基于沉積微相控制的剩余油分布定量研究——以下二門油田下層系為例

秦 飛，賈振甲，金燕林，秦中正

（1．中國(guó)石油化工股份有限公司西北油田分公司，烏魯木齊 830011；2．中國(guó)石油天然氣股份有限公司吉林油田分公司，松原 138000；3．長(zhǎng)江大學(xué)地球物理與石油資源學(xué)院，武漢 430100）

基于沉積微相控制的剩余油分布定量研究——以下二門油田下層系為例

秦 飛1，賈振甲2，金燕林1，秦中正3

（1．中國(guó)石油化工股份有限公司西北油田分公司，烏魯木齊 830011；2．中國(guó)石油天然氣股份有限公司吉林油田分公司，松原 138000；3．長(zhǎng)江大學(xué)地球物理與石油資源學(xué)院，武漢 430100）

摘 要：隨著下二門油田開發(fā)的逐漸深入，下層系的剩余油研究和沉積微相研究也取得了極大的進(jìn)展。在充分把握該層系沉積微相特征及剩余油分布的基礎(chǔ)之上，將剩余油分布三維空間模型與沉積微相的空間展布模型結(jié)合起來，對(duì)不同沉積相帶的剩余油從剩余地質(zhì)儲(chǔ)量、剩余儲(chǔ)量豐度、剩余油飽和度進(jìn)行定量統(tǒng)計(jì)分析，進(jìn)一步探討沉積微相跟剩余油分布的定量關(guān)系。該研究對(duì)預(yù)測(cè)剩余油分布及制定合理的挖潛對(duì)策，提高油藏開發(fā)效率及最終提高石油采收率具有重要的指導(dǎo)意義，并且其研究思路和方法可適用于其它同類油藏。

關(guān)鍵詞：沉積微相；剩余油；建模；數(shù)模；定量

沉積微相是控制油藏中剩余油分布的重要地質(zhì)因素[1,2]，沉積微相的展布規(guī)律是預(yù)測(cè)小層剩余油分布規(guī)律的主要依據(jù)之一[3]。而沉積微相對(duì)油藏中剩余油分布的相互關(guān)系，以往的研究多是從定性上去分析，定量分析研究少且程度不夠。但可以確定的是，目前各大油田已經(jīng)開始關(guān)注沉積微相與剩余油分布的定量關(guān)系[4]。劉寶珺等[5]2004年對(duì)我國(guó)各類碎屑巖儲(chǔ)集層中不同沉積亞相中剩余油分布規(guī)律作了定量統(tǒng)計(jì)分析。濮城油田的研究人員（劉一江等，2000）定量統(tǒng)計(jì)了微相吸水厚度占射孔厚度的百分比率，微相水淹厚度和未水淹厚度占微相砂層厚度的百分比率，據(jù)此改進(jìn)挖潛措施之后，開發(fā)效果有所改善[6]。在雙河油田李廣超等（2005）也大膽進(jìn)行了嘗試，計(jì)算出不同微相的平均吸水強(qiáng)度和產(chǎn)液能力，為不同沉積微相砂體提出了不同的剩余油挖潛對(duì)策[7]。但對(duì)某一特定油田的開發(fā)，從定量角度研究沉積微相與油藏中剩余油分布的相互關(guān)系更為重要。

E-mail：qinfeifeifei@sina.com。

1　油藏地質(zhì)概況

下二門油田所在的泌陽凹陷是在秦嶺褶皺帶基礎(chǔ)之上發(fā)育起來的古近紀(jì)南襄盆地一個(gè)次凹陷，南部與東部緊靠桐柏山，西北部為社旗凸起，東北部是伏牛山，西部以唐河低隆起與南陽凹陷分隔，平面上呈扇形展布。下二門油田地處泌陽凹陷東部栗園—泌陽斷裂的西側(cè)，北部與動(dòng)熱變質(zhì)巖剝蝕區(qū)相鄰，東側(cè)為老山酸性巖漿巖剝蝕區(qū)，為河南油區(qū)的第二大油田。核桃園組核三段是下二門油田的主要油氣聚集層段，核三段下層系包括Ⅲ、Ⅳ 油組。油藏類型以斷層—巖性油藏、斷塊油藏為主，含油面積7.5 km2，石油地質(zhì)儲(chǔ)量2 482×104t，標(biāo)定可采儲(chǔ)量924.2×104t，動(dòng)用地質(zhì)儲(chǔ)量2 090×104t。油層屬于典型的大孔道中高滲透儲(chǔ)層，非均質(zhì)性嚴(yán)重。目前下二門油田整體已進(jìn)入高含水后期開發(fā)，綜合含水達(dá)到90%以上，要提高采收率保證穩(wěn)產(chǎn)的難度在加大。

