薄层边际油藏表征与挖潜技术对策

2021-12-17赵世杰李林祥崔文福官敬涛

复杂油气藏 2021年3期

赵世杰，李林祥，傅强，崔文福，官敬涛

（1.同济大学海洋地质国家重点实验室，上海 200092；2.同济大学海洋与地球科学学院，上海 200092；3.中国石化胜利油田分公司孤东采油厂，山东东营 257029）

边际油藏指经济上处于开发边缘的油藏，即利用现有常规技术开发时，内部收益率低于行业的基准收益率，而大于行业的成本折现率的油藏［1-3］。目前我国主要有海上［4-6］、低渗透［7］、稠油［8］、薄互层［9］以及复杂断块［10］等边际油藏。随着油气勘探的不断深入与技术水平的不断提高，国内外许多学者与油气勘探家越来越重视边际油藏的勘探与开发［11-14］。新一轮全国油气资源评价表明，中国边际油藏资源量约占总资源量的一半［15］。胜利油田作为中国东部典型成熟探区之一，发现可供开发的优质储量越来越少，依靠发现新油田增加可采储量的潜力明显变小［16］，如何加大现有油田研究的精细程度，提高成熟探区边际油藏的采收率和可采储量显得尤为重要。

孤东油田是目前胜利油区四大主力整装油田之一，石油地质储量1.922×108t，目前油田综合含水高于96.8%，已进入后期高含水开发阶段［17-18］，发育典型薄层边际油藏。吴平［19］在孤东油田薄层边际油藏开发研究中将平面发育连片，区域平均砂厚和有效厚度小于3 m 的边际油藏划定为薄层边际油藏。这类边际油藏主要分布在馆陶组非主力层和馆陶组上段45层，具有储量规模小、储层发育差、厚度薄等特征，砂体整体动用差。近年来，对孤东油田薄层边际油藏的研究多集中在开发技术［19］和开发方式［20］等方面，薄层边际油藏通过水平井配套注水和注汽引效开发，产生了显著效果，但仍未形成针对薄层边际油藏完整的开发技术对策。基于以上问题，本文以孤东油田二区馆陶组上段45薄层为研究对象，通过K均值聚类分析算法，划分四类流动单元，实现基于厚度、物性及含油性三方面的薄层边际油藏定量化表征，建立薄层边际油藏物性标准，明确其展布范围。在此基础上，建立不同开发技术下采收率的数学模型，从而形成完整的薄层边际油藏开发调整技术对策，并通过矿场实施方案进一步优化论证，为薄层边际油藏的勘探与开发提供理论与实际生产的指导。

1 区域地质背景

孤东油田位于济阳凹陷的沾化凹陷东部，孤南洼陷、孤北洼陷与桩东凹陷之间、垦东凸起的西侧（见图1）。

图1 孤东油田区域位置

油田主要分布在孤东潜山披覆构造上，其一区跨越到孤岛凸起向东倾没的孤东51断鼻构造之上，南部和东部与垦东-青坨子凸起为邻，向北与长堤油田毗邻，面积约70 km2。

孤东油田二区位于孤东油田西北部，馆陶组上段45层，面积4.9 km2，在各区馆上段45砂层中属于较大的面积。孤东油田二区通过两条断层与三区、六区分界，整体构造呈现北部高南部低的特征，区域内部断层发育，断层多为近南北走向（见图2a）。广泛发育的断层较大程度上破坏了馆上45储层砂体的连通性，为薄层边际油藏的开发带来了一定困难。孤东油田二区馆上段45薄层整体以曲流河道沉积为主，南北两端见有部分泛滥平原与河漫洼地，河道呈条带状—片状展布，河漫洼地与泛滥平原呈条带状展布（见图2a）。馆陶组上段沉积期曲流河道的频繁迁移形成其砂岩单层较薄、砂岩层数多、泥质含量高的沉积特征，有效厚度平均为2.6 m（见图2b）。通过有效厚度频率图可以看出，孤东二区有效厚度主要集中在2.0～2.5 m，整体属于厚度较薄的薄层砂体储层。

图2 孤东油田二区馆陶组上段45砂组沉积微相、顶面构造与有效砂体厚度

2 利用流动单元表征薄层边际油藏

孤东油田馆上段45层储量1 226×104t（见表1），其中薄层主要分布在二区、三四区、六区和八区，地质储量870×104t。孤东二区馆上段45薄层相比常规储层和馆陶组内其他砂组，具有相对低的渗透率和有效厚度（见表1），并具有较高的原油黏度，而较高的泥质含量与较厚的隔夹层使得薄层砂体间连通性较差。综合沉积特征与石油地质条件分析认为，孤东油田薄层边际油藏开发难点主要体现在三个方面：（1）河流相沉积横向变化快，纵向物性夹层较发育，薄层进一步被细分为多个小韵律层，复杂的非均质性导致薄层储层认识难度大；（2）薄层储层发育差，渗透率低，受层间非均质性影响，与主力厚层合采时，薄层动用较差，采出程度低；（3）受储层物性影响，薄层储量控制程度低。因此，运用多参数对薄层边际油藏储层进行精细表征将为薄层边际油藏勘探方向与开发方案调整提供重要依据。

