珠江口盆地文昌油田儲層非均質(zhì)性研究及油藏數(shù)值模擬

葉　青，查玉強(qiáng)，李鳳穎，謝艷華，胡勝輝

(中海石油有限公司 湛江分公司研究院,廣東 湛江 524057)

1　研究背景

文昌A油田位于海南省文昌市以東海域,油田位于珠江口盆地珠三坳陷瓊海凸起中部,該油田含油層系主要集中在新近系下中新統(tǒng)珠江組地層。珠江組整體屬于海進(jìn)背景下的沉積,根據(jù)沉積旋回特征,珠江組一段劃分7個油組,珠江組二段劃分2個油組[1-3]。從取心資料上看,主力油藏ZJ2-1U油組的巖性以細(xì)砂巖為主,砂巖中石英含量較高,為中等-高成熟度,發(fā)育水平層理、波狀層理、透鏡狀層理,并且生物碎屑較多(圖1),發(fā)現(xiàn)有較多雙殼類生物化石及生物化石印模,有少量生物擾動及生物鉆孔,見少量黑色植物炭屑,表明沉積環(huán)境為近岸淺水氧化環(huán)境,測井相特征表現(xiàn)為曲線呈中高幅箱形,頂?shù)淄蛔兘佑|,頂?shù)撞砍３霈F(xiàn)鈣質(zhì)膠結(jié),反粒序。電阻率曲線呈中高幅差漏斗形,密度值低,中子值低,聲波值高,含油性好(圖2)。粒度概率曲線以兩段式為主,曲線由高斜率的跳躍和懸浮總體組成綜合巖心構(gòu)造特征,C-M圖為牽引流QR遞變懸浮和RS均勻懸浮沉積,QR段較長遞變懸浮沉積為主,綜合以上沉積相特征分析認(rèn)為ZJ2-1U油組為潮坪沉積環(huán)境。

該油組儲層物性較好,屬高孔、高滲儲層,平均孔隙度為26.8%,平均滲透率為504.8×10-3μm2,砂巖厚度多大于20 m,全區(qū)穩(wěn)定分布,水體能量充足,依靠天然水驅(qū)開發(fā)效果較好[4]。ZJ2-1U油組儲層非均質(zhì)性較強(qiáng),各油組內(nèi)部儲層物性差異大,儲層內(nèi)部鈣泥質(zhì)夾層發(fā)育,隔夾層展布規(guī)律存在不確定性,油藏水驅(qū)油規(guī)律較復(fù)雜,儲層的非均質(zhì)性對油藏開發(fā)的影響越來越顯著。ZJ2-1U油組目前采出程度達(dá)到62.9%,綜合含水率高達(dá)80.4%,處于開發(fā)后期高含水階段,剩余油挖潛風(fēng)險越來越大,因此必須開展儲層非均質(zhì)性研究,提高地質(zhì)模型的精度,開展精細(xì)化油藏數(shù)值模擬研究,實(shí)現(xiàn)油藏剩余油精細(xì)表征,為油田剩余油挖潛打下堅實(shí)的基礎(chǔ)[5]。

