薄層邊際油藏表征與挖潛技術(shù)對(duì)策

趙世杰，李林祥，傅 強(qiáng)，崔文福，官敬濤

（1.同濟(jì)大學(xué)海洋地質(zhì)國家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，上海 200092；2.同濟(jì)大學(xué)海洋與地球科學(xué)學(xué)院，上海 200092；3.中國石化勝利油田分公司孤東采油廠，山東東營 257029）

邊際油藏指經(jīng)濟(jì)上處于開發(fā)邊緣的油藏，即利用現(xiàn)有常規(guī)技術(shù)開發(fā)時(shí)，內(nèi)部收益率低于行業(yè)的基準(zhǔn)收益率，而大于行業(yè)的成本折現(xiàn)率的油藏［1-3］。目前我國主要有海上［4-6］、低滲透［7］、稠油［8］、薄互層［9］以及復(fù)雜斷塊［10］等邊際油藏。隨著油氣勘探的不斷深入與技術(shù)水平的不斷提高，國內(nèi)外許多學(xué)者與油氣勘探家越來越重視邊際油藏的勘探與開發(fā)［11-14］。新一輪全國油氣資源評(píng)價(jià)表明，中國邊際油藏資源量約占總資源量的一半［15］。勝利油田作為中國東部典型成熟探區(qū)之一，發(fā)現(xiàn)可供開發(fā)的優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)量越來越少，依靠發(fā)現(xiàn)新油田增加可采儲(chǔ)量的潛力明顯變小［16］，如何加大現(xiàn)有油田研究的精細(xì)程度，提高成熟探區(qū)邊際油藏的采收率和可采儲(chǔ)量顯得尤為重要。

孤東油田是目前勝利油區(qū)四大主力整裝油田之一，石油地質(zhì)儲(chǔ)量1.922×108t，目前油田綜合含水高于96.8%，已進(jìn)入后期高含水開發(fā)階段［17-18］，發(fā)育典型薄層邊際油藏。吳平［19］在孤東油田薄層邊際油藏開發(fā)研究中將平面發(fā)育連片，區(qū)域平均砂厚和有效厚度小于3 m 的邊際油藏劃定為薄層邊際油藏。這類邊際油藏主要分布在館陶組非主力層和館陶組上段45層，具有儲(chǔ)量規(guī)模小、儲(chǔ)層發(fā)育差、厚度薄等特征，砂體整體動(dòng)用差。近年來，對(duì)孤東油田薄層邊際油藏的研究多集中在開發(fā)技術(shù)［19］和開發(fā)方式［20］等方面，薄層邊際油藏通過水平井配套注水和注汽引效開發(fā)，產(chǎn)生了顯著效果，但仍未形成針對(duì)薄層邊際油藏完整的開發(fā)技術(shù)對(duì)策?；谝陨蠁栴}，本文以孤東油田二區(qū)館陶組上段45薄層為研究對(duì)象，通過K均值聚類分析算法，劃分四類流動(dòng)單元，實(shí)現(xiàn)基于厚度、物性及含油性三方面的薄層邊際油藏定量化表征，建立薄層邊際油藏物性標(biāo)準(zhǔn)，明確其展布范圍。在此基礎(chǔ)上，建立不同開發(fā)技術(shù)下采收率的數(shù)學(xué)模型，從而形成完整的薄層邊際油藏開發(fā)調(diào)整技術(shù)對(duì)策，并通過礦場實(shí)施方案進(jìn)一步優(yōu)化論證，為薄層邊際油藏的勘探與開發(fā)提供理論與實(shí)際生產(chǎn)的指導(dǎo)。

1 區(qū)域地質(zhì)背景

孤東油田位于濟(jì)陽凹陷的沾化凹陷東部，孤南洼陷、孤北洼陷與樁東凹陷之間、墾東凸起的西側(cè)（見圖1）。

圖1 孤東油田區(qū)域位置

油田主要分布在孤東潛山披覆構(gòu)造上，其一區(qū)跨越到孤島凸起向東傾沒的孤東51斷鼻構(gòu)造之上，南部和東部與墾東-青坨子凸起為鄰，向北與長堤油田毗鄰，面積約70 km2。

