致密油儲層評價及含油富集區優選

趙 輝，劉玉峰，李紅英

（中國石油長慶油田分公司第三采油廠，寧夏銀川 750006）

致密油儲層評價及含油富集區優選

趙 輝，劉玉峰，李紅英

（中國石油長慶油田分公司第三采油廠，寧夏銀川 750006）

研究區緊鄰優質烴源巖，儲集空間縱、橫向變化大、非均質性強、巖性致密、油藏局部微裂縫發育，富集區預測難度較大，油藏開發潛力未能充分發揮，該區域目前已進行水平井開發試驗，初期產量高、產量遞減快、注水易水淹、穩產難度大等開發矛盾日益突出。本文通過開展儲層精細描述，對屬性參數空間展布規律進行刻畫，預測含油富集區，為水平井提高單井產量和下步開發調整提供充分的理論依據和科學指導。

致密油；儲層評價；水平井

研究區區域構造屬陜北斜坡西南端一西傾單斜，儲層M6為湖泊三角洲相沉積，油藏類型為典型的巖性油藏，儲層物性較差，屬致密油Ⅲ類儲層，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。該區含油面積大，油層相對穩定，構造平緩，隔夾層不發育，具有水平井開發的地層條件。截止2016年底，該區共完鉆水平井30口，投產初期平均日產油9.7 t。

1 儲層特征研究

圖1 儲層巖石類型三角分類圖

在了解區域構造和沉積特征的基礎上，通過測井與化驗分析和試油等相關資料定性、定量地進行儲層特征研究[1-4]。

1.1 巖石學特征

巖屑成分：根據巖石薄片資料統計，研究區儲層巖石類型以灰褐色粉細-細粒巖屑質長石砂巖為主，石英含量27.4%，長石含量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：研究區填隙物總量為20.30%，主要成分為綠泥石、鐵方解石、水云母、網狀黏土、鐵白云石等，含有少量的硅質、高嶺石、長石質礦物。鐵方解石含量最高為6.45%，綠泥石含量次之為6.34%，網狀黏土含量為2.09%，水云母含量為2.34%。

圖2 粒度分布直方圖

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

通過薄片資料分析，儲層孔隙類型以長石溶孔、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結果表明，孔喉結構較差，主要表現在儲層排驅壓力較低，喉道中值半徑較小，孔喉分選較好。

1.2 儲層物性特征

采用研究區6口井603樣點進行統計，結果顯示，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，儲層滲透率與孔隙度的正相關關系差，說明滲透率的變化既受孔隙發育程度控制，又受次生孔隙影響。

圖3 孔、滲交匯圖

1.3 儲層電性特征

儲層電性顯示自然伽馬呈相對高值，SP負異常幅度中等－?。恢懈呙芏戎?.40 g/cm3～2.56 g/cm3，中低聲波時差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，大部分儲層為中等電阻率值，利用聲波時差-電阻率、補償密度-電阻率可以把干層、差油層、油層有效區分開（見圖4）。

1.4 儲層含油性特征

根據研究區巖心、錄井資料統計，含油顯示級別主要有油斑、油跡。根據試油資料，油跡及油跡以下級別的砂巖基本不具有工業價值，試油取得工業油流的層段普遍以油斑級為主，同時通過聲波時差與電阻率關系圖可以看出，油層下限為聲波時差217 μs/m，電阻率下限40 Ω·m。

1.5 裂縫特征

對研究區10口井M6地層中出現的裂縫傾角進行了統計分析，水平縫未見發育，低角度縫發育極少，主要發育斜交縫、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，研究區裂縫發育規模及方向差別較大，其中南部地區，裂縫相對發育。

1.6 小層劃分

結合研究區沉積特點，結合地層巖性、電性組合特征，通過確立標準井和基準剖面、鄰井追蹤、地層厚度相近、旋回對比的方法，對全區166口探評井+開發井進行了地層劃分。共劃分為3個油層段，自上而下為：M61、M62、M63。可以看出，烴源巖主要分布在M61段，發育厚度不一，自西向東烴源巖逐漸變薄。底部M63凝灰巖標志層明顯，具有高伽馬、低電阻、高聲波時差電性特征，全區分布穩定。M62為主力目的層，M63基本不發育油層，從剖面上看M62和M63地層厚度分布相對穩定。