表1 各区块馆上段45薄层静态参数

孤东二区馆上段45砂体孔隙度为28%～32%，整体变化不大，但是渗透率具有较大的变化，渗透率是决定二区馆上45储层储集物性的重要因素之一。通过对二区各井位馆上段45砂体渗透率的统计并成图（见图3a），可以看出孤东二区45砂体储层渗透率平面上变化较大，中部渗透率较高，向南北两侧逐渐变差。通过对各井渗透率的频率统计可以看出（见图3a），主要渗透率段为（0～500）×10-3µm2，而（500～5 000）×10-3µm2也有较多的分布，说明孤东二区馆上段45砂体渗透率平面分布较为分散，存在较强的非均质性，这对薄层储层的注水开发产生不利的影响。

综合地层条件的影响，认为相对于常规储层，薄层储层的精细表征更为复杂。为了对薄层边际油藏进行精细表征，需要结合孤东二区馆上45薄层有效厚度、渗透率、孔隙度、泥质含量以及原油黏度特征等多项参数进行综合分析。而聚类分析算法可以对各项地质参数进行综合分析，从而对薄层边际油藏进行全面综合表征［21-22］。为了更加完善地利用多项参数综合分析、分类并表征薄层边际油藏，采取合适的数学方法建立聚类分析方案，划分孤东二区馆上45薄层流动单元，并依据流动单元特征进行分类与评价。

K均值聚类算法（层次聚类）也称为快速聚类，是一种迭代求解的聚类分析算法。运用K均值聚类算法进行聚类分析时，我们可以指定K个初始聚类中心数目，然后计算样本中每一个对象与每一个初始聚类中心之间的距离，从而动态地调整聚类中心参数值以及各个样本所在聚类。每增加一个样本，这种计算都要重新循环一次，因此这种聚类方法虽然原理简单、操作简便，但也只能局限于样本数量较小的情况。

对于多项变量的聚类分析，K均值聚类算法（KMeans Clustering Algorithm）由于具有聚类数目的可选择性、较强的可解释度以及简单快速的运算等方面的优点而成为流动单元聚类分析最为合适的计算方法。

对孤东油田二区各井馆上段45薄层有效砂体厚度、孔隙度、渗透率、储量丰度以及泥质含量等数据进行归纳整理，划分综合选取了74 个有效数据点，满足使用K均值聚类算法的小样本量的基本条件。在实际操作中，运用SPSS 软件进行K均值聚类分析，选定最终类数为4类，计算每个类中各个变量的变量值均值，并以均值点作为新的类中心点。重复上面的两步计算过程，直到达到指定的迭代次数或终止迭代的判断要求为止，最终得到流动单元聚类分析统计数据（见表2）。依据各类流动单元聚类中心参数与二区各井位45层流动单元的划分，结合有效厚度与渗透率平面等值线图，划分全区流动单元平面展布（见图3b）。

表2 孤东油田二区45薄层流动单元聚类参数

图3 孤东油田二区馆上45砂组渗透率与流动单元平面展布

从孤东二区馆上45薄层流动单元平面展布图可以看出，二区馆上45层主要以III、IV 类流动单元为主。

III、IV 类流动单元以片状、条带状展布，I、II 类流动单元与III、IV 类流动单元相比，不仅具有更厚的有效厚度，而且具备更高的渗透率以及更低的含水饱和度与泥质含量，整体表现为物性好但平面展布较差的特征，通常呈点状展布。I、II 类流动单元对应的储层从储层物性特征以及平面展布特征来看，均与孤东油田开发中“小砂体”类似，而与薄层边际油藏具有一定的区别。因此，对流动单元的划分可以较好地将“小砂体”与“薄层砂体”进行定量区分，从而建立研究区小砂体边际油藏、薄层边际油藏物性标准，有针对性地、定量化地进行相关开发技术对策研究。

综合流动单元分类，认为III、IV 类流动单元可以良好地表征孤东二区馆上45薄层边际油藏。而III 类流动单元相比于IV 类流动单元通常具有较好的物性、较薄的有效砂体厚度以及平面上较为广泛的发育程度。

因此，III 类流动单元的储层是孤东油田薄层边际油藏挖潜技术研究的主要对象。

3 薄层边际油藏开发技术对策

基于孤东油田二区边际油藏流动单元方法分类方案，针对孤东油田二区分布面积与储层物性具有综合优势的III类流动单元的储层，结合其薄层边际油藏储层表征与国内外对薄层边际油藏开采的技术方案，采用直井与水平井的弹性方式与注汽方式进行油藏模拟，分析其最终采收率，研究不同方案的实施效果，从而对孤东二区馆上45层开发技术对策进行全面分析。