圖1　ZJ2-1U油組單井相圖

圖2　ZJ2-1U油組沉積微相圖

2　儲層非均質(zhì)性

2.1　隔夾層分布特征

對于文昌海相疏松砂巖油藏,由于天然能量充足,主要是依靠天然水驅(qū)開發(fā),而隔夾層的發(fā)育情況及分布特征反映了油藏的非均質(zhì)性,直接影響油藏的水驅(qū)效果。文昌A油田ZJ2-1U油組按照巖性和物性特征,結(jié)合測井電測響應(yīng)特征,將隔夾層劃分為泥質(zhì)、鈣質(zhì)、物性三大類,其中泥質(zhì)隔夾層巖性以泥巖、粉砂質(zhì)泥巖為主,測井響應(yīng)特征表現(xiàn)為“三高兩低”的特點(diǎn),即伽馬值高、聲波時差值高、中子高,電阻率低、密度低,泥質(zhì)含量大于30%,鈣質(zhì)隔夾層較發(fā)育,巖性以鈣質(zhì)砂巖為主,測井響應(yīng)特征表現(xiàn)為“三低兩高”,即低伽馬、低中子、低聲波時差,高密度、高電阻,物性隔夾層以泥質(zhì)粉砂巖為主,其孔隙度、滲透率很低,測井解釋結(jié)果為干層,其厚度較小,側(cè)向連續(xù)性差[4-6]。本文中基于隔夾層在井點(diǎn)上的分布特征及對隔夾層成因分析,采用確定性與隨機(jī)性交互式建模方法,在沉積相和巖相控制下,采用序貫指示模擬方式建立該區(qū)隔夾層模型,進(jìn)而利用隔夾層模型預(yù)測隔夾層的空間展布。平面上鈣質(zhì)夾層厚度高值區(qū)呈帶狀分布,物性夾層主要分布于砂坪微相中,側(cè)向連續(xù)性較差,泥質(zhì)隔層全區(qū)穩(wěn)定發(fā)育,其厚度由構(gòu)造高點(diǎn)向四周有逐漸增大的趨勢,縱向上至少有五套鈣質(zhì)層側(cè)向發(fā)育較好,鈣質(zhì)夾層在構(gòu)造高點(diǎn)以及工區(qū)東部、南部附近發(fā)育相對完整,物性夾層主要分布在中下部,泥質(zhì)隔層在底部穩(wěn)定發(fā)育,各井均有鉆遇。整體上,文昌A油田ZJ2-1U油組在平面及縱向上隔夾層比較發(fā)育,導(dǎo)致油藏存在較強(qiáng)的非均質(zhì)性,對油藏實(shí)際生產(chǎn)過程的水驅(qū)油作用影響較大。

2.2　儲層宏觀非均質(zhì)性

2.2.1滲透率非均質(zhì)模式

滲透率非均質(zhì)模式指滲透率大小在垂向上的變化所構(gòu)成的韻律性[3],ZJ2-1U油組為砂坪沉積,自下而上,由三套反韻律組成的復(fù)合反韻律砂體組成,符合砂坪沉積典型反韻律模式,反韻律特征為底部滲透率小,向上逐漸變大,縱向上存在較強(qiáng)的非均質(zhì)性。由表1可以看到,ZJ2-1U-1小層層內(nèi)滲透率變化大,滲透率分布范圍為(156.7～1 534.8)×10-3μm2,ZJ2-1U-2小層層內(nèi)滲透率變化中等,滲透率分布范圍為(77.28～796.95)×10-3μm2,ZJ2-1U-3小層層內(nèi)滲透率變化較弱,滲透率分布范圍為(47～1 685)×10-3μm2,縱向上滲透率的韻律模式?jīng)Q定了水驅(qū)油規(guī)律的不確定性較大。

2.2.2滲透率非均質(zhì)程度

儲層宏觀非均質(zhì)性參數(shù)主要是以滲透率為主的各種數(shù)量統(tǒng)計參數(shù)的變化來表征儲層非均質(zhì)在三維空間的變化和分布規(guī)律,包括滲透率非均質(zhì)系數(shù)(又稱單層突進(jìn)系數(shù))Tk、滲透率級差Nk、滲透率變異系數(shù)Vk等,其中變異系數(shù)是一個重要的表征量,它反映了樣品偏離整體平均值的程度,該值越小,說明樣品的滲透率值越均勻,反之,非均質(zhì)性越強(qiáng)[4]。對文昌A油田ZJ2-1U油組各小層及砂組進(jìn)行非均質(zhì)參數(shù)計算(表1),由表1可以看出,ZJ2-1U油組總體上非均質(zhì)性中等偏強(qiáng),滲透率變異系數(shù)主要分布在0.5～0.7之間,滲透率突進(jìn)系數(shù)主要分布在1.7～3之間,滲透率級差主要分布于10～25之間;其中ZJ2-1U-1小層非均質(zhì)最強(qiáng), ZJ2-1U-2小層非均質(zhì)程度中等偏強(qiáng),ZJ2-1U-3小層非均質(zhì)程度變化比較大。ZJ2-1U油組層內(nèi)及層間的非均質(zhì)性導(dǎo)致各小層開發(fā)的不均衡性。

