量為18.0%～56.4%,平均為37.8%;其次為石英,含量為15.5%～48.3%,平均為26.12%。粒徑一般為0.1～0.3 mm,最大粒徑在0.25～0.45 mm。

圖2 學(xué)3區(qū)長2段巖石類型三角圖

對長2油層組巖心的沉積結(jié)構(gòu)進行了系統(tǒng)的觀察,部分巖心樣品的照片結(jié)果見圖3。

圖3 長2油層組砂巖儲層沉積構(gòu)造特征

水平層理代表穩(wěn)定的沉積環(huán)境[圖3(a)],可見明顯具有不同粒度的沉積所形成的層理結(jié)構(gòu)[12-13]。該類砂體通常形成于安靜的水體中,表明同沉積期構(gòu)造活動不活躍;板狀交錯層理代表相對淺層砂體發(fā)生不斷遷移而形成[圖3(b)]。圖3(b)中的板狀結(jié)構(gòu)層理的角度約為35°,砂體遷移速率較高。

此外,部分巖性中可見蟲孔構(gòu)造[圖3(c)],蟲孔構(gòu)造主要垂直于層理方向擴展,代表該層處于一定氧化區(qū),生物活動較為活躍;目的層中還可見沙紋交錯層理,如圖3(d)所示。沙紋結(jié)構(gòu)呈羽狀透鏡狀擴展,組成砂泥頻繁互層的復(fù)雜結(jié)構(gòu)[14-15]。沙紋結(jié)構(gòu)代表該區(qū)域水動力條件較強,其通常不利于有機質(zhì)的保存,但該區(qū)域砂體的沖刷強度較高,砂體的物性可能會得到一定程度的改善。復(fù)雜的古沉積環(huán)境造成了目的層砂體豐富的沉積構(gòu)造特征。

2.2 物性及孔隙類型

圖4 長2段孔隙類型分布圖

原生粒間孔主要發(fā)育與石英顆粒之間,且外圍多包括有綠泥石[圖5(a)]。目的層中的溶蝕作用也較為強烈,由圖5(b)和圖5(c)可見溶蝕作用在長石顆粒中極為強烈,溶蝕作用破壞了顆粒內(nèi)部結(jié)構(gòu),形成連通性較強的孔隙團[16-17]。因而,這類孔隙的連通性通常較好。

圖5 長2段孔隙組合類型

另外,儲層內(nèi)部填隙物中也可觀察到大量微孔隙[圖5(d)],這類孔隙尺寸較小,且聯(lián)通性差;只有當(dāng)發(fā)育一些微裂縫時,孔隙間的聯(lián)通性才有一定程度提高[17-18]。

3 三維地質(zhì)建模

3.1 建模工作流程

3.2 三維地質(zhì)結(jié)構(gòu)模型的建立

確定學(xué)3地區(qū)地質(zhì)模型的5個模擬單元。建模是從深度域做起,建模邊界條件:精細模型工區(qū)面積6.42 km2,工區(qū)內(nèi)井?dāng)?shù)128口。

3.3 儲層屬性模型

采用相控參數(shù)場隨機模擬方法,即在建立巖相邊界控制下進行儲層屬性隨機模擬(圖6)。砂體展布采用序貫指示方法實現(xiàn),儲層物性參數(shù)則采用序貫高斯方法來實現(xiàn)。

圖6 目的層的巖相模型

3.3.1 巖相模型

利用測井曲線中劃分的巖相,劃分的標準是對于有儲集能力和滲透能力的砂巖劃分為砂層,無儲集能力和滲透能力的劃分為泥巖[22-25]。通過這樣劃分可以很好地反映儲層的空間分布,有利于控制儲層物性模型的計算。

依據(jù)學(xué)3地區(qū)塊測井綜合處理后的小層成果可以較好地劃分開砂巖、泥巖(圖6)。對網(wǎng)格數(shù)據(jù)作粗化處理,即為網(wǎng)格單元產(chǎn)生一個有代表性的數(shù)據(jù)值。

孔隙度、含油飽和度為標量,并且在三維空間中的變化不大,因而粗化方法采用算術(shù)平均值;而滲透率為空間矢量,并且其數(shù)據(jù)在三維空間下變化劇烈,故使用幾何平均進行數(shù)據(jù)粗化[25-27]。

變差函數(shù)分析被用來確定對砂體縱橫向展布進行約束,并確定砂巖層變程方向的物源方向,變差類型則選擇球型,而對于塊金值人為的給定為0。這樣可以使計算結(jié)果更符合地質(zhì)規(guī)律。

3.3.2 儲層物性模型

目的層物性參數(shù)的垂向分布特征如圖7所示。協(xié)克里金函數(shù)被用來進行物性參數(shù)差值處理。為了提高所建立模型的準確度,利用測井解釋的孔、滲及含水飽和度結(jié)果對模型進行約束。

