漸進(jìn)式薄儲層精細(xì)表征技術(shù)在老油田挖潛中的應(yīng)用

張 楓，田 華，郭立波

中國石油東方地球物理勘探有限責(zé)任公司，河北 涿州

1.引言

薄儲層預(yù)測一直是油氣勘探開發(fā)的難題。利用地震資料進(jìn)行儲層預(yù)測也是勘探開發(fā)的重要方向并在薄儲層預(yù)測方面取得了一些進(jìn)展[1]-[6]，但受地震分辨率的限制，砂體的空間分布及內(nèi)部結(jié)構(gòu)預(yù)測還存在著預(yù)測結(jié)果可靠性低、隨機(jī)性強(qiáng)的問題[7][8][9][10][11]。本文針對地質(zhì)上儲層薄、橫向變化大，地震資料低信噪比和低分辨率的問題，提出了一種采用地震-測井-油藏多信息“漸進(jìn)式”薄儲層單砂體精細(xì)刻畫方法，解決單一學(xué)科儲層刻畫難問題，合理利用各種信息預(yù)測儲層的尺度，多信息聯(lián)合實(shí)現(xiàn)了對薄儲層的有效預(yù)測。具體實(shí)現(xiàn)流程如圖1所示。

2.研究區(qū)概況

XX 油田1996年投產(chǎn),經(jīng)歷了方案實(shí)施上產(chǎn)、注采調(diào)整、產(chǎn)量遞減及綜合治理4個(gè)階段，目前綜合含水率85%以上，產(chǎn)量遞減及含水上升加快，開發(fā)效果變差，穩(wěn)產(chǎn)形勢嚴(yán)峻是油田面臨的最主要開發(fā)問題。XX 油田垂向上自上而下包括CI、CII、CIII 三套油層，平面上自西向東包括三個(gè)開發(fā)井區(qū)。本次所研究的CI 油組為一套含灰的砂泥段交互潮坪相-三角洲相地層，埋深3170～3270 m 之間，厚度150 m 左右。儲層單層厚度多小于5 m，巖性以中、細(xì)砂巖為主，平均孔隙度為19.2%，平均滲透率為932×10-3μm2，屬中孔、高滲儲層。急需解決的地質(zhì)難題是：砂體橫向變化大，小層頂面構(gòu)造與單砂體微構(gòu)造存在差異，油水關(guān)系復(fù)雜。

Figure1.Progressive Fine Characterization flow chart of Thin Reservoir 圖1.漸進(jìn)式薄儲層預(yù)測流程圖

3.基于多學(xué)科多尺度信息的砂體分布預(yù)測

3.1.基于相控分區(qū)統(tǒng)計(jì)學(xué)反演的砂體分布預(yù)測技術(shù)

地質(zhì)統(tǒng)計(jì)學(xué)反演的前提條件是對研究區(qū)儲層要有充分的地質(zhì)認(rèn)識，本次研究采用相控分區(qū)統(tǒng)計(jì)學(xué)反演預(yù)測5 m 級別單砂體展布，驗(yàn)證井砂體預(yù)測吻合率大于85%，有效提高了砂體預(yù)測精度。這里提到的相控主要表現(xiàn)在兩個(gè)方面：首先，通過對塔里木盆地巴楚地區(qū)石炭系野外露頭的層序地層研究，明確了地下研究區(qū)CI 油組的地層沉積結(jié)構(gòu)與相序特征，總體上說CI 油組沉積時(shí)水體先下降后上升，發(fā)育2個(gè)三級層序、4個(gè)體系域(自下而上為海侵體系域、高位體系域、低位體系域和海侵體系域)。受層序地層結(jié)構(gòu)控制，砂體垂向上具有明顯沉積相序變化，依次發(fā)育以泥坪為主的孤立薄砂體、以三角洲前緣為主的連片厚砂體、以砂坪為主的連片薄砂體。相序的上述變化直接關(guān)系到不同層系的巖性概率分布特征。其次，基于粒度、沉積構(gòu)造、ZTR 指數(shù)、地層切片首次提出不同井區(qū)相帶東西分異，這一結(jié)論改變了油田原有認(rèn)識。研究認(rèn)為CI油組下部儲層在西部的CC井區(qū)主要為潮坪沉積，在東部的AA 井區(qū)為三角洲前緣沉積，而介于二者之間的BB井區(qū)則是過渡性沉積。這一認(rèn)識有效指導(dǎo)了分塊反演中的變差函數(shù)設(shè)置?；谏鲜龅刭|(zhì)研究所開展的統(tǒng)計(jì)學(xué)反演結(jié)果更加符合地質(zhì)規(guī)律，反演分辨率能夠滿足單層級別砂體預(yù)測(圖2)。

Figure 2.Thegeostatisticsinversion profileand sand body thicknesscontour maps圖2.相控統(tǒng)計(jì)學(xué)反演剖面及砂體預(yù)測成果

3.2.基于高頻地層對比與反演成果的單砂體頂面微構(gòu)造表征技術(shù)

精細(xì)油藏描述中所涉及的單砂體微構(gòu)造與構(gòu)造解釋中的微幅度構(gòu)造是兩個(gè)不同的概念。前者主要是由于砂體的高低起伏和差異壓實(shí)所形成，屬于沉積成因；后者則屬于構(gòu)造范疇。本次對單砂體頂面微構(gòu)造的研究主要基于高頻等時(shí)地層對比與上述反演追蹤的砂體成果。其中，高頻地層對比主要采用的是多級標(biāo)志層控制、反演約束、沉積模式指導(dǎo)、井上斷點(diǎn)識別的思路開展的，這里以沉積模式指導(dǎo)為例簡要說明。鑒于研究區(qū)發(fā)育大量的水道化沉積(分流河道、潮道)，因此在對比過程中首先充分調(diào)研水道化沉積模式及內(nèi)部沉積序列，然后通過局部標(biāo)志層拉平、測井與反演成果相結(jié)合，開展側(cè)向砂體厚度突變和水道化下切模式指導(dǎo)下的精細(xì)井間地層對比(圖3)。