圖4 儲層聲波時差-電阻率關系圖

2 三維儲層建模

本次項目研究主要借助于地質知識庫、測井、測試資料開展屬性參數構建，考慮到研究區井網較密，井點分布比較均勻，構造模型主要采用確定性建模，而針對屬性參數建模主要采用隨機模擬的方法，根據水平井鉆進情況，繪制水平井軌跡與小層對比剖面，分析水平井鉆井效果和三維地質建模精度，及時修正、完善三維地質模型，為富集區優選提供依據。

2.1 網格設計及數據準備

本次項目研究共采用了166口井的數據進行三維儲層建模，工區面積約300 km2，小層平均厚度大約為30 m；地質網格設計：281×378×30（50 m×50 m×3 m）；網格總數約318萬。輸入的建模數據包括井筒數據和測井數據，其中井筒數據為井坐標、垂深、補心海拔以及各井的分層數據；測井數據為常規標準化后的九條曲線以及構建的測井敏感屬性參數，包括（Φ、K、Vsh、Φ×RI、TOC、BI、RI等）。對每類數據都進行了檢查，并作校正和調整。利用井曲線離散化給井曲線穿過的網格單元賦值，控制井間的屬性分布，最后利用軟件中可視化工具對加載后的各種數據進行了檢查、校正和調整，以保證數據質量控制。

2.2 構造模型

地層格架模型采用確定性建模方法，使構造層面完全忠實于測井分層數據，形成各個等時層的頂、底層面模型，然后將各個層面模型進行空間疊合，建立儲層的空間格架。根據地層精細對比得出的分層數據資料，利用PETREL建模軟件分別建立M6儲層四個頂底面的三維構造模型，構造圖上可以看出，M61構造局部變化相對較大，主要原因在于M61烴源巖沉積厚度變化較大，有的發育一套，有的發育兩套，M62頂部標志層明顯，構造相對比較平緩，局部存在構造高點。

2.3 屬性模型

屬性建模方法是先將井點測井解釋的屬性參數連續點數據粗化到相應的3D網格上，形成單井模型。然后根據單井粗化的屬性參數將地層劃分為30個小層進行儲層空間屬性建模，最后利用克里金插值進行確定性建?？赏瓿蓽y井敏感屬性參數建模。

3 有利區優選

結合生產動態，生產效果不好的井（日產油量小于5 t）主要分布在油藏砂體的邊部，物性相對較差。生產效果較好的井（日產油量大于5 t）主要分布在研究工區的西北部。從低產井所處位置可以看出，含油性指數和Φ×RI均相對較低；工區西北部開發情況較好井其含油性指數較好。在水平開發井中部存在含油性相對較差區域，建議水平井部署緩鉆。

綜合上述屬性參數建模結果，建議：（1）油藏南部J11-Q5-15井之間區域的脆性、孔隙性、含油性及視儲能系數綜合看來，該區應繼續加大部署；（2）油藏南部Q2-17周圍優先開展水平井部署；（3）在油藏東部Q75-71區域開展水平井部署；（4）油藏西部W454區域開展水平井部署。

4 結論和建議

（1）研究區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，屬于致密油儲層。

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

（3）在測井資料標準化和儲層研究的基礎上，開展了小層對比與二維分布研究，建立了儲層三維地質模型優選富集區。

（4）創新的采用含油性、視儲能系數模型代替常規的含油飽和度模型，對有利區優先提供可視化的選擇。

（5）建議按照有利區優先結果，分步驟實施，并結合動態響應，及時調整開發方案。

［1］ 王志章，石占中，等.現代油藏描述技術［M］.北京：石油工業出版社，1999.

［2］ 李陽.油藏評價一體化研究［M］.北京：石油工程出版社，2003.

［3］ 夏位榮.油氣田開發地質學［M］.北京：石油工業出版社，2005.

［4］ 李道品.高效開發低滲透油藏的關鍵和核心［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年畢業于北京石油化工學院過程裝備及控制工程專業，開發地質工程師，現為地質研究所油田開發室技術干部。