曲流河儲層構(gòu)型模型及開發(fā)因素控制的剩余油分布模式

曲流河儲層構(gòu)型模型及開發(fā)因素控制的剩余油分布模式

在勘探初期和期間，河流相沉積層的沉積相是控制剩余油分布的重要因素。很多學者對沉積微相控制剩余油分布開展了研究,并取得了大量研究成果,但隨著油田進入開發(fā)后期,傳統(tǒng)的單一微相研究已經(jīng)不能滿足油田開發(fā)的需要,地下儲層層次構(gòu)型(砂體內(nèi)部結(jié)構(gòu))控制的剩余油挖潛已逐漸成為油田開發(fā)主要目標,因此,砂體內(nèi)部結(jié)構(gòu)(構(gòu)型)及其對剩余油分布的控制作用顯得至關(guān)重要。自著名的河流學專家Miall于1985年提出儲層構(gòu)型的概念及研究方法以來,在露頭和現(xiàn)代沉積方面取得了大量研究成果,幾乎涵蓋了所有水道化沉積;而地下儲層構(gòu)型研究僅在單井、剖面及平面方面取得了一些進展,但大多僅研究到單一微相規(guī)模,單一微相內(nèi)部研究成果鮮見報道,在三維儲層構(gòu)型建模方面的研究還比較欠缺,二維剖面、平面研究難以充分表達砂體內(nèi)部的構(gòu)型差異,而且難以滿足預測剩余油分布的三維油藏數(shù)值模擬的需要。筆者以孤島油田館上段曲流河沉積儲層為例,采取層次分析和模式擬合相結(jié)合的方法,建立三維儲層構(gòu)型模型及構(gòu)型控制的屬性參數(shù)模型,并進行三維油藏數(shù)值模擬,建立曲流河地下儲層構(gòu)型控制的剩余油分布模式,以指導其他相似油田的精細儲層及剩余油分布研究。1孤島油田現(xiàn)狀孤島油田區(qū)域構(gòu)造上位于渤海灣盆地濟陽坳陷沾化凹陷東部,是一個大型披覆背斜整裝稠油油藏。主力含油層系為新近系中新統(tǒng)館陶組館上段,油藏埋深1120～1350m,為一套河流相沉積的砂巖儲層,其中Ng3～4砂組為曲流河沉積,Ng5～6砂組為辮狀河沉積。孤島油田自1971年投入開發(fā)以來,針對油田不同開發(fā)階段所暴露出的主要矛盾和油田開發(fā)的需求,先后進行了多次井網(wǎng)層系及注采調(diào)整。經(jīng)歷了天然能量、低含水、中含水、高含水及特高含水5個主要采油階段。經(jīng)過30多年的開發(fā),研究區(qū)綜合含水已達95%以上,剩余油呈整體分散、局部集中的分布特征。由于目前對開發(fā)后期曲流河儲層構(gòu)型控制的剩余油認識不清,因此迫切需要開展地下儲層構(gòu)型建模、油藏數(shù)值模擬及構(gòu)型控制的剩余油分布模式研究。2三維地質(zhì)建模2.1曲流河儲層沉積學分析模式建模的難點是三維儲層構(gòu)型模型的建立,而精細儲層構(gòu)型模型的建立取決于系統(tǒng)的地下儲層構(gòu)型分析,在Miall,Douglas,等對古代河流相儲層露頭和現(xiàn)代曲流河沉積分級描述思想的啟發(fā)下,在精細等時地層對比及單井構(gòu)型要素解釋的基礎(chǔ)上,采用層次分析與模式擬合相結(jié)合的研究方法。層次分析即分多個層次對曲流河儲層進行解剖,如分為復合曲流帶層次(亞相規(guī)模)、復合曲流帶內(nèi)部的單一曲流帶(微相規(guī)模)和單一點壩層次(從沉積學定義上看,點壩亦屬于微相范疇,但從構(gòu)型層次分析角度考慮,其屬于單一曲流帶內(nèi)的構(gòu)型單元)以及點壩內(nèi)部的側(cè)積體層次等。模式擬合是針對地下儲層信息較少(井間幾乎無信息)的情況,在不同層次的模式指導下進行井間構(gòu)型分布預測。