SZ油田开发中后期相控储层精细表征研究

2012-09-15张建民刘英宪

特种油气藏 2012年4期

关键词：基准面小层层序

张岚，张建民，王宁，郭诚，刘英宪

(中海油(中国)有限公司天津分公司，天津塘沽 300452)

SZ油田开发中后期相控储层精细表征研究

张岚，张建民，王宁，郭诚，刘英宪

(中海油(中国)有限公司天津分公司，天津塘沽 300452)

SZ油田已进入开发中后期的高含水阶段，为进一步描述储层分布规律，以高分辨率层序地层学理论为基础，采用岩心、测井、地震资料和生产动态资料等方法，对SZ油田东营组下段的层序地层及基准面旋回界面、洪泛面的成因类型进行综合研究，建立了中短期旋回层序地层框架。在此基础上进行短期层序为单元的等时地层对比，同时划分单井沉积微相并描述小层单元内沉积微相特征。应用层序地层学和相控储层建模技术，建立能精细表征储层非均质特征的地质预测模型，并利用油藏数值模拟对油田压力、含水率进行历史拟合，拟合结果与油田实际生产数据吻合较好，表明利用层序地层学及相控地质建模技术可为油田中后期综合调整及挖潜提供可靠的地质依据。

开发中后期;高分辨率层序地层学;等时地层格架;储层建模;SZ油田

引言

SZ油田位于渤海辽东湾海域辽西低凸起中段，构造形态为北东走向的半背斜。该油田主力含油层段为古近系东营组下段，埋深为1 300～1 600 m，储层为湖相三角洲沉积。流体分布受构造、岩性双重因素控制，为在纵横向上存在多个油气水系统的构造层状油气藏。油田分Ⅰ期和Ⅱ期开发，Ⅰ期从1993年至1997年陆续投产，Ⅱ期于2000年至2001年投产，采用反九点法注采井网，日产油为9 300 m3/d，综合含水为68%，采油速度为1.1%，采出程度为13.3%。目前面临的主要问题是层间矛盾突出，注水突进明显，含水上升加快，各油层的动用状况差异明显，产量递减较快。为了解决这一突出问题，进一步描述储层纵、横向分布特征，完善对沉积体系及沉积微相精细研究，加强在高分辨率层序地层学理论指导下储层精细表征研究，为油田中后期综合调整、完善注采井网及剩余油挖潜提供地质依据。

1 层序地层划分与对比

层序地层划分主要通过基准面旋回变化来确定，首先根据区域不整合面和大型底冲刷面的发育特点，结合钻井、测井资料和地震资料剖面上的响应特征及其旋回叠加样式，划分出长期旋回和中期旋回，短期旋回的划分要依据岩心、钻井和测井剖面中的地层几何形态与接触关系，并结合岩石粒度、厚度、构造等和岩相序列等资料，层序地层划分是建立等时地层框架的前提和基础，决定了等时地层单元及小层砂体对比的精度。

在进入油田中后期开发阶段，短期旋回层序是油藏开发调整的最小单元，因此，层序地层划分的首要任务是准确有效地识别短期旋回。首先识别出构造不整合面、大型侵蚀冲刷面和最大洪泛面等具有特殊成因意义的界面，在此基础上，利用钻井岩性标志或典型岩－电模式等手段识别和划分短期旋回层序界面，以此完成层序地层的划分。依据上述思路和方法，识别出东下段多个短期旋回层序界面，为等时地层划分和对比打下基础。

2 层序地层格架的建立

等时地层对比是油田高效合理开发的基础，同时也是油气藏中后期开发的难点［1－2］。本次层序地层学研究主要是为油田中后期开发阶段建立更高精度的等时地层格架。依据高分辨率层序学与

沉积动力学原理，以转换面为优选等时地层对比位置进行东营组下段联井剖面地层划分和对比，建立高精度的等时地层格架，并在等时地层格架内完成小层砂体或单砂体为单元的对比，大大提高了储层对比的精度和准确度。

2.1 层序地层精细对比

该方法进行小层砂体等时追踪对比的操作流程是:①将钻井资料与地震资料相结合，制作合成地震记录，建立地质分层与地震反射界面的关系，将测井层序划分的中长期旋回标定在地震剖面上，在井震约束下进行层序划分和识别，建立中长期旋回的等时地层格架;②利用测井资料垂向分辨率高的特点，依据层序地层划分原理对油组进行短期旋回的小层砂体细分，确定各小层砂体的旋回结构类型、沉积序列，同时引入生产动态资料分析砂体的连通性，调整小层砂体分层;③在中期等时地层格架中，根据中期旋回或者其上下较强的同相轴作为控制，利用钻井资料进行短期旋回的划分，确定各相邻同期层序的相变特征和对比关系，以二分时间单元分界线作为多旋回对比的等时标志，对单砂体进行等时地层对比(图1)。

图1 高分辨率层序地层格架下的小层砂体等时对比

2.2 相序组合

相序组合关系与基准面和沉积环境彼此间成因联系极为密切，由相似岩性、岩相地层叠加组成的韵律性湖进—湖退沉积序列，是分析水动力和地层叠加样式过程的基础。随着基准面的变化，沉积环境中的相序［3－4］、相组合和相类型也有显著区别。基准面变化过程中不同沉积微相形态及类型能够指示基准面的不同位置，应用沉积相来研究基准面旋回的变化。研究区最常见的短期旋回相序组合关系有:短期基准面上升过程反映了水体变深发生退积的湖进过程，相序组合关系表现为水下分流河道—前三角洲泥或分流间湾微相的叠加;基准面下降和水体变浅反映了发生进积的湖退过程，表现为前三角洲泥或分流间湾—河口砂坝(远砂坝或席状砂)的叠加过程(图2)。

