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    濮城油田東區(qū)沙二上2+3厚層非均質(zhì)油藏精細(xì)開發(fā)研究

    2020-06-27 14:06李金奇
    石油研究 2020年4期
    關(guān)鍵詞:剩余油構(gòu)造

    摘要:濮城油田東區(qū)沙二上2+3油藏為厚層非均質(zhì)油藏,儲層沉積微相控制著儲層物性和儲層的非均質(zhì)特征,造成水驅(qū)動(dòng)用狀況存在較大的差異。通過地層精細(xì)對比、構(gòu)造精細(xì)刻畫、沉積微相研究、三維地質(zhì)建模,精細(xì)刻畫砂體展布、儲層發(fā)育以及剩余油分布特點(diǎn),繼而制定合理可行的開發(fā)技術(shù)政策,進(jìn)一步有效提高油藏水驅(qū)波及體積、改善油藏開發(fā)效果。

    關(guān)鍵詞:沉積相;構(gòu)造;非均質(zhì)性;剩余油

    1 前言

    濮城油田東區(qū)2+3油藏是沙河街組沙二段上部第二、第三兩個(gè)砂層組組成的一套含油層系,屬具有邊水的構(gòu)造層狀油藏。油藏具有如下地質(zhì)特征:

    (1)儲層沉積特征表現(xiàn)為淺水環(huán)境下的快速沉積巖性特征,為辮狀河三角洲沉積體系,砂體物源主要來自東北方向。油層主要在斷層高部位較發(fā)育,東部只發(fā)育沙二上2砂組的上油組,油層由西向東逐漸變薄并過渡為水層。

    (2)油藏屬于常壓系統(tǒng),地層壓力系數(shù)1.0。除個(gè)別小層油水界面稍低外,油水界面多為-2440米,油藏邊水活躍。

    2 開發(fā)研究現(xiàn)狀

    該油藏經(jīng)過30多年的高速注水開發(fā),已進(jìn)入特高含水油藏開發(fā)后期,面臨的主要問題有:一是儲層物性差異較大,一類層吸水強(qiáng)度較大,二三類層動(dòng)用較差,而且隔層較薄,多數(shù)井點(diǎn)上隔層不足1m,給分層開采帶來較大的困難,無法進(jìn)行分層開采或采用細(xì)分層系的開發(fā)方式進(jìn)行調(diào)整治理,層間矛盾比較突出。二是長期的注水開發(fā)進(jìn)一步加劇了層內(nèi)矛盾,造成油藏水驅(qū)動(dòng)用差異大,水驅(qū)效率低。

    目前東沙二上2+3油藏平均注采井距為280米,注采對應(yīng)連通率為82.3%,水驅(qū)控制程度為81.8%,水驅(qū)動(dòng)用程度為58.3%。主力層井網(wǎng)相對完善,差層井網(wǎng)控制程度低,儲量動(dòng)用不均衡。

    3 精細(xì)開發(fā)研究

    針對開發(fā)中出現(xiàn)的問題,通過地層精細(xì)對比、構(gòu)造精細(xì)刻畫、沉積微相研究、三維地質(zhì)建模和數(shù)模研究,搞清楚剩余油分布規(guī)律,做到精細(xì)調(diào)整,有的放矢。

    3.1 地層精細(xì)對比

    開展地層精細(xì)對比研究,將東區(qū)沙二上2+3的2套砂組細(xì)分為19個(gè)流動(dòng)單元,其中沙二上2砂組分為9個(gè)流動(dòng)單元,沙二上3砂組分為10個(gè)流動(dòng)單元,完成了分層數(shù)據(jù)資料的統(tǒng)計(jì),建立了分層數(shù)據(jù)庫。

    儲層沉積特征表現(xiàn)為淺水環(huán)境下的快速沉積巖性特征,為辮狀河三角洲沉積體系,砂體物源主要來自東北方向。順物源方向,河道砂體連通較好,垂直物源方向,河道砂體連通不好。沙二上2砂組油層在斷層高部位全區(qū)發(fā)育,平均砂巖厚度17.3米,砂巖連通率92.4%,在構(gòu)造低部位僅發(fā)育沙二上2的上油組,平均油層有效厚度2-3米,沙二上3的上油組僅發(fā)育在斷層高部位,多呈土豆?fàn)罘植?沙二上3的下油組全區(qū)發(fā)育水層。

    3.2 構(gòu)造精細(xì)刻畫

    濮城油田東區(qū)位于濮城背斜構(gòu)造東翼,整體構(gòu)造形態(tài)為一半背斜,為西傾斷層與東傾地層組成的反向屋脊式斷塊,構(gòu)造面積約9.8Km2。通過斷點(diǎn)與同相軸響應(yīng)結(jié)合追蹤的方法,精細(xì)解釋了整個(gè)構(gòu)造Ⅱ級、Ⅲ級、Ⅳ級斷層共80多條。為油水分布的認(rèn)識提供了有力依據(jù)。本次研究立足于三維地震進(jìn)行斷層精細(xì)解釋,主要利用地震反射特征進(jìn)行斷層識別。