表1　文昌A油田ZJ2-1U油組小層層內(nèi)非均質(zhì)參數(shù)

2.3　儲層微觀非均質(zhì)性

2.3.1儲層孔隙類型

對ZJ2-1U油組的井壁取心薄片和巖心鑄體薄片進(jìn)行觀察、分析,儲層同時發(fā)育原生孔隙和次生孔隙,其中以原生孔隙為主。次生孔隙以溶蝕作用產(chǎn)生的各種溶蝕孔隙為主,如粒間溶孔、粒內(nèi)溶孔,還包括鑄?？住⒊罂滓约坝蓸?gòu)造作用形成的裂縫等。其中原生粒間孔即碎屑顆粒原始格架間的孔隙,通過鑄體薄片觀察,文昌A油田ZJ2-1U油組以原生粒間孔隙為主,局部層段發(fā)育膠結(jié)剩余粒間孔(圖3(a)),膠結(jié)物以鐵方解石、鐵白云石、白云石、海綠石為主,見少量泥質(zhì)膠結(jié);粒內(nèi)溶蝕溶孔為石溶孔、巖屑溶孔、石英顆粒溶孔、海綠石溶孔及云母溶孔等,其中以長石粒內(nèi)溶孔最為發(fā)育,其次是巖屑粒內(nèi)溶孔,見少量石英粒內(nèi)溶孔(圖3(b));粒間溶蝕溶孔為粒間碳酸鹽巖等膠結(jié)物或雜基被較強(qiáng)烈的溶蝕而形成的孔隙,主要有顆粒邊緣局部溶解、膠結(jié)物及雜基的局部溶解等形成的溶蝕孔(圖3(c)),溶蝕作用強(qiáng)烈時形成超大孔隙。

2.3.2儲層喉道類型

通過鑄體薄片觀察,ZJ2-1U油組主要是縮頸型喉道和片狀或彎片狀喉道,孔隙縮小型喉道最少。其中孔隙縮小型喉道作為孔隙的縮小部分,與其相連的孔隙較難區(qū)分,孔喉直徑比接近于1∶1,該類喉道在以粒間孔隙為主、顆粒支撐、漂浮狀顆粒接觸以及無膠結(jié)物式類型的砂巖中廣泛發(fā)育,孔隙結(jié)構(gòu)孔隙大、喉道粗、滲透性好(圖4(a));砂巖顆粒被壓實(shí)而排列比較緊密時,喉道變窄,形成縮頸型喉道,該類儲層的孔隙度較高,但滲透率相對較低,孔隙結(jié)構(gòu)見于顆粒支撐、點(diǎn)接觸的砂巖中,多屬于大孔細(xì)喉類型,孔喉直徑比較大(圖4(b)),其中部分孔隙是無效的[7-9];片狀或彎片狀喉道很小,喉道極細(xì),常見于線接觸、凹凸接觸式類型的砂巖中(圖4(c)),視顆粒形狀的不同,晶間隙可分為片狀和彎片狀,其有效張開寬度很小,儲層很容易受到微粒運(yùn)移傷害。由于縮頸型喉道和片狀或彎片狀喉道的發(fā)育,使得ZJ2-1U油組滲透率變化大,敏感性強(qiáng),整體上非均質(zhì)性較強(qiáng)。