2.3 沉积体系演化

基准面变化对沉积微相有较好的控制作用，反映了原始的沉积环境和沉积物的保存程度随时间、空间的变化［5］。因此，在层序地层格架内砂体对比的基础上，对三角洲沉积体系及演化规律与基准面变化进行了分析研究(图3)。该研究区三角洲前缘砂体的演化特征:基准面上升期半旋回，垂向上表现为退积沉积序列，此时水下分流河道非常发育，伴随着基准面的上升，A/S比值逐渐增大，基准面相对较高，由下向上短期基准面旋回厚度减小，沉积物少，砂岩分布范围减小，开始向陆迁移，主要发育以滨浅湖为主的沉积环境，此时河道规模逐渐缩小，直至消失，由三角洲前缘亚相向上逐渐进入前三角洲湖相泥岩亚相，此时水体最深。基准面下降期半旋回，垂向上总体表现为进积沉积序列，伴随着基准面的下降，A/S比值减小，沉积物增加并向湖盆中心方向进积，砂岩分布范围和厚度增大，分流河道规模逐渐变大，延伸至湖盆中心，从而形成较大规模的进积三角洲沉积体系。

由于不同的A/S值控制储层砂体类型，故基准面升降、A/S值大小的变化控制着三角洲前缘储层砂体分布规律。根据研究区三角洲前缘砂体和旋回类型的分布演化特征，总结了三角洲前缘沉积体系演化规律(图3)。因此运用基准面旋回原理，对三角洲前缘储层砂体进行精细划分和描述，大大提高了储层预测的精度和准确性。同时利用相控建模技术为井间储层物性参数的预测提供约束条件，也为油田中后期剩余油分布研究打下基础。

图2 三角洲短期旋回组合及沉积相序划分

图3 SZ油田东营组0—3小层砂体发育及沉积相演化

2.4 沉积微相模拟

沉积微相是构成储层砂体的基本成因单元，将储层按沉积微相进行划分，有利于定量描述主要渗流单元［6］。根据测井曲线在各沉积微相中的不同响应特征，对各单井进行沉积微相分析，同时考虑各微相之间的接触关系和相序组合，在砂体厚度等值线图和沉积相序的约束下绘制各个小层沉积微相平面展布图，同时利用生产动态资料，对沉积相的平面展布、连通性等进行定量分析。然后，对校正后的沉积微相平面图件进行数字化，利用单井沉积微相、数字化沉积微相图和生产动态揭示的连通性进行序贯高斯模拟，建立研究区沉积微相分布模型(图4)。

图4 SZ油田三维沉积微相模型

3 储层精细定量表征研究

3.1 相控储层参数模型

储层物性参数建模采用沉积微相控制，并约束岩性物性参数的空间展布规律。相控建模方法要充分利用研究者对地质模式和地质知识的认识，提高地质因素和地质趋势对于属性参数模型的控制约束作用。

首先对钻井数据离散化处理，采用序贯指示模拟方法求取各沉积微相的变差函数，建立短期层序旋回下的沉积微相，根据相控建模原则，采用井震协同约束方法分别建立孔隙度、渗透率及含油饱和度参数模型［7－9］(图5)。在此基础上，通过开展油藏数值模拟研究，在高分辨率层序地层格架内深入分析流体渗流规律和剩余油分布规律，为高含水油田中后期开发、制订高效挖潜措施提供可靠的地质依据。

图5 SZ油田三维孔隙度模型

3.2 模型的动态响应

储层地质模型是油藏数值模拟研究的基础，而数值模拟研究又可通过历史拟合等手段来评价地质模型的可靠性。通过生产动态和历史拟合相结合，可靠的动态模拟与不确定性的静态模型的吻合程度分析，使地质模型更接近油藏实际地质情况，更准确地反映地下流体的分布规律。地质储量是油田开发的物质基础和前提，地质储量的准确与否关系到油藏数值模拟过程中历史拟合的成败［10］。首先，按地质小层进行储量分区，通过平衡卡和饱和度端点计算各小层的地质储量，储量拟合结果与容积法计算储量误差在5%左右。历史拟合的工作制度是以所有生产井定地面产油量来拟合油田、区块和单井的地层压力、含水、气油比和流压。根据油田的实际情况，首先，因为各平台投产时间不同，进行压力的拟合。油田生产初期的单井测压数据不能代表全油田地层压力。因此，压力的拟合主要进行单井静压拟合，通过调整井点附近的渗透率进行拟合(图6)。其次，进行含水率的拟合。油田和区块的含水率拟合主要是通过调整油水相对渗透率曲线，而对含水率的准确拟合则通过单井拟合实现。拟合单井含水率时，主要调整井点附近渗透率以及注采井间的连通率，通过对相渗曲线的调整，使计算含水和实际含水大体一致。通过拟合计算，模拟计算的含水率基本与油田实际含水率变化趋势基本吻合(图6)。历史拟合结果表明，依据高分辨率层序地层学及相控模式约束所建立的储层地质模型较准确地反映了地下储层的非均质性，从生产动态响应资料也验证了地质模型的可靠性和适用性。