孤東油田二區(qū)位于孤東油田西北部，館陶組上段45層，面積4.9 km2，在各區(qū)館上段45砂層中屬于較大的面積。孤東油田二區(qū)通過兩條斷層與三區(qū)、六區(qū)分界，整體構(gòu)造呈現(xiàn)北部高南部低的特征，區(qū)域內(nèi)部斷層發(fā)育，斷層多為近南北走向（見圖2a）。廣泛發(fā)育的斷層較大程度上破壞了館上45儲(chǔ)層砂體的連通性，為薄層邊際油藏的開發(fā)帶來了一定困難。孤東油田二區(qū)館上段45薄層整體以曲流河道沉積為主，南北兩端見有部分泛濫平原與河漫洼地，河道呈條帶狀—片狀展布，河漫洼地與泛濫平原呈條帶狀展布（見圖2a）。館陶組上段沉積期曲流河道的頻繁遷移形成其砂巖單層較薄、砂巖層數(shù)多、泥質(zhì)含量高的沉積特征，有效厚度平均為2.6 m（見圖2b）。通過有效厚度頻率圖可以看出，孤東二區(qū)有效厚度主要集中在2.0～2.5 m，整體屬于厚度較薄的薄層砂體儲(chǔ)層。

圖2 孤東油田二區(qū)館陶組上段45砂組沉積微相、頂面構(gòu)造與有效砂體厚度

2 利用流動(dòng)單元表征薄層邊際油藏

孤東油田館上段45層儲(chǔ)量1 226×104t（見表1），其中薄層主要分布在二區(qū)、三四區(qū)、六區(qū)和八區(qū)，地質(zhì)儲(chǔ)量870×104t。孤東二區(qū)館上段45薄層相比常規(guī)儲(chǔ)層和館陶組內(nèi)其他砂組，具有相對(duì)低的滲透率和有效厚度（見表1），并具有較高的原油黏度，而較高的泥質(zhì)含量與較厚的隔夾層使得薄層砂體間連通性較差。綜合沉積特征與石油地質(zhì)條件分析認(rèn)為，孤東油田薄層邊際油藏開發(fā)難點(diǎn)主要體現(xiàn)在三個(gè)方面：（1）河流相沉積橫向變化快，縱向物性夾層較發(fā)育，薄層進(jìn)一步被細(xì)分為多個(gè)小韻律層，復(fù)雜的非均質(zhì)性導(dǎo)致薄層儲(chǔ)層認(rèn)識(shí)難度大；（2）薄層儲(chǔ)層發(fā)育差，滲透率低，受層間非均質(zhì)性影響，與主力厚層合采時(shí)，薄層動(dòng)用較差，采出程度低；（3）受儲(chǔ)層物性影響，薄層儲(chǔ)量控制程度低。因此，運(yùn)用多參數(shù)對(duì)薄層邊際油藏儲(chǔ)層進(jìn)行精細(xì)表征將為薄層邊際油藏勘探方向與開發(fā)方案調(diào)整提供重要依據(jù)。

表1 各區(qū)塊館上段45薄層靜態(tài)參數(shù)

孤東二區(qū)館上段45砂體孔隙度為28%～32%，整體變化不大，但是滲透率具有較大的變化，滲透率是決定二區(qū)館上45儲(chǔ)層儲(chǔ)集物性的重要因素之一。通過對(duì)二區(qū)各井位館上段45砂體滲透率的統(tǒng)計(jì)并成圖（見圖3a），可以看出孤東二區(qū)45砂體儲(chǔ)層滲透率平面上變化較大，中部滲透率較高，向南北兩側(cè)逐漸變差。通過對(duì)各井滲透率的頻率統(tǒng)計(jì)可以看出（見圖3a），主要滲透率段為（0～500）×10-3μm2，而（500～5 000）×10-3μm2也有較多的分布，說明孤東二區(qū)館上段45砂體滲透率平面分布較為分散，存在較強(qiáng)的非均質(zhì)性，這對(duì)薄層儲(chǔ)層的注水開發(fā)產(chǎn)生不利的影響。

綜合地層條件的影響，認(rèn)為相對(duì)于常規(guī)儲(chǔ)層，薄層儲(chǔ)層的精細(xì)表征更為復(fù)雜。為了對(duì)薄層邊際油藏進(jìn)行精細(xì)表征，需要結(jié)合孤東二區(qū)館上45薄層有效厚度、滲透率、孔隙度、泥質(zhì)含量以及原油黏度特征等多項(xiàng)參數(shù)進(jìn)行綜合分析。而聚類分析算法可以對(duì)各項(xiàng)地質(zhì)參數(shù)進(jìn)行綜合分析，從而對(duì)薄層邊際油藏進(jìn)行全面綜合表征［21-22］。為了更加完善地利用多項(xiàng)參數(shù)綜合分析、分類并表征薄層邊際油藏，采取合適的數(shù)學(xué)方法建立聚類分析方案，劃分孤東二區(qū)館上45薄層流動(dòng)單元，并依據(jù)流動(dòng)單元特征進(jìn)行分類與評(píng)價(jià)。