2.1.1更細級層次儲層模型復合曲流帶是由一條或多條曲流河側(cè)向遷移形成的復合砂體,是地下儲層構(gòu)型分析的第一層次,與傳統(tǒng)的沉積亞相對應(yīng),亦是更細級層次儲層構(gòu)型分析的基礎(chǔ)。其研究思路與傳統(tǒng)的亞相劃分一致,最終確定復合河道的平面分布及垂向演化特征。研究區(qū)各單層復合河道砂體分布形式分為單一條帶狀、交織條帶狀及連片狀3種類型,以連片狀為主。2.1.2復合曲流帶砂體內(nèi)部的非均質(zhì)特征單一曲流帶是由一條曲流河河道經(jīng)多次改道形成的點壩復合體,從目前我國東部大多數(shù)開發(fā)后期密井網(wǎng)區(qū)(包括孤島油田中一區(qū))的開發(fā)現(xiàn)狀來看,認清大面積連片的復合曲流帶砂體分布已不能滿足油田開發(fā)的需要,因此,必須從識別單一曲流帶砂體入手,逐步解剖復合曲流帶砂體內(nèi)部的非均質(zhì)特征。在露頭和現(xiàn)代沉積等原型模型指導下,依據(jù)研究區(qū)內(nèi)4種單一曲流帶邊界(廢棄河道、河道規(guī)模不同、河道高程差異及不連續(xù)的河間砂體)識別標志,結(jié)合密井網(wǎng)及水平井資料確定單一曲流帶規(guī)模,最后根據(jù)多視角連井剖面圖和沉積相平面圖識別出單一曲流帶。2.1.3側(cè)積作用下內(nèi)壩型點壩是曲流河復合曲流帶(單一曲流帶)砂體的富砂帶,是由于河流側(cè)向加積作用而形成的,隨著洪水周期性地發(fā)生,側(cè)積作用一次次進行,使河道曲率進一步增加,直至河道截彎取直,河道廢棄,側(cè)積作用停止,點壩發(fā)育結(jié)束。點壩對應(yīng)于Miall提出的4級界面所限定的構(gòu)型單元,與單一曲流帶相比,點壩的識別特征更加明顯,主要包括沉積層序上的正韻律、砂體厚度大(一般在砂巖等厚圖上呈透鏡狀)以及緊鄰廢棄河道分布。2.1.4廢棄河道方向傾斜點壩內(nèi)部解剖實際上是以曲流河點壩側(cè)積體定量模式作為指導,應(yīng)用地下多井資料進行模式擬合的過程。首先根據(jù)廢棄河道的分布確定點壩內(nèi)部側(cè)積層的傾向,因為點壩的形成是一個“凹蝕增凸”的過程,故側(cè)積層總是向廢棄河道方向傾斜;然后根據(jù)經(jīng)驗公式及研究區(qū)水平井上鉆遇的側(cè)積泥巖信息判斷單一側(cè)積體及側(cè)積層的規(guī)模及傾角(確定的側(cè)積層水平寬度為6～12m、水平間隔為20～35m、傾角為5°～10°),最后通過密井網(wǎng)區(qū)單井上反映出的泥質(zhì)側(cè)積層信息進行模式擬合,確定側(cè)積層的展布特征。模式擬合結(jié)果顯示,點壩內(nèi)部平行廢棄河道展布方向表現(xiàn)出的側(cè)積層分布基本平行層面,且厚度穩(wěn)定,而與廢棄河道正交或斜交的剖面上側(cè)積層發(fā)育規(guī)模不等,均向廢棄河道方向傾斜。2.2三維地板模型2.2.1儲層模型的求解儲層構(gòu)型是一種離散屬性,建模采用序貫指示模擬方法,該方法最大的優(yōu)點是可以模擬復雜各向異性的地質(zhì)現(xiàn)象及連續(xù)分布的極值。對于具有不同連續(xù)性分布的類型變量(構(gòu)型),可分別指定不同的變差函數(shù),從而可建立各向異性的模擬圖像。當然,指示模擬本身同所有的基于象元的隨機模型一樣,也存在著不能很好地再現(xiàn)指定模擬目標的幾何形態(tài)(尤其是構(gòu)型要素邊界)、一些類型變量以一個或幾個象元為單元零星分布等問題。