哈得4CⅢ油藏隔夹层控制倾斜油水界面成因数值模拟

2022-03-25练章贵卞万江韩涛劳斌斌王开宇曾江涛

新疆石油地质 2022年2期

练章贵，卞万江，韩涛，劳斌斌，王开宇，曾江涛

（1.中国石油塔里木油田分公司a.勘探开发研究院；b.实验检测研究院，新疆库尔勒 841000；2.斯伦贝谢中国分公司，北京 100015）

国内外不少油田发育具有倾斜油水界面的油藏，例如伊拉克鲁迈拉油田NahrUmr 油藏，伊朗SA 油田Sarvak 油藏，中国准噶尔盆地莫西庄油田三工河组油藏，塔里木盆地巴什托普油田生屑灰岩油藏、哈得逊东河砂岩油藏等[1-10]。其成因可概括为4 种：后期构造运动使处于动态平衡的油气发生新的运移[11-15]；渗透率的差异导致毛细管压力不同[16]；地