圖7 學(xué)76-75井～學(xué)76-86井物性參數(shù)模擬剖面

3.4 模型驗證

根據(jù)地層沉積特征、砂體展布特征、孔、滲等儲層參數(shù)分布特征等地質(zhì)認識在縱橫向的分布規(guī)律,通過不斷調(diào)節(jié)模型使得模擬結(jié)果與實際地質(zhì)認識最為匹配。

對比了模擬的孔、滲、含水飽和度結(jié)果與模擬結(jié)果之間的誤差,結(jié)果見圖8,其中包括輸入的測井曲線值、離散后的測井解釋結(jié)果及模擬值,這3個值之間存在一定誤差。

圖8 目的層各物性參數(shù)的模擬結(jié)果與測井解釋結(jié)果的對比

測井解釋結(jié)果是經(jīng)過實測值校正之后的結(jié)果,具有高精度特征,是單井縱向儲層識別的主要依據(jù)。測井離散值代表對模型網(wǎng)格賦值后各單元的實際值,其通常略高于或低于實際測井值。而模擬值代表了數(shù)值模擬后的預(yù)測結(jié)果。

將模擬結(jié)果與原始測井值進行了對比,結(jié)果顯示,兩者的誤差小于5%(圖8)。因此,兩個結(jié)果極為一致,表明模型預(yù)測結(jié)果是可靠的。

4 剩余油分布規(guī)律研究

4.1 網(wǎng)格劃分

采用ECLIPSE軟件開展油藏數(shù)值模擬。數(shù)值模擬網(wǎng)格為笛卡爾坐標系下的等距網(wǎng)格。所劃分的網(wǎng)格密度為20 m×20 m,縱向網(wǎng)格大小為1.5 m,劃分為32個。學(xué)3區(qū)模型形成了一個165×137×32的網(wǎng)格系統(tǒng),網(wǎng)格節(jié)點總數(shù)為714 523個,且所選的網(wǎng)格類型為角點網(wǎng)格。

4.2 生產(chǎn)動態(tài)指標擬合

油藏數(shù)值模擬需要進行產(chǎn)能的生產(chǎn)歷史擬合。主全區(qū)的產(chǎn)油及產(chǎn)水?dāng)M合結(jié)果見圖9,可以看出,擬合結(jié)果與實測結(jié)果基本上是一致的。擬合過程中,充分考慮儲層的特性,調(diào)整砂體、物性等參數(shù)到合理的范圍內(nèi)。

圖9 研究區(qū)整體日產(chǎn)油及含水率擬合曲線

4.3 剩余油分布規(guī)律

圖10 長層及長層剩余油分布圖

目前, 隨著中國大多數(shù)油田進入開發(fā)中后期,如何有效開發(fā)剩余油成為下一步增儲上產(chǎn)的重要研究方向,其也是當(dāng)前油田實現(xiàn)穩(wěn)產(chǎn)的熱點問題。在利用大量地質(zhì)及測井解釋結(jié)果基礎(chǔ)上,利用三維模擬方法實現(xiàn)了相控建模及剩余油的精細刻畫。進而得出剩余油的分布規(guī)律:微相控制剩余油分布方向、物性+注水+井網(wǎng)控制剩余油富集差異的認識。

基于上述認識,建議在剩余油分布區(qū)部署加密井,提高剩余油的動用程度。對于初期產(chǎn)量相對較高,目前多為低產(chǎn)井的剩余油分布區(qū),宜對油井實施小規(guī)模壓裂,提高單井產(chǎn)量,進而使得縱向剩余油得到充分動用。因此,研究對后期致密油藏開發(fā)方案的科學(xué)制定具有極為重要的意義。

5 結(jié)論

(2) 根據(jù)相控原則,建立了主力產(chǎn)層的物理屬性模型及流體模型;進而,開展了剩余油分布數(shù)值模擬研究。物性模擬結(jié)果與測井結(jié)果誤差低于5%,模擬結(jié)果可靠。通過基于實測產(chǎn)水及產(chǎn)油量約束的歷史生產(chǎn)曲線擬合,獲得了剩余油的縱橫向分布結(jié)果。

(3)研究顯示,剩余油分布受砂體邊界、物性差異及注采關(guān)系的影響。剩余油整體上成片分布,但是受油藏物性差異的影響,注水多呈不均勻受效,因而造成局部剩余油富集。剩余油主要分布在砂體邊界處,這些區(qū)域無井網(wǎng)控制,因而水驅(qū)程度低,剩余油分布較多。受長期注采的影響,井間會形成高滲區(qū),這些其余類似高速通道,會發(fā)生快速水淹,其周邊則形成剩余油滯留區(qū)。