彩南油田C135井区三工河组三维地质建模研究与应用

2014-09-14熊连桥于福生油气资源与探测国家重点实验室中国石油大学北京102249

长江大学学报(自科版) 2014年16期

熊连桥，于福生（油气资源与探测国家重点实验室（中国石油大学），北京 102249）

赵进雍（中石油新疆油田分公司勘探开发研究院地球物理研究所，新疆克拉玛依 834000）

田丽娜（油气资源与探测国家重点实验室（中国石油大学），北京 102249）

1 研究区地质概况

彩南油田C135井区位于准噶尔盆地东部五彩湾凹陷向白家海凸起过渡的部位，南北分别为阜康凹陷和东道海子凹陷。C135井区三工河组（J1s）油藏主要由C135井区、C136井区和C3520井区组成，在构造高部位发育了一系列低幅度背斜、断鼻、断块构造。J1s2（三工河组二段）发育有稳定的砂砾岩，可细分为两个砂层组，油层主要在发育辫状河三角洲前缘亚相，平均孔隙度17.91%，平均渗透率137.64mD，为中孔、中渗的较好储层。垂向上分为2个油藏，油藏主要在C136井区，油水界面1429m；油藏主要在C135井区和C3520井区，油水界面分别为1432m和1444m。油藏岩性夹层和物性夹层分布不稳定，底水比较活跃，地层能量保持较好。C135井区从2006年全面开发以来，目前产量已开始递减。目前存在主要问题是含水上升较快，对储层需要进行精细描述，建立精细地质模型，为数值模拟建立基础，探索剩余油分布规律。

2 C135井区三维地质模型的建立

2.1 数据准备

该研究的三维地质建模主要应用Petrel软件来完成。根据C135井区目前的开发情况，收集整理了26口井的井位坐标数据、测井数据、地震解释的断层数据及储层相关参数数据。利用经生产动态验证修改的J1s2地震解释顶面构造图作为构造模型趋势控制面。J1s2沉积厚度14～63m，平均30.8m，岩性主要为粉细砂岩、中－粗砂岩夹细砂岩及砾岩，顶部发育一套比较稳定的泥岩。按照旋回对比、厚度比例控制的原则将C135井区J1s2从上至下划分为4个小层。C135井区砂泥岩响应在测井曲线上分界面明显［1］，油藏目前综合含水70.6%，已进入中高含水开发阶段。是该区主力产层，平均厚度7.5m，岩性分布稳定。经过多轮滚动开发验证，认为储层划分精度满足生产需求，比较合理。结合取心井观察和测井相分析，需要建立C135井区单井沉积相模式，进而建立C135井区的沉积相模型。为了建立属性模型，需要对C135井区进行测井资料2次解释，得到属性建模所需要的数据。C135井区的主力开发区在C21井西断裂与C8井东断裂之间，建模工区面积7.15km2。C135井区采用不规则井网开采，平均井距264m，三维地质建模的网格精度为25m×25m×25m，建模精度满足生产实际需要。

2.2 三维地质模型及特征

利用地震解释和动态开发验证的断层数据在Petrel三维地质建模软件中建立C135井区10条断层的断层模型，C135井区断层倾角普遍较陡。然后利用地震解释的构造层面经过井上分层校正建立C135井区三维构造层面。最后利用断层模型和构造层面建立研究区目的层段的三维构造模型（见图1（a））。C135井区三工河组油藏北东向断裂系统的发育说明，该区是在白垩纪时期区域压扭性走滑作用下形成的张扭性构造变形。燕山晚期准噶尔盆地受到博格达山向北的推覆作用［2－3］，形成了一系列断层和褶皱构造。从区域上看，白家海凸起之上的雁列式断裂系统，形成于北东向的压扭性走滑作用，前人经过节理玫瑰花图分析最大主应力方向为7°。

