基于油藏精細描述的復雜小斷塊剩余油分布研究

2013-09-05 07:49:34周雪菡劉新球

石油化工應用 2013年1期

陳琦，吳杰，周雪菡，劉新球

（1.長江大學石油工程學院，湖北武漢 430100；2.渤海鉆探鉆井技服職工培訓管理中心，天津大港300280；3.吐哈油田公司邱東采油廠，新疆鄯善 838202）

紅南9塊在開發的不同階段表現出差異性較大。不同的開發階段需要對研究區塊作精細油藏描述。油藏精細描述是開發中后期開展剩余油研究的基礎。在精細油藏描述的基礎上建立反應油田客觀實際的地質模型。結合油藏數值模擬技術，通過歷史擬合建立符合油藏實際的儲層預測模型，能夠更合理的定量描述復雜小斷塊油藏剩余油的分布規律。

1 紅南9斷塊油藏概況

紅南9塊構造整體被一個近南北走向和近東西走向的兩組斷層切割所成的低幅度斷塊圈閉群，構造復雜。本次研究目的層段為白堊統的三十里大墩組（K1S）和上侏羅統的喀拉扎組（J3K）。區塊共劃分為K1S1、K1S2、J3K1、J3K2四個油組。縱向各油組差異明顯，非均質性明顯。整個區塊儲層孔隙度15%～30%，滲透率 36×10-3～130×10-3μm2，屬于中孔，中低滲儲層。目前面臨的主要問題有底水錐進快、井網不完善和水驅效果差。

2 建立油藏地質模型

儲層地質模型是油藏精細描述的核心。儲層地質建模的實質就是建立儲層參數的三維空間分布模型。它在油藏勘探開發中發揮了重要作用，尤其是在油氣田的開發階段，建立定量的儲層三維地質模型是進行油氣田開發分析的基礎。

紅南9塊油藏地質建模方法是采用Petrel2009中相控隨機建模技術。地質建模以油組底界地震解釋構造圖為基礎，采用井點分層約束，建立油藏構造和斷層模型。在此基礎上，利用地質成果和測井解釋成果，應用隨機方法和確定性方法建立油藏參數模型。考慮到紅南9塊油藏縱向上分布4個油組，并且油組間斷裂系統不一致，故采用分油組建模思路，分別建立喀拉扎組二段J3K2油藏地質模型、喀拉扎組一段J3K1地質模型、三十里大墩組二段K1S2和三十里大墩組一段K1S2地質模型。

3 建立油藏數值模型

3.1 數值模型網格劃分

數值模擬采用eclipse數模軟件。根據油藏實際情況，并結合計算機的運算能力和模擬精度要求，需要將地質模型網格粗化。紅南9塊各油組的網格劃分方案為（見表1）。

3.2 生產歷史擬合

生產歷史擬合是將數值模擬計算得到的開發動態與油田實際的生產動態進行比較，對影響開發動態的參數進行調整，使計算動態和實際動態相符。通過歷史擬合，達到核實、修正地質模型，研究地下油水運動規律的目的。

3.2.1 參數調整原則歷史擬合過程中，由于不確定參數多，可調自由度大，為了避免修改參數的隨意性，需要對相關參數進行敏感性分析，確定參數的可調范圍，使模型參數在合理范圍內調整。

表1 紅南9斷塊各油組網格劃分結果表

（1）孔隙度的調整。根據油藏單井解釋成果，紅南9塊孔隙度在15%～30%之間，縱向上和橫向上變化不大，擬合過程中，可以在個別區域作合理的，小幅度調整。（2）滲透率的調整。由于測井解釋和巖心分析結果與實際有一定的差別，油藏各層滲透率在平面和縱向上變化較大。在擬合過程中，可對滲透率的值作較大范圍的調整。（3）有效厚度的調整。由于油藏各層的有效厚度已經過多次復算，準確度高，可以作為確定的參數來處理。但由于模擬時網格插值所帶來的誤差，也可以作較小的修改。（4）巖石和流體壓縮系數的調整。由于這些系數變化范圍一般較小，可以作為確定參數處理。但由于油藏中壓力，溫度，溶解氣的影響，允許作一些小的調整。（5）相對滲透率曲線的調整。由于油藏存在較強的非均質性，且實驗測定的相滲曲線只反映有限區域的情況。因此，可以對相滲曲線給以合適的初值，根據油藏實際動態情況作較大的調整。（6）油、氣、水的PVT屬性調整。在擬合過程中，可以作適當的，較小調整。

3.2.2 擬歷史合方法歷史擬合的基本思路是先整體擬合，后局部，最后單井擬合。擬合的主要指標有全區儲量，壓力，注采量，含水，氣油比以及單井的生產動態。首先通過調整孔隙度和有效厚度以及油、水、巖石的壓縮系數擬合儲量。接著對全區的壓力，含水，氣油比，產量進行趨勢擬合。全區模擬以定液量生產，擬合主要修改局部滲透率，方向傳導率。最后在全區擬合的基礎上進行單井動態擬合，其中單井擬合主要通過調整相滲曲線，局部有效厚度，局部滲透率和孔隙度。

3.2.3 擬合結果分析紅南9塊四個油組總的原始地質儲量349.21×104t，模擬地質儲量338.48×104t，誤差3.07%，符合模擬精度要求。四個油組的模擬都采用定液量生產，各斷塊累產油擬合誤差都控制在6%以內，且累積產水，日產油，日產水，含水率等指標都擬合較好，符合要求。在全區擬合的基礎上，各單井的擬合也達到了較好的效果。表明擬合基礎上的油藏數值模型可以用于剩余油的研究以及開發方案的預測（見圖1、圖2）。