K均值聚類算法（層次聚類）也稱為快速聚類，是一種迭代求解的聚類分析算法。運(yùn)用K均值聚類算法進(jìn)行聚類分析時(shí)，我們可以指定K個(gè)初始聚類中心數(shù)目，然后計(jì)算樣本中每一個(gè)對(duì)象與每一個(gè)初始聚類中心之間的距離，從而動(dòng)態(tài)地調(diào)整聚類中心參數(shù)值以及各個(gè)樣本所在聚類。每增加一個(gè)樣本，這種計(jì)算都要重新循環(huán)一次，因此這種聚類方法雖然原理簡單、操作簡便，但也只能局限于樣本數(shù)量較小的情況。

對(duì)于多項(xiàng)變量的聚類分析，K均值聚類算法（KMeans Clustering Algorithm）由于具有聚類數(shù)目的可選擇性、較強(qiáng)的可解釋度以及簡單快速的運(yùn)算等方面的優(yōu)點(diǎn)而成為流動(dòng)單元聚類分析最為合適的計(jì)算方法。

對(duì)孤東油田二區(qū)各井館上段45薄層有效砂體厚度、孔隙度、滲透率、儲(chǔ)量豐度以及泥質(zhì)含量等數(shù)據(jù)進(jìn)行歸納整理，劃分綜合選取了74 個(gè)有效數(shù)據(jù)點(diǎn)，滿足使用K均值聚類算法的小樣本量的基本條件。在實(shí)際操作中，運(yùn)用SPSS 軟件進(jìn)行K均值聚類分析，選定最終類數(shù)為4類，計(jì)算每個(gè)類中各個(gè)變量的變量值均值，并以均值點(diǎn)作為新的類中心點(diǎn)。重復(fù)上面的兩步計(jì)算過程，直到達(dá)到指定的迭代次數(shù)或終止迭代的判斷要求為止，最終得到流動(dòng)單元聚類分析統(tǒng)計(jì)數(shù)據(jù)（見表2）。依據(jù)各類流動(dòng)單元聚類中心參數(shù)與二區(qū)各井位45層流動(dòng)單元的劃分，結(jié)合有效厚度與滲透率平面等值線圖，劃分全區(qū)流動(dòng)單元平面展布（見圖3b）。

表2 孤東油田二區(qū)45薄層流動(dòng)單元聚類參數(shù)

圖3 孤東油田二區(qū)館上45砂組滲透率與流動(dòng)單元平面展布

從孤東二區(qū)館上45薄層流動(dòng)單元平面展布圖可以看出，二區(qū)館上45層主要以III、IV 類流動(dòng)單元為主。

III、IV 類流動(dòng)單元以片狀、條帶狀展布，I、II 類流動(dòng)單元與III、IV 類流動(dòng)單元相比，不僅具有更厚的有效厚度，而且具備更高的滲透率以及更低的含水飽和度與泥質(zhì)含量，整體表現(xiàn)為物性好但平面展布較差的特征，通常呈點(diǎn)狀展布。I、II 類流動(dòng)單元對(duì)應(yīng)的儲(chǔ)層從儲(chǔ)層物性特征以及平面展布特征來看，均與孤東油田開發(fā)中“小砂體”類似，而與薄層邊際油藏具有一定的區(qū)別。因此，對(duì)流動(dòng)單元的劃分可以較好地將“小砂體”與“薄層砂體”進(jìn)行定量區(qū)分，從而建立研究區(qū)小砂體邊際油藏、薄層邊際油藏物性標(biāo)準(zhǔn)，有針對(duì)性地、定量化地進(jìn)行相關(guān)開發(fā)技術(shù)對(duì)策研究。

綜合流動(dòng)單元分類，認(rèn)為III、IV 類流動(dòng)單元可以良好地表征孤東二區(qū)館上45薄層邊際油藏。而III 類流動(dòng)單元相比于IV 類流動(dòng)單元通常具有較好的物性、較薄的有效砂體厚度以及平面上較為廣泛的發(fā)育程度。