    在地震剖面上大斷層很容易識別,主要表現(xiàn)為:(1)反射同相軸或波組發(fā)生明顯的錯(cuò)斷;(2)斷層處的反射同相軸發(fā)生波形轉(zhuǎn)變、能量減弱等特點(diǎn)[1];(3)剖面上高序級斷層附近會(huì)出現(xiàn)斷裂帶;(4)斷層延伸一般較遠(yuǎn),對區(qū)塊或區(qū)帶起著控制作用等一些很明顯的特征。低序級斷層的斷距和延伸長度上規(guī)模都比較小,在剖面上同相軸變化很微弱,特別是一些斷距小于10m的低序級斷層。在地震剖面上,其主要特征表現(xiàn)為:(1)地震同相軸相位的微小錯(cuò)開;(2)地震同相軸相位發(fā)生扭曲;(3)反射振幅突然變?nèi)趸蜃儚?qiáng);(4)相鄰層位的錯(cuò)動(dòng);(5)同相軸形狀突變;(6)同相軸發(fā)生強(qiáng)相位轉(zhuǎn)換。

    3.3 沉積微相研究

    東區(qū)沙二上2+3油藏巖石粒度較細(xì),主要為泥巖、泥質(zhì)粉砂巖和粉砂巖,其中構(gòu)成儲層的是粉砂巖。鏡下觀察表明該區(qū)砂巖雜基含量較高,52%的巖樣雜基含量大于15%,石英含量一般為45-74%,平均為62.4%,長石含量10-31.3%,平均23.6%,巖屑含量10-20%,平均14%,Q/R+F=1.66。砂巖粒徑0.01-0.7mm,以0.05-0.25mm為主。砂粒磨圓度為次棱-圓,分選系數(shù)1.19-2.13,平均1.51,中好為主,多見斑狀結(jié)構(gòu)和似斑狀結(jié)構(gòu)。以上結(jié)果說明,本區(qū)儲層主要為粉砂巖,具有較低的成份成熟度和較高的結(jié)構(gòu)成熟度。在巖心描述、粒度分析、測井相分析的基礎(chǔ)上分析區(qū)域沉積微相類型:水下分流河道、前緣席狀砂、遠(yuǎn)砂壩、淺湖等。

    依椐巖石及沉積特征,確定該區(qū)沉積屬較淺水的辮狀河三角洲沉積,研究區(qū)位于辮狀河三角洲前緣相帶,依據(jù)巖石相垂向沉積序列,在巖心中識別出辮狀河道、河道間微相、席狀砂微相、遠(yuǎn)砂微相、深湖—半深湖相等沉積微相。砂體主要是辮狀河道砂體及較少量的河道間和席狀砂。

    根據(jù)沉積微相巖電特征,劃分了東區(qū)沙二上2+3油藏19個(gè)流動(dòng)單元的沉積微相,并編制了沉積微相分布圖。以主力層沙二上2的第5個(gè)流動(dòng)單元來概述本區(qū)的微相分布特征:物源以東北部及東南部為主,發(fā)育辮狀水道相、水道間相、席狀砂微相。東北部源區(qū)在濮5-151井、濮5-188井處形成片狀展布的辮狀水道砂體,砂體厚度大于8米,水道呈舌狀由東北向東南延伸;水道間砂體呈帶狀分布于東北部,至本區(qū)中部消失。東部物源在濮5-7井、濮5-35井處向西南部延伸,以帶狀水道砂體分布,厚度大于6米;水道間砂體呈條狀、土豆?fàn)罘植加谒郎绑w之間,延伸較短,在水道消失處發(fā)育前緣砂體,厚度2-4米??傮w上看該流動(dòng)單元砂巖發(fā)育。

    3.4儲層非均質(zhì)性研究

    儲層非均質(zhì)性是指儲層內(nèi)部的不均一性[2],也就是儲層砂體內(nèi)部及其之間的差別、相互關(guān)系等。儲層非均質(zhì)性決定了油藏內(nèi)流體的流動(dòng)特性,進(jìn)而決定了剩余油的分布,因而評價(jià)儲層的非均質(zhì)性成為儲層表征的重點(diǎn)和目標(biāo)之一。。

    (1)層間非均質(zhì)性研究

    其滲透率變異系數(shù)為0.49,級差是5.4,突進(jìn)系數(shù)1.6,平均值是154.1,最大是241.2,最小值是44.7,東區(qū)沙二上2+3的層間非均質(zhì)較弱,層間總體上為較均質(zhì)儲層。