4 剩余油分布規律

4.1 平面剩余油分布規律

（1）斷層附近剩余油。紅南9斷塊受斷層切割嚴重，現有的井網大多控制不住這些區域。從紅南剩余油飽和度場圖可以看出，不管是主力大斷層，還是小斷層，周圍都是剩余油富集。

（2）水淹導致剩余油平面分布廣泛。由于底水快速錐進，油井井筒附近50～100 m范圍以內，剩余油分布較少，而在100 m以外的區域，剩余油分布較多。

（3）井網控制不到的區域，剩余油富集。紅南9斷塊受斷層切割比較嚴重，大部分斷層是封閉斷層，油層平面上連通較差，由于井網控制程度不完善加上斷層切割作用，導致井間區域或是現有井網沒能控制的區域，形成剩余油富集區。

4.2 縱向剩余油分布規律

儲層非均質性，縱向層間干擾嚴重，油藏縱向各小層儲量動用程度差異較大，造成單層采出程度差異大。動用差的油層一般都表現出物性、含油性差等特點，形成剩余油富集層。

縱向上，主力油層主要分布在K1s1油組、K1s2油組K1s2-7小層及J3k1油組J3k1-1、J3k1-7、J3k1-13、J3k1-20小層及J3k2油組J3k2-1小層，與非主力油層相比，原始含油飽和度高，孔隙度和滲透率好，采出程度比較高，產油量也高；而非主力油層儲層物性較差，原油動用程度相對較低。但由于主力油層的有效厚度遠大于非主力油層，且分布范圍廣泛，所以剩余油儲量仍主要分布在主力油層中，是挖潛的主要對象。

4.3 沉積微相與剩余油關系研究

紅南9塊為淺水辮狀河三角洲沉積。其中三十里大墩組和喀拉扎組一段屬于辮狀河三角洲前緣沉積亞相，喀拉扎組二段屬于辮狀河三角洲平原沉積亞相沉積。發育水下分流河道、河口壩、席狀砂、支流間灣和湖泥五種沉積微相。

研究表明，沉積微相的差異決定了儲層的非均質性，控制了油氣的分布位移。河道發育好，砂體連續性強的儲層為原始油氣的聚集提供了很好的儲集空間。這些層的原始儲量都相對較高，也是開發后期剩余油分布的主要區域。例如K1S2油層組，縱向是上分為8個小層，沉積微相研究表明K1S2-1，K1S2-2，K1S2-3，K1S2-4，K1S2-5層河道發育極差，砂體連片性較差，主要發育席狀砂和湖泥沉積微相。測井解釋不含油，原始儲量幾乎為零。K1S2-6，K1S2-7，K1S2-8河道發育極好，砂體連片性好，主要發育水下分流河道，河口壩沉積微相，原始地質儲量豐富。

5 剩余油潛力分析

利用數值模擬的研究成果，將縱向上22個油層分類，按剩余儲量分為三類，然后分類討論紅南9塊油藏的挖潛方向。

5.1 剩余油分類標準

以儲量為主，結合滲透率，含油面積，油砂體形狀，沉積微相進行如下分類（見表2）。

分別統計油組原始地質儲量、累積產油量、累積產水量，根據不同級別油層標定采收率，計算單層可采儲量和剩余可采儲量，最終得到各個油層的可采儲量。紅南9斷塊剩余油潛力分析（見表3）。

5.2 剩余油挖潛方向研究

（1）K1s1油組。K1s1油組為Ⅰ類油層，原始地質儲量為 104.25×104t，累積產油量為 3.76×104t，采出程度3.6%，剩余地質儲量100.49×104t。由剩余油分布情況來看，剩余油主要分布在局部井網控制差的地區以及由于底水錐進，油井水淹形成的剩余油分布。挖潛方向主要完善井網，控制油井的底水錐進。

（2）K1s2油組。K1s2油組中有Ⅰ類油層一個，為K1s2-7小層，原始地質儲量為68.04×104t，累積產油量為6.72×104t，采出程度9.98%，剩余地質儲量61.32×104t。K1s2油組剩余油在平面分布較廣，主要集中在油井井間。挖潛方向主要在剩余油富集區域部署新井，并完善注采井網。

K1s2油組中有Ⅱ類油層一個為K1s2-8小層，原始地質儲量為 6.37×104t，累積產油量為 0.36×104t，采出程度5.56%，剩余地質儲量6.01×104t。挖潛方向主要完善注采井網。

（3）J3k1油組。共有兩個Ⅱ類油層，分別為J3k1-1和J3k1-20小層，其中J3k1-1小層原始地質儲量為73.64×104t，累積產油量為 6.57×104t，采出程度 8.92%，剩余地質儲量67.07×104t；J3k1-20小層原始地質儲量為11.16×104t，累積產油量為 0.3×104t，采出程度 2.65%，剩余地質儲量10.86×104t。J3k1油組剩余油在平面分布斷層附近，沒有控制油井控制區域，以及注水不能波及到區域。下步挖潛方向主要集中在部署新井，增加油層控制程度，同時調整注采對應關系。

（4）J3k2油組。J3k2油組中有Ⅰ類油層一個，為J3k2-1小層，原始地質儲量為26.42×104t，累積產油量為2.02×104t，采出程度7.65%，剩余地質儲量24.40×104t，J3k1油組剩余油在平面分布構造高部位，以及沒有油井控制區域。由于該油組儲量規模小，潛力不大，應不做主要潛力區進行挖掘。