因此，III 類流動(dòng)單元的儲(chǔ)層是孤東油田薄層邊際油藏挖潛技術(shù)研究的主要對(duì)象。

3 薄層邊際油藏開發(fā)技術(shù)對(duì)策

基于孤東油田二區(qū)邊際油藏流動(dòng)單元方法分類方案，針對(duì)孤東油田二區(qū)分布面積與儲(chǔ)層物性具有綜合優(yōu)勢的III類流動(dòng)單元的儲(chǔ)層，結(jié)合其薄層邊際油藏儲(chǔ)層表征與國內(nèi)外對(duì)薄層邊際油藏開采的技術(shù)方案，采用直井與水平井的彈性方式與注汽方式進(jìn)行油藏模擬，分析其最終采收率，研究不同方案的實(shí)施效果，從而對(duì)孤東二區(qū)館上45層開發(fā)技術(shù)對(duì)策進(jìn)行全面分析。

油藏?cái)?shù)值模擬采用CMG 軟件STARTS 模塊模擬。數(shù)模參數(shù)主要有地層厚度、孔隙度、滲透率、原油黏度以及巖石滲流特征，物性參數(shù)與III類流動(dòng)單元一致，黏度與巖石滲流特征參數(shù)取自孤東油田二區(qū)館上段45油藏實(shí)際情況（見圖4）。設(shè)定薄層邊際油藏砂體厚度為2 m，孔隙度與滲透率選擇均一模型，孔隙度28%，滲透率平面方向?yàn)?00×10-3μm2，垂直方向?yàn)?00×10-3μm2，原油黏度5 780 mPa?s（25 ℃條件下），原油密度965 kg/m3，油水界面-1 400 m，油藏溫度63.45 ℃，地層壓力10 000 kPa，進(jìn)行最終采收率模擬計(jì)算，結(jié)果見表3。可以看出，決定采收率的主要因素為原油黏度與開發(fā)方式。

表3 不同開發(fā)技術(shù)提高采收率效果

圖4 孤東油田二區(qū)45薄層建模主要參數(shù)及模型示意

在實(shí)際開發(fā)中，由于薄層邊際油藏對(duì)開發(fā)成本的敏感性，需要充分考慮各項(xiàng)開發(fā)技術(shù)所帶來的成本影響。

水平井雖然可以帶來更高的采收率，但這種開發(fā)方式也具有最高的成本。因此，在對(duì)薄層邊際油藏開發(fā)技術(shù)進(jìn)行調(diào)整分析的同時(shí)，必須考慮邊際效益所帶來的成本影響。

通過概念模型得到最終采收率的結(jié)果，結(jié)合模型儲(chǔ)量，設(shè)定原油價(jià)格為70 美元/桶，計(jì)算經(jīng)濟(jì)極限產(chǎn)油（見表4）。

表4 各開發(fā)方式經(jīng)濟(jì)極限采收率與儲(chǔ)量（模型儲(chǔ)量為3.24×104 m3）

通過經(jīng)濟(jì)模板計(jì)算不同油價(jià)下經(jīng)濟(jì)極限增油，可以看出油藏水平井相比其他開發(fā)方案可達(dá)到最大經(jīng)濟(jì)極限增油，水平井注汽開采可達(dá)到最大經(jīng)濟(jì)極限增油量。依據(jù)經(jīng)濟(jì)模板所得到的極限采收率，結(jié)合油價(jià)與各開發(fā)方式的最終成本，計(jì)算各開發(fā)方式下的最終收益，通過最終收益情況，確定適合的開發(fā)方式（見圖5）。

圖5 70美元油價(jià)下稠油各開發(fā)方式最終收益對(duì)比柱狀圖

從圖5可以看出，在理論模型模擬300 m×300 m工區(qū)內(nèi)有效厚度2 m 的理論模型儲(chǔ)量32 400 m3，原油密度950 kg/m3，噸桶比為6.5，美元兌換人民幣為1:6.75 的情況下，依照理論得出的采收率，原油價(jià)格70 美元/桶時(shí)，水平井收益最高。綜合上述研究成果，認(rèn)為水平井+注汽開發(fā)為孤東油田薄層邊際油藏具有最高收益的開發(fā)方案。

4 礦場實(shí)施方案優(yōu)化論證

依據(jù)上述經(jīng)濟(jì)技術(shù)相關(guān)理論模型的分析可以看出，在孤東油田館上45薄層邊際油藏采用水平井蒸汽吞吐開發(fā)方式可以得到最大收益。針對(duì)這一結(jié)論，選取孤東油田二區(qū)西南部GOGD2P13 井區(qū)，通過建模和數(shù)模一體化技術(shù)，建立水平井+彈性、水平井+注汽、直井+彈性、直井+注汽共4 套開發(fā)方案的實(shí)際模型，對(duì)比其最終采收率，選取最優(yōu)方案，以驗(yàn)證這一觀點(diǎn)。