對于這些問題,本文中通過人機交互的后處理方式來解決,尤其對點壩內(nèi)部的泥質(zhì)側(cè)積層的處理更是如此。后處理按照各構(gòu)型單元的規(guī)模范圍將井點處的構(gòu)型單元進行聯(lián)結(jié),構(gòu)建初始構(gòu)型模型,然后按照構(gòu)型模式中各構(gòu)型單元之間的幾何配置關(guān)系,對已聯(lián)結(jié)的初始模型進行優(yōu)化,使最終模型既與井點吻合,又符合地質(zhì)模式。根據(jù)研究區(qū)的開發(fā)現(xiàn)狀及剩余油研究的需要,網(wǎng)格大小設(shè)置為10m×10m×0.25m,整個目的層段(Ng33～Ng342)的網(wǎng)格總數(shù)為130×85×80=884000個。圖1為中一區(qū)11J11井區(qū)Ng33單層三維儲層構(gòu)型模型的一個實現(xiàn)的任意切片柵狀圖。由圖可見,與傳統(tǒng)的三維相模型相比,三維構(gòu)型模型不僅反映了單一微相的三維空間分布,而且能反映單一微相內(nèi)部的構(gòu)型要素(點壩內(nèi)部的泥質(zhì)側(cè)積層等)的空間分布特征。研究區(qū)Ng33單層以河道(點壩)沉積為主,共發(fā)育5個點壩,均緊鄰廢棄河道分布,廢棄河道在平面上呈彎月狀,點壩內(nèi)部側(cè)積層均向廢棄河道方向傾斜分布,頂部發(fā)育泛濫平原沉積,溢岸沉積不太發(fā)育,偶見鈣質(zhì)夾層,但分布范圍比較局限,一般為一個井距左右。2.2.2建模方法及輸入儲層參數(shù)建模采用構(gòu)型控制建模的思路,即分構(gòu)型要素(泥質(zhì)側(cè)積層亦作為一構(gòu)型要素,這在以往的相建模中未作考慮)進行隨機模擬,建立儲層參數(shù)分布模型。建模中采用序貫高斯模擬方法,輸入?yún)?shù)主要為變量統(tǒng)計參數(shù)(均值、標準偏差)、變差函數(shù)參數(shù)(變程、塊金效應(yīng)等)及條件數(shù)據(jù)等。由于采用構(gòu)型控制參數(shù)建模,所以還需輸入三維儲層構(gòu)型模型,并且對每一類構(gòu)型要素,均輸入相應(yīng)的變量統(tǒng)計參數(shù)和變差函數(shù)參數(shù)。按照上述思路分別建立了研究區(qū)孔隙度、滲透率及含油飽和度模型,圖2為Ng33單層孔隙度三維模型一個實現(xiàn)的柵狀切片顯示(對應(yīng)于圖1中泥質(zhì)側(cè)積層分布的位置,因其不具有孔滲性,故輸入一較小值)。3三維油藏數(shù)值模擬3.1模型的建立和網(wǎng)格步長的確定在數(shù)值模擬劃分網(wǎng)格時,由于網(wǎng)格越多,每個時間步所要解決的數(shù)學問題就越多,對計算機CPU的要求也越高,因此為了精細描述油藏注入水的推進動態(tài),合理解決網(wǎng)格數(shù)與計算時間的矛盾,確保模擬計算結(jié)果精度,專門建立了相應(yīng)的模型進行測算,最終應(yīng)用Direct建模軟件將地質(zhì)模型的3個方向網(wǎng)格步長都粗化為原來的2倍,這樣粗化后模型的網(wǎng)格步長為20m×20m×0.5m,整個目的層段(Ng33—Ng342)的網(wǎng)格數(shù)為65×42×40=109200個。油藏基本參數(shù)、流體及巖石數(shù)據(jù)均來自中一區(qū)館3油藏。