2　微相與含油區(qū)域的定性關(guān)系

下二門油田下、深層系沉積體系由扇三角洲中、下扇和盆地平原組成，上扇沉積位于下二門油田北側(cè)。砂體主要由西北側(cè)侯莊扇三角洲進(jìn)入，沉積微相在平面上的展布由西北向東南依次為水下分流河道相帶、河口壩微相帶、前緣席狀砂微相帶、淺湖及半深湖相，與此相應(yīng)，發(fā)育水道微相、水道邊緣微相、間灣微相、近端濁積微相、遠(yuǎn)端濁積微相、半深湖微相。水道與水道邊緣相沉積集中分布于西北部，分布面積廣，近端濁積相呈近南北向展布的狹長(zhǎng)條帶，往南依次漸變過渡為遠(yuǎn)端濁積相和淺湖—半深湖相等沉積（圖1）。

圖1　H3VI2小層沉積微相圖

在測(cè)井解釋的基礎(chǔ)之上，結(jié)合下層系各小層砂層厚度、物性與各小層沉積微相空間展布規(guī)律的關(guān)系，同時(shí)考慮到各微相微觀層次的物性、巖性和宏觀層次的砂體展布特征，進(jìn)一步預(yù)測(cè)出本區(qū)沉積微相和有利油氣區(qū)域的定性關(guān)系：水道與水道邊緣相前緣、間灣相和近端濁積相分布較集中，區(qū)域物性質(zhì)量好，砂體厚度中等，是下二門油田下深層系挖潛增效有利油氣區(qū)域。

3　疊合模型的建立

3.1微相模型

沉積微相是儲(chǔ)層非均質(zhì)性和油氣分布的主要影響因素之一，正確的認(rèn)識(shí)沉積微相的展布特征有利于正確認(rèn)識(shí)油氣分布以及調(diào)整開發(fā)方案。合理的沉積微相模型是通過相控建模技術(shù)建立精確儲(chǔ)層物性模型的基礎(chǔ)。本次沉積微相模型是直接依據(jù)沉積微相平面分布圖，將相邊界線導(dǎo)入建模軟件中，在層模型中直接賦值，再依據(jù)最新砂體邊界進(jìn)行修正，得到沉積微相切片，進(jìn)而建立相應(yīng)的沉積微相模型（圖2）。從模型切片可知，主要物源方向?yàn)槲鞅辈?，微相展布形成了一定的?guī)律性沉積序列。整體而言，半深湖相的分布面積占50%以上，其次為水道與水道邊緣相、近端濁積相，而間灣相、遠(yuǎn)端濁積相分布相對(duì)較少。

3.2屬性模型

在建立沉積微相模型的基礎(chǔ)上，建立孔隙度、滲透率、砂體模型，即屬性建模。本次屬性模型的建立是以測(cè)井資料為基礎(chǔ)資料，將測(cè)井曲線離散化到每個(gè)網(wǎng)格單元中，再采用序貫高斯模擬法，輸入數(shù)據(jù)分析中取得的變差函數(shù)參數(shù)，利用沉積微相模型進(jìn)行約束建模，得到研究區(qū)初始的屬性模型。由于隨機(jī)模擬所建立的屬性模型井間連續(xù)性較差，故在無井區(qū)、井距較大區(qū)以及與客觀的認(rèn)識(shí)存在較大差異的區(qū)域，應(yīng)該根據(jù)地質(zhì)認(rèn)識(shí)進(jìn)行適當(dāng)?shù)恼{(diào)整，最后得到合理的屬性模型。