油藏数值模拟采用CMG 软件STARTS 模块模拟。数模参数主要有地层厚度、孔隙度、渗透率、原油黏度以及岩石渗流特征，物性参数与III类流动单元一致，黏度与岩石渗流特征参数取自孤东油田二区馆上段45油藏实际情况（见图4）。设定薄层边际油藏砂体厚度为2 m，孔隙度与渗透率选择均一模型，孔隙度28%，渗透率平面方向为800×10-3µm2，垂直方向为400×10-3µm2，原油黏度5 780 mPa•s（25 ℃条件下），原油密度965 kg/m3，油水界面-1 400 m，油藏温度63.45 ℃，地层压力10 000 kPa，进行最终采收率模拟计算，结果见表3。可以看出，决定采收率的主要因素为原油黏度与开发方式。

表3 不同开发技术提高采收率效果

图4 孤东油田二区45薄层建模主要参数及模型示意

在实际开发中，由于薄层边际油藏对开发成本的敏感性，需要充分考虑各项开发技术所带来的成本影响。

水平井虽然可以带来更高的采收率，但这种开发方式也具有最高的成本。因此，在对薄层边际油藏开发技术进行调整分析的同时，必须考虑边际效益所带来的成本影响。

通过概念模型得到最终采收率的结果，结合模型储量，设定原油价格为70 美元/桶，计算经济极限产油（见表4）。

表4 各开发方式经济极限采收率与储量（模型储量为3.24×104 m3）

通过经济模板计算不同油价下经济极限增油，可以看出油藏水平井相比其他开发方案可达到最大经济极限增油，水平井注汽开采可达到最大经济极限增油量。依据经济模板所得到的极限采收率，结合油价与各开发方式的最终成本，计算各开发方式下的最终收益，通过最终收益情况，确定适合的开发方式（见图5）。

图5 70美元油价下稠油各开发方式最终收益对比柱状图

从图5可以看出，在理论模型模拟300 m×300 m工区内有效厚度2 m 的理论模型储量32 400 m³，原油密度950 kg/m³，吨桶比为6.5，美元兑换人民币为1:6.75 的情况下，依照理论得出的采收率，原油价格70 美元/桶时，水平井收益最高。综合上述研究成果，认为水平井+注汽开发为孤东油田薄层边际油藏具有最高收益的开发方案。

4 矿场实施方案优化论证

依据上述经济技术相关理论模型的分析可以看出，在孤东油田馆上45薄层边际油藏采用水平井蒸汽吞吐开发方式可以得到最大收益。针对这一结论，选取孤东油田二区西南部GOGD2P13 井区，通过建模和数模一体化技术，建立水平井+弹性、水平井+注汽、直井+弹性、直井+注汽共4 套开发方案的实际模型，对比其最终采收率，选取最优方案，以验证这一观点。

依照对薄层边际油藏开发技术调整，孤东油田于2018 年初在孤东油田二区西南部与一区交界处GOGD2P13井区共布置了GD2P12、GD2P13、GD2P14共3 口水平井并陆续投产，三口水平井均在馆上段45薄层III 类流动单元之中（见图6）。研究选取GOGD2P13 井区作为矿场实施方案实际优化论证，为理论模型运算结果的检验提供更可靠的实际生产结论依据。

图6 GOGD2P13稠油井区数字模型平面及三维图

通过对4 类开发方案最终采收率的计算，得到最终结果（见表5），4类开发方案采收率曲线见图7。

表5 GOGD2P13井区不同开发方式提高采收率结果

图7 GOGD2P13井区不同开发方式下采收率曲线

从最终结果可以看出，在4类开发方案中，水平井+注汽方案具有最高的采收率，比水平井弹性开采有十分显著的提高。

将理论预测结果与实际生产进行对比，以验证理论模型的准确性。2018 年2 月在孤东油田二区GOGD2P13 井区布置3 口新井陆续投产（GD2P12 与GD2P14 井正常生产，GD2P13 井注汽效果差，为不正常生产井），采用水平井注汽方案，初期单井平均日产油6.3 t，目前单井平均日产油6.8 t，平均含水38.6%，截止目前累计增油3 799 t，开发效果显著（见表6），与理论模型得出的结果一致。孤东油田二区GD2P13 井由于不正常生产，注汽吞吐热采并未见效，其产量相对GD2P12 与GD2P14 明显更低，也说明了注汽吞吐开采是提高孤东油田二区薄层边际油藏采收率的最重要的技术方案。此外，对比孤东油田其他区块薄层边际油藏已投产的水平井注水冷采开发方案，可以看出水平井开采均具有较好效果，但水平井注汽吞吐的效果明显好于水平井注水开采。