圖3　儲層孔隙類型

圖4　儲層吼道類型

2.3.3儲層孔喉結(jié)構(gòu)特征

儲層的孔隙結(jié)構(gòu)指巖石孔隙和喉道的幾何形狀、大小、分布以及相互連通的關(guān)系,它不僅控制了石油的運(yùn)移和儲集,而且影響采收率,因此研究孔隙結(jié)構(gòu)對評價儲層好壞具有重要意義[10-12],本次通過毛管壓力曲線法來研究儲層孔喉結(jié)構(gòu)特征。根據(jù)探井及最新密閉取心井A3P1井壓汞測試資料,文昌A油田珠江組儲層孔喉結(jié)構(gòu)劃分為Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ三大類,按序次對應(yīng)的儲集性逐漸變差(圖5)。A3P1井55個壓汞測試樣品表明(表2),ZJ2-1U油組儲層以Ⅰ和Ⅱ類儲層為主,其中Ⅰ類儲層排驅(qū)壓力低,小于0.05 MPa,孔喉半徑均值大于14 μm,飽和度中值壓力小于0.2 MPa,分選性好,曲線顯示平臺段很長;Ⅱ類儲層排驅(qū)壓力較低,小于0.07 MPa,孔喉半徑均值大于9 μm,飽和度中值壓力小于2.0 MPa,分選性一般,曲線有一定平臺段,Ⅲ儲層排驅(qū)壓力較高,最高3.2 MPa,孔喉半徑均值1 μm,分選性相對較差,退汞效率低于50%,平臺段短或無平臺段。根據(jù)毛管壓力曲線計算得出ZJ2-1U油組儲層均質(zhì)系數(shù)為6.377 7～11.275 7,平均值為8.957 2,表明孔喉半徑分布偏離最大孔喉半徑較大,表明ZJ2-1U油組非均質(zhì)較強(qiáng)。

表2　文昌A油田ZJ2-1U油組孔喉分類評價標(biāo)準(zhǔn)

圖5　ZJ2-1U油組毛管壓力曲線

3　儲層非均質(zhì)性在油藏數(shù)值模擬中的應(yīng)用

本文中在儲層非均質(zhì)性研究基礎(chǔ)上,運(yùn)用Petrel建模軟件,采用以隨機(jī)建模為主的建模方法,建立了ZJ2-1U油組的精細(xì)地質(zhì)模型,將其應(yīng)用于油藏數(shù)值模擬研究中[13-15]。早期模型考慮隔夾層等因素不足,物性模型不能體現(xiàn)儲層非均質(zhì)性,導(dǎo)致油藏數(shù)值模擬中生產(chǎn)數(shù)據(jù)難以擬合?；谧钚戮?xì)地質(zhì)模型開展的油藏數(shù)值模擬研究,提高了油藏數(shù)值模擬的模型精度,對早期難以歷史擬合的部分油井?dāng)M合效果更好。在剩余油分布認(rèn)識方面,由于受到儲層非均質(zhì)及隔夾層控制,數(shù)值模擬中剩余油分布具有更精細(xì)化的表征,其中平面上儲層非均質(zhì)性弱,剩余油分布主要受構(gòu)造、井網(wǎng)控制,表現(xiàn)為井控不足的區(qū)域剩余油富集,后期具有調(diào)整挖潛的潛力,縱向上層內(nèi)儲層非均質(zhì)強(qiáng),剩余油分布主要受隔夾層分布的控制,表現(xiàn)為在隔夾層阻擋的下部存在較多的剩余油(圖6),后期具有提液強(qiáng)采的增油潛力。

圖6　ZJ2-1U油組目前剩余油分布

4　結(jié)　論

(1)文昌A油田ZJ2-1U油組在平面及縱向上隔夾層發(fā)育,受非均質(zhì)性影響,油藏滲流規(guī)律復(fù)雜。ZJ2-1U油組是由多套反韻律組成的復(fù)合反韻律砂體,縱向上儲層滲透率變化較大,存在較強(qiáng)的非均質(zhì)性。

(2)在宏觀非均質(zhì)性方面,通過計算滲透率非均質(zhì)參數(shù)看出,ZJ2-1U油組總體上非均質(zhì)性中等偏強(qiáng),其中ZJ2-1U-1小層非均質(zhì)性最強(qiáng)。在微觀非均質(zhì)性方面,ZJ2-1U油組在儲層孔隙類型、儲層喉道類型和儲層孔喉結(jié)構(gòu)特征等方面均表現(xiàn)為較強(qiáng)的非均質(zhì)性。

(3)基于非均質(zhì)性研究成果建立的精細(xì)化地質(zhì)模型充分體現(xiàn)了油藏的隔夾層分布特征和物性變化規(guī)律,提高了油藏數(shù)值模擬的研究精度,能更精細(xì)化表征油藏的剩余油分布規(guī)律。