C135井区有C135井和C136井2口取心井，通过岩心观察，将取心井段划分为水下分流河道、河口坝和支流间湾等沉积微相。测井相分析中，识别出钟形、箱形、漏斗形和指形4种形态的测井曲线，据此C135井区J1s2就划分出了三角洲平原的辫状水道、辫流坝和河道间沉积；三角洲前缘的水下分流河道、河口坝、支流间湾、远砂坝和溢岸砂沉积微相。由单井相出发，划分出C135井区的平面相模式，并以此建立起C135井区的三维沉积相模型（见图1（b））。

利用测井资料二次解释数据，在沉积相的约束下建立三维空间的储层物性参数模型。在河道砂体的约束下建立了C135井区的孔隙度、渗透率模型（见图1（c））。结合储量报告，利用阿尔奇公式计算含油饱和度，其中孔隙度指数为1.6059，岩性系数为1.062，饱和度指数为1.9007，地层水电阻率为0.32Ω·m，建立了含油饱和度模型。从孔、渗模型中可以直观的描述砂体的连通性［4］，为注采关系调整提供依据。

图1 C135井区三维地质模型

油田储层非均质研究对了解储层非均质对剩余油分布的影响有着非常重要的意义。C135井区J1s2为中孔－中等偏低渗储层，储层非均质性较强，非均质性较强的区域正好是水下分流河道微相砂体。沉积微相的差异往往会在非均质性强的河道边缘形成剩余油的富集区，而这些区域也是注采井网控制不住的地方，这就造成了有些油井含水已经很高，但是采出程度却比较低。

3 应用

3.1 C135井区地质储量复算

C135井区原油体积系数为1.166，原油密度为0.842g／cm3。经测井解释，C135井区油水边界为－1432m，圈定含油面积为1.8km2。利用建立的三维孔隙度模型和三维饱和度模型对研究区地质储量进行了复算（见表1），C135井区复算地质储量为67.81×104t，相对探明储量误差0.7%。

表1 C135井区复算储量与探明储量对比

3.2 C135井区剩余油分布规律

利用建立的三维地质模型开展油藏数值模拟，对C135井区剩余油地质储量进行了计算。研究区2007年标定采收率为27%，目前采出程度为19.2%，经过历史拟合，各井区剩余可采储量中，C135井区剩余可采储量达到了9×104m3。是研究区剩余油分布的主要小层。

从剩余油分布图可知，井间未控制的部位是剩余油分布的主要部位（见图2（a）），未射孔的构造高部位（见图2（b））是次要部位。因此，C135井区剩余油主要分布在渗透率变异系数和级差大的砂体内。

C135井区圈闭闭合高度小于20m，属于低幅度断背斜构造油藏［5］。水平井CHW302井位于构造的最高位置，水平井CHW301井和CHW303井构造位置较低，直井C135井也处于比较低的构造位置。生产情况上，这4口井日产液量均大于10t。水平井CHW302井目前的含水率最低，为44%左右，而C135井、水平井CHW301井和CHW303井含水率达到了70%以上。可见，低幅度构造油藏对油井的生产影响较大，构造幅度低，容易造成底水锥进。处于构造高部位的井开发效果较好，含水上升较慢。低幅度构造油藏水锥进之后剩余油就容易集中在井间，C135井区注采井网控制程度较高，因此控制采液速度就成为该区提高开发效果的主要方向。

图2 剩余油分布平面图和剖面图

通过数值模拟预测对比在不同采液速度下油藏累产油量大小，确定合理的采液速度。设计了4个采液速度：5.0%、6.0%、7.0%、8.0%，如图3所示。当采液速度在7.0%的时油藏未来15a累产油量最高，因此认为C135井区合理采液速度为7.0%，而目前的采液速度为8.4%。

C3509井2012年8月日注水上调，目前日注水量为63.5m3，C135井日产液量和含水率随之上升（见图4）。C135井上部生产，注水井C3509井对上部注水。C135井与 C3509井在砂体连通性较好，C3509井位于构造低部位，从C135井与C3509井的生产曲线上看（见图4），C135井已明显注水见效，目前的含水率已达到了72.6%，需要对C3509井调整注水量，防止C135井水淹。