圖2　H3VI2小層相控模型

3.3疊合模型

將建好的地質(zhì)模型導(dǎo)入到數(shù)模軟件中進(jìn)行擬合，擬合達(dá)到預(yù)期標(biāo)準(zhǔn)后，再將最終形成的剩余油模型數(shù)據(jù)導(dǎo)回到建模軟件中，形成剩余油模型（圖3）。結(jié)合微相模型，進(jìn)一步核實(shí)層位，建立兩種模型的對(duì)應(yīng)關(guān)系，接著將微相模型正投影到剩余油模型上，形成疊合模型。沉積微相模型描述了沉積微相帶在層間的空間分布和層內(nèi)的平面分布情況，而剩余油模型描述了剩余油飽和度、儲(chǔ)量豐度等參數(shù)以及剩余油的空間分布情況，進(jìn)而定量描述微相和剩余油分布的關(guān)系。

圖3　下層系剩余儲(chǔ)量豐度分布圖

4　剩余油分布定量分析

為了定量表達(dá)出沉積微相與剩余油分布的定量關(guān)系，主要統(tǒng)計(jì)了幾個(gè)指標(biāo)：儲(chǔ)量、儲(chǔ)量豐度、剩余油飽和度。

4.1儲(chǔ)量及儲(chǔ)量豐度

表1是原始儲(chǔ)量、剩余儲(chǔ)量和儲(chǔ)量豐度幾個(gè)指標(biāo)的定量統(tǒng)計(jì)表。由此看出水道與水道邊緣相的原始儲(chǔ)量和剩余儲(chǔ)量都明顯高出其他微相，其次是近端濁積相、間灣相，遠(yuǎn)端濁積相最小。因此水道（邊緣）相、間灣相和近端濁積相既是本區(qū)有利沉積微相，也是挖潛的最佳區(qū)域，這表現(xiàn)在儲(chǔ)量豐度上也完全一致。從采收率而言，近端濁積相的采收率最高，其次是間灣相，水道與水道邊緣相遠(yuǎn)端濁積相最低且基本相同。這主要是由于本區(qū)邊水位于扇三角洲中扇的上端部位，開發(fā)過程中邊水的突進(jìn)，使這兩種相集中分布區(qū)域含水迅速上升，生產(chǎn)能力下降。同時(shí)由于相間的平面非均質(zhì)性差異[8]，形成大量剩余油，采收率低。

4.2剩余油飽和度

4.2.1不同小層剩余油飽和度

圖4是疊合后三個(gè)重點(diǎn)小層（即在模型中命名為11、12、14小層）的剩余油飽和度分布圖?？傮w而言，水道與水道邊緣相、間灣相、近端濁積相分布區(qū)域剩余油飽和度低到中等，動(dòng)用程度不等。遠(yuǎn)端濁積相剩余油飽和度局部維持在原始含油飽和度，屬于未動(dòng)用儲(chǔ)層，應(yīng)為井網(wǎng)難以控制區(qū)域。在微相序列的規(guī)律性展布方向上，剩余油飽和度有增大的趨勢(shì)，表明開發(fā)效果逐漸變差。從剩余油飽和度圖來看，14層的低飽和度區(qū)分布面積最大，開發(fā)情況最好；12小層次之，后期仍有一定潛力；11小層中飽和度區(qū)分布面積最大，將是后期挖潛的主力小層。從沉積微相展布區(qū)域和不同飽和度剩余油的分布區(qū)域?qū)φ諄砜矗Ｓ嘤惋柡投容^高的區(qū)域主要分布在微相的交界和邊緣，即在微相突變部位容易形成剩余油，這在一定程度上也體現(xiàn)了非均質(zhì)性對(duì)剩余油形成的影響。

表1　各微相儲(chǔ)量及儲(chǔ)量豐度統(tǒng)計(jì)