3.2以歷史擬合的方式來確定地質(zhì)模型為了確保模型的準確性和正常運算,必須對建立的模型進行綜合檢查,主要包括數(shù)據(jù)檢查和平衡性檢查兩個方面,在模型達到較好的物質(zhì)平衡后,即可進行儲量擬合,儲量擬合是生產(chǎn)歷史擬合的基礎(chǔ)。油藏數(shù)值模擬中計算的原油儲量與實際用容積法估算的原油儲量基本接近(表1),3個單層的儲量擬合誤差較小,均小于3%。儲層地質(zhì)模型是數(shù)值模擬研究的基礎(chǔ),而數(shù)值模擬研究又可通過歷史擬合等手段來驗證儲層地質(zhì)模型的可靠性。通過多項開采指標的歷史擬合使模擬模型更接近油藏實際地質(zhì)情況,更準確地反映地下油、氣、水的分布規(guī)律。在進行歷史擬合前,為了減少和避免修改參數(shù)的隨意性與盲目性,應(yīng)結(jié)合油藏地質(zhì)特征和模型本身情況進行綜合分析,并建立相應(yīng)模型進行測算,以初步確定調(diào)整參數(shù)。在初步擬合的過程中,結(jié)合各參數(shù)的可調(diào)性,進行了敏感性測試,初步確定滲透率與傳導系數(shù)為較敏感參數(shù)。根據(jù)實際模型井多、分層多、層間及平面關(guān)系異常復雜的特點,而且曾經(jīng)進行過加密調(diào)整,決定采用整個階段的歷史擬合,即大趨勢、初始地層壓力、見水時間和見水層位的擬合。在這個過程中確定模型中各網(wǎng)格的平均滲透率水平。在此基礎(chǔ)上分階段進行單井綜合含水率與壓力的擬合。全區(qū)指標的擬合是通過單井指標的完成自然促成的。以定產(chǎn)油量建模型,擬合時先擬合全區(qū)及單井的產(chǎn)油量,然后擬合全區(qū)及單井的產(chǎn)水量,確?？偟漠a(chǎn)液量與實際相符。由于是定油量生產(chǎn),所以全區(qū)累積產(chǎn)油量和單井產(chǎn)油量擬合值完全符合,誤差幾乎為0,而全區(qū)累積產(chǎn)水量擬合結(jié)果的絕對誤差為0.03×104t,全區(qū)及單井的注水量擬合值完全符合,單井含水率擬合符合率在95%以上,地層壓力按趨勢進行了擬合(圖3)。3.3資料驗證結(jié)果由于地質(zhì)建模及油藏數(shù)值模擬過程中存在著多種不確定性,數(shù)值模擬結(jié)果未必真正與地下實際情況吻合,而密閉取心井資料本身是真實可靠的,用取心井資料驗證數(shù)值模擬結(jié)果不失為一較好的選擇。研究區(qū)先后鉆了11J11,10J413和12J411共3口檢查井,其中只有11J11井在Ng33—Ng34層投產(chǎn),所以本次重點用11J11井資料驗證數(shù)值模擬結(jié)果的可靠性。通過11J11井巖心分析與數(shù)值模擬得到的含油飽和度對比可知二者差別較小(表2),相對誤差在0.66%～5.84%。檢查井資料證明該數(shù)值模擬結(jié)果真實可靠,完全可以用其預測剩余油分布。4曲流鹽水驅(qū)油曲流集中剩余油分布特征以往的研究成果認為,特高含水期曲流河儲層剩余油分布高度分散,實際上,由于地下流體受滲流屏障及滲流差異的影響,特高含水期曲流河水驅(qū)油藏剩余油分布特征是總體分散、局部集中,地下儲集層仍存在較多的剩余油富集區(qū)。4.1剩余油分布模式4.1.1入河道邊緣,擴展河道邊緣對河流成因儲層而言,在水驅(qū)油過程中,注入水總是優(yōu)先進入物性好的河道,然后才向河道邊緣及溢岸砂體擴展,導致相對低滲的相帶剩余油相對富集。