在高頻地層精細(xì)對比的前提下，從單井上讀取單砂體頂面構(gòu)造數(shù)值，然后以這些數(shù)值作為約束，對反演出來的砂體頂面進(jìn)行精細(xì)追蹤和校正，刻畫單砂體微構(gòu)造。采用這種方法所得到的單砂體頂面微構(gòu)造疊合反演儲層平面展布圖，油水關(guān)系更合理，有效解決了原有地震解釋構(gòu)造圖上的局部油水矛盾現(xiàn)象(圖4)。

Figure3.Well-to-seismic integration stratigraphic correlation based on the depositional model 圖3.模式指導(dǎo)下的井震結(jié)合側(cè)向相變地層對比實(shí)例

Figure 4.Sandbody top surface of micro tectonic and its effect on oil-water relationship圖4.砂體頂面微構(gòu)造解釋成果及其對油水關(guān)系的刻畫

4.基于構(gòu)型模式認(rèn)知的地下單砂體內(nèi)部結(jié)構(gòu)表征

砂體刻畫的目的在于搞清砂體的成因類型及空間分布規(guī)律，對于開發(fā)中晚期單砂體之間的疊置關(guān)系和滲流屏障是影響開發(fā)效果的主控因素。下面以開發(fā)井區(qū)重點(diǎn)層位為例，對復(fù)合砂體內(nèi)部結(jié)構(gòu)進(jìn)行表征。

常規(guī)砂體與沉積相研究表明，AA 井區(qū)19號為典型三角洲前緣沉積，發(fā)育分流河道和前緣砂，砂體平面上看似連片分布，但相鄰生產(chǎn)井的產(chǎn)液量和動液面卻存在明顯的差異(圖5)。A 井2012年6月開始生產(chǎn)CI31-2單層，至2016年10月日產(chǎn)油量和動液面逐步降低，基本不產(chǎn)水；B井2014年8月投產(chǎn)CI31-2單層，其生產(chǎn)曲線特征，特別是動液面變化與A 井非常相似；而位于這兩口井以東的C井雖然于2015年11月也開始生產(chǎn)這一單層，但只產(chǎn)水不出油(圖6)。在基于前期構(gòu)造研究成果排除斷層干擾的前提下，推測造成“連片砂體”不連通的原因主要在于復(fù)合砂體內(nèi)部邊界的遮擋。

Figure 5.Sandbody correlation and deposition microfacies of 19 layer 圖5.AA 井區(qū)19號單層常規(guī)砂體對比剖面及沉積微相平面圖

Figure 6.Production curve of correlation well in 19 layer 圖6.AA 區(qū)生產(chǎn)19號層相鄰井生產(chǎn)曲線特征

通過分析統(tǒng)計(jì)學(xué)反演過井剖面后發(fā)現(xiàn)，AA 井區(qū)19號單層實(shí)際上是由兩期前緣砂體垂向疊置而成，兩期砂體在B井上均被鉆遇。其中，靠近底部這套砂體主要在AA 井區(qū)西側(cè)發(fā)育，而靠近頂部的砂體則主要發(fā)育在AA 井區(qū)的東側(cè)(圖7)。也就是說，不同期砂體之間的垂向疊置造成了單層內(nèi)部砂體間的不連通?；?9號層頂部泥巖標(biāo)志層拉平的連井剖面，從砂體類型分析，這三口井所鉆遇的底部復(fù)合砂體是由三角洲前緣分流河道與其所對應(yīng)的前緣砂組成，頂部復(fù)合砂體是由薄層溢岸砂與另一前緣砂組成(圖8)。

5.結(jié)束語

認(rèn)識油藏改造油藏是油氣田開發(fā)永恒的主體，隨著油田開發(fā)程度的提高，對儲層預(yù)測要求的精度越來越高，尺度越來越小，而地震資料、井資料、動態(tài)資料在認(rèn)識油藏的過程中都有其優(yōu)缺點(diǎn)和極限，如何綜合用好這些資料表征儲層以滿足開發(fā)需求是值得思考的問題。本文針對碎屑巖薄儲層開發(fā)晚期所面臨的穩(wěn)產(chǎn)形勢嚴(yán)峻、剩余油預(yù)測難度大等問題，探索性的提出井-震-藏多信息結(jié)合的“漸進(jìn)式”單砂體精細(xì)刻畫技術(shù)流程與方法。該方法融合多種信息，同時(shí)又合理使用各種信息識別儲層的尺度，有效解決了單一信息準(zhǔn)確刻畫砂體的難題。

Figure 7.The geostatistics inversion sand chance profile of 19 layer 圖7.AA 井區(qū)19號單層統(tǒng)計(jì)學(xué)反演砂巖概率剖面

Figure8.Architecture of monosandbody of 19 layer in AA well block 圖8.AA 井區(qū)19號單層局部井區(qū)單砂體構(gòu)型表征結(jié)果

通過本文方法不僅表征了砂體分布而且刻畫出了單期砂體內(nèi)部大量沉積滲流屏障?；谘芯砍晒峁╅_發(fā)調(diào)整建議井位6口，滾動評價(jià)建議井位2口，有效指導(dǎo)了油田開發(fā)方案的調(diào)整，增油效果明顯。