    (2)層內(nèi)非均質(zhì)性研究

    對流動(dòng)單元的砂體鉆遇率統(tǒng)計(jì)表明,鉆遇率最小為36%,最高達(dá)到92%,平均為74%。除2砂組的6流動(dòng)單元及3砂組的10流動(dòng)單元砂體鉆遇率小于43%,其余的流動(dòng)單元砂體鉆遇率基本超過60%,說明本區(qū)砂體鉆遇率比較高,砂體的連續(xù)性較好。依據(jù)單井物性解釋結(jié)果,勾繪了各流動(dòng)單元的孔滲圖。2.4小層的滲透率變異系數(shù)為0.49,級差是682.14,突進(jìn)系數(shù)5.3,平均值是179.47,最大是955,最小值是1.4,東區(qū)沙二上2.4的層內(nèi)非均質(zhì)較強(qiáng)。3.1小層的滲透率變異系數(shù)為0.49,級差是796.08,突進(jìn)系數(shù)3.96,平均值是241.2,最大是955.3,最小值是1.2,東區(qū)沙二上3.1的層內(nèi)非均質(zhì)較強(qiáng)。

    (3)平面非均質(zhì)性研究

    不同的沉積環(huán)境,由于沉積方式不同,水動(dòng)力特征也各有差異,形成不同的垂向韻律特征,決定了平面非均質(zhì)的不同。本區(qū)發(fā)育水道微相、前緣席狀砂微相、遠(yuǎn)砂微相,它們的非均質(zhì)性各有特點(diǎn):水道相儲層非均質(zhì)性嚴(yán)重,席狀砂微相非均質(zhì)性中等。

    4 剩余油研究

    本次剩余油研究以深化油藏地質(zhì)認(rèn)識和油藏精細(xì)描述為基礎(chǔ),以油藏動(dòng)態(tài)、油井產(chǎn)出剖面、水井吸水剖面等動(dòng)態(tài)監(jiān)測資料分析為依據(jù),綜合應(yīng)用油藏工程方法和數(shù)值模擬,定性、定量研究剩余油的分布狀況。

    三維立體建模平面上網(wǎng)格密度為20m×20m,縱向上將該油藏地層分為2個(gè)砂組,劃分為19個(gè)小層,縱向網(wǎng)格高度0.5~1m。選擇黑油模型[3],對建立的三維兩相地質(zhì)模型進(jìn)行數(shù)值模擬計(jì)算。

    從剩余油的平面分布規(guī)律、各模擬層的開發(fā)指標(biāo)和剩余分布圖看,控制剩余油分布的因素主要有三個(gè):

    1、構(gòu)造因素:由于斷層的遮擋,斷層附近剩油較集中,靠近斷層附近的區(qū)域,剩余油飽和度一般較高,大于0.4。在井網(wǎng)控制不住的微構(gòu)造高點(diǎn)也是剩、余油富集的地區(qū)。

    2、巖性和儲層非均質(zhì)性:由于巖性的變化,砂巖變薄、滲透性變差的地區(qū),剩余油飽和度較高。由于儲層的非均質(zhì)性影響,縱向上導(dǎo)致層間差異,平面上導(dǎo)致水驅(qū)不均勻,在物性變差的低滲層和低滲區(qū)域,水驅(qū)動(dòng)用程度差或未動(dòng)用,剩余油飽和度高,剩余油富集。

    3、注采系統(tǒng):包括注采井網(wǎng)、注采井位和注采強(qiáng)度。在注采井網(wǎng)不完善或因注采層位和注采強(qiáng)度導(dǎo)致的水驅(qū)控制和動(dòng)用差或未動(dòng)用的地方,也是剩余油富集區(qū)域。

    5 結(jié)論

    (1)通過構(gòu)造精細(xì)解釋,刻畫低序級斷層,判斷斷層在儲層分布的控制作用,對于油藏的精細(xì)開發(fā)具有重要的指導(dǎo)作用。

    (2)不同的沉積微相有著不同的儲油特點(diǎn),對應(yīng)著不同的開發(fā)方式,精細(xì)刻畫沉積微相并搞清楚相應(yīng)的儲層結(jié)構(gòu)對于精細(xì)挖潛有重要作用。

    (3)利用建模和數(shù)模手段精細(xì)刻畫剩余油,并進(jìn)行分類分析,對于油田開發(fā)有直觀的指導(dǎo)作用。

    參考文獻(xiàn):

    [1] 李帥,李金奇.少數(shù)井控制的大區(qū)域二維地震解釋方法[J].內(nèi)蒙古石油化工,2011,37(205):23~27

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