這種復合曲流帶規(guī)模的剩余油表現(xiàn)為兩種形式,即平面相變及層間干擾(垂向相變)。(1)滲流差異對剩余油的控制作用歸納起來表現(xiàn)在兩個方面,其一為連通體內(nèi)部滲流差異,其二為連通體規(guī)模與注采井網(wǎng)的非耦合性導致井網(wǎng)控制不住油砂體或井網(wǎng)不完善形成的剩余油,重點探討滲流差異對剩余油的控制作用。曲流河儲層經(jīng)常發(fā)生平面相變,如從河道中心相變到河道邊緣或溢岸沉積等,從數(shù)值模擬結(jié)果來看,由于河道砂體中心區(qū)與河道邊緣及溢岸砂體存在物性差異,注入水先沿著河道砂體主流線推進,致使河道邊緣及溢岸砂體部位剩余油相對富集。另外,研究區(qū)泛濫平原內(nèi)部孤立狀砂體(河漫灘砂)為洪水漫溢至相對低洼處沉積所致,砂體寬度小于常規(guī)井距,可能無井鉆達,油層保持原始狀態(tài),為完整的未動用剩余油層。(2)層間干擾問題油田開發(fā)中極少將單層作為一個開發(fā)層系,而大多是將適當井段內(nèi)上下有非滲透隔層、具有一定儲量規(guī)模的相鄰幾個油層作為一套開發(fā)層系(研究區(qū)亦如此)。盡管在開發(fā)層系劃分時要求其內(nèi)的油層物性相近,但由于曲流河儲層垂向相變迅速,實際的開發(fā)層系內(nèi)不同油層的物性仍有較大差異。在多層合注合采的情況下,這種物性差異會導致注采過程中的水驅(qū)油狀況差異,出現(xiàn)層間干擾問題。河道砂體滲透率較高,啟動壓力低,注入水易沿著較高滲透層突進,動用狀況好,而溢岸砂體滲透率相對較低,啟動壓力高,動用狀況較差。因此,在相同或相似注采條件下,層間干擾控制了研究區(qū)油層層間剩余油分布。4.1.2層內(nèi)韻律性因素單一曲流帶砂體及其內(nèi)部儲層非均質(zhì)性主要表現(xiàn)為層內(nèi)韻律性及非滲透性廢棄河道遮擋,這兩個因素對單河道內(nèi)部(或兩單河道之間)注入水波及體積及剩余油分布均有重要的控制作用。(1)層內(nèi)復合正韻律點壩為單一曲流帶內(nèi)最重要的砂體,垂向?qū)有虮憩F(xiàn)為復合正韻律,其內(nèi)部的單一側(cè)積體表現(xiàn)為簡單正韻律,層內(nèi)復合正韻律對點壩內(nèi)部剩余油分布具有較好的控制作用。由于正韻律儲層下部滲透率較高,所以在油氣開采過程中,點壩下部油氣優(yōu)先動用,水淹較嚴重,而剩余油主要富集在點壩中上部,Ng33,Ng341及Ng342單層均表現(xiàn)出了這樣的特征(表2)。(2)剩余油相對富集在實際的油田開發(fā)中,廢棄河道沉積往往形成相鄰河道(或點壩)砂體之間的滲流屏障,必將造成有注無采或有采無注的注采不平衡現(xiàn)象,從數(shù)值模擬結(jié)果不難看出,由于廢棄河道的遮擋,11J11井附近剩余儲量豐度較大,剩余油相對富集。4.1.3下覆巖中下儲層模型的確定孤島油田中一區(qū)實際模型數(shù)值模擬的剩余儲量豐度(OIP)過9-313～11J11～12N313井切片及對應(yīng)的儲層構(gòu)型模型過井切片見文獻。從中不難看出,對于Ng33單層而言,由于注水井12N313井頂部未射孔,再加上點壩內(nèi)部泥質(zhì)側(cè)積層的遮擋,導致11J11井附近河道頂部及側(cè)積體內(nèi)中上部剩余油儲量豐度較大,剩余油富集?？梢娔噘|(zhì)側(cè)積層是控制點壩內(nèi)部剩余油分布的重要因素。4.1.4剩余油的形成注采關(guān)系不對應(yīng)(包括有注無采、有采無注)及砂體未射孔容易形成剩余油富