圖4　剩余油飽和度So分布圖

4.2.2不同微相剩余油飽和度

圖5是對(duì)各微相不同剩余油飽和度區(qū)域分布概率的統(tǒng)計(jì)。如圖可見，剩余油飽和度概率總體都趨于正態(tài)分布特征，剩余油中飽和度區(qū)（0.4～0.45）出現(xiàn)的概率都較大，到高飽和度區(qū)（0.65～0.7）較之前又有所回升。不同微相也各有區(qū)別，水道間灣相與近端濁積相低中飽和度區(qū)域分布概率都很高，水道及水道邊緣相、遠(yuǎn)端濁積相低飽和度區(qū)域分布概率都較低。

圖5　不同微相的剩余油飽和度分布概率

低中飽和度份額多，表示采出程度高，說明該相的動(dòng)用程度較高，開發(fā)情況較好。不同的剩余油飽和度區(qū)分布概率參差不齊，說明該相的動(dòng)用程度差異很大，往往只有優(yōu)勢(shì)儲(chǔ)層獲得動(dòng)用，因此體現(xiàn)了較強(qiáng)的非均質(zhì)性。在高飽和度區(qū)，前兩種相的回升幅度明顯偏小，遠(yuǎn)端濁積相的回升幅度最大。高飽和度份額多表示采出程度低，究其原因主要是后兩種相分布區(qū)域距離邊水較遠(yuǎn)，而且井網(wǎng)不易控制。因此間灣相是目前開采程度最好的微相，近端濁積相次之，水道與水道邊緣相和遠(yuǎn)端濁積相開發(fā)情況較差。

5　結(jié)論

（1）結(jié)合測(cè)井解釋、物性、巖性、砂體展布等資料分析得出：水道與水道邊緣相前緣、間灣相和近端濁積相分布區(qū)是下二門油田下深層系油氣挖潛增效有利區(qū)域。

（2）通過剩余油模型和微相模型的疊合，便于從沉積微相角度定量評(píng)價(jià)剩余油，同時(shí)也便于從開發(fā)角度重新認(rèn)識(shí)沉積微相。

（3）本次研究發(fā)現(xiàn)：水道與水道邊緣相、近端濁積相分布區(qū)是后期剩余油挖潛的有效區(qū)域；微相突變部位容易形成剩余油；間灣相和近端濁積相的開發(fā)情況相對(duì)較好。

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中圖分類號(hào)：TE32+7

文獻(xiàn)標(biāo)識(shí)碼：A

DOI:10.3969/j.issn.1008-2336.2014.01.063

收稿日期：2012-06-19；改回日期：2013-05-17

第一作者簡(jiǎn)介：秦飛，男，1985年生，碩士，中國(guó)地質(zhì)大學(xué)（武漢）油氣田開發(fā)工程專業(yè)，主要從事油藏工程、采油工程及開發(fā)地質(zhì)研究。

文章編號(hào)：1008-2336（2014）01-0063-04

Quantitative Study on Remaining Oil Controlled by Sedimentary Facies: A Case Study of Lower Series in XiaErMen Oilf i eld

QIN Fei1, JIA Zhenjia2, JIN Yanlin1, QIN Zhongzheng3
（1. Northwest Oil fi eld Branch of SINOPEC, Wulumuqi 830011, China; 2. Jilin Oil fi eld Branch of CNPC, Songyuan 138000, China; 3. Geophysics and Oil Resource Institute of Yangtze University, Wuhan 430100, China）

Abstract:With deeper development of XiaErMen oilf i eld, the study on remaining oil and sedimentary facies in lower series of this fi eld has made rapid progress. In this paper, by combining the remaining oil model with sedimentary facies model, based on a good knowledge of distribution characteristics of both remaining oil and sedimentary facies, quantitative statistic analysis has been conducted on remaining oil, remaining reserves abundance, remaining oil saturation of different sedimentary facies, and the quantitative relationship between remaining oil and sedimentary facies has been analyzed. This study has important leading meaning to predict remaining oil distribution, to make optimal adjust measures, to promote development eff i ciency and enhance oil recovery. In addition, These methods introduced in this paper can also be used for other similar reservoirs.

Key words:sedimentary microfacies; remaining oil; modeling; numerical simulation; quantitive