依照對(duì)薄層邊際油藏開發(fā)技術(shù)調(diào)整，孤東油田于2018 年初在孤東油田二區(qū)西南部與一區(qū)交界處GOGD2P13井區(qū)共布置了GD2P12、GD2P13、GD2P14共3 口水平井并陸續(xù)投產(chǎn)，三口水平井均在館上段45薄層III 類流動(dòng)單元之中（見圖6）。研究選取GOGD2P13 井區(qū)作為礦場實(shí)施方案實(shí)際優(yōu)化論證，為理論模型運(yùn)算結(jié)果的檢驗(yàn)提供更可靠的實(shí)際生產(chǎn)結(jié)論依據(jù)。

圖6 GOGD2P13稠油井區(qū)數(shù)字模型平面及三維圖

通過對(duì)4 類開發(fā)方案最終采收率的計(jì)算，得到最終結(jié)果（見表5），4類開發(fā)方案采收率曲線見圖7。

表5 GOGD2P13井區(qū)不同開發(fā)方式提高采收率結(jié)果

圖7 GOGD2P13井區(qū)不同開發(fā)方式下采收率曲線

從最終結(jié)果可以看出，在4類開發(fā)方案中，水平井+注汽方案具有最高的采收率，比水平井彈性開采有十分顯著的提高。

將理論預(yù)測結(jié)果與實(shí)際生產(chǎn)進(jìn)行對(duì)比，以驗(yàn)證理論模型的準(zhǔn)確性。2018 年2 月在孤東油田二區(qū)GOGD2P13 井區(qū)布置3 口新井陸續(xù)投產(chǎn)（GD2P12 與GD2P14 井正常生產(chǎn)，GD2P13 井注汽效果差，為不正常生產(chǎn)井），采用水平井注汽方案，初期單井平均日產(chǎn)油6.3 t，目前單井平均日產(chǎn)油6.8 t，平均含水38.6%，截止目前累計(jì)增油3 799 t，開發(fā)效果顯著（見表6），與理論模型得出的結(jié)果一致。孤東油田二區(qū)GD2P13 井由于不正常生產(chǎn)，注汽吞吐熱采并未見效，其產(chǎn)量相對(duì)GD2P12 與GD2P14 明顯更低，也說明了注汽吞吐開采是提高孤東油田二區(qū)薄層邊際油藏采收率的最重要的技術(shù)方案。此外，對(duì)比孤東油田其他區(qū)塊薄層邊際油藏已投產(chǎn)的水平井注水冷采開發(fā)方案，可以看出水平井開采均具有較好效果，但水平井注汽吞吐的效果明顯好于水平井注水開采。

表6 2018年已投產(chǎn)薄層水平井開發(fā)效果統(tǒng)計(jì)

5 結(jié)論

（1）通過有效厚度、滲透率、孔隙度、泥質(zhì)含量以及儲(chǔ)量豐度5項(xiàng)參數(shù)將孤東二區(qū)館上45薄層定量劃分出I、II、III、IV 共四類流動(dòng)單元，依據(jù)各類流動(dòng)單元對(duì)應(yīng)的儲(chǔ)層物性特征、平面展布特征以及孤東油田開發(fā)方案，將III、IV 類流動(dòng)單元確定為薄層邊際油藏。

（2）針對(duì)薄層邊際油藏，通過不同開發(fā)井類型與不同開發(fā)方式的數(shù)值模擬，分別計(jì)算水平井彈性、水平井蒸汽吞吐、直井彈性以及直井蒸汽吞吐使用年限內(nèi)的最終采收率，結(jié)合油價(jià)與各開發(fā)方式的最終成本得出各開發(fā)方式下的最終收益，最終確定水平井注汽吞吐在薄層邊際油藏開發(fā)中具有最高的最終收益。

（3）選擇GOGD2P13 稠油井區(qū)建立基于薄層邊際油藏開發(fā)方案理論模型的礦場實(shí)施方案，并將其與礦場實(shí)際開發(fā)效果進(jìn)行對(duì)比，兩者結(jié)果一致，證明理論模型與生產(chǎn)實(shí)際具有良好的適應(yīng)性，可用于指導(dǎo)薄層邊際油藏挖潛技術(shù)對(duì)策的調(diào)整與礦場實(shí)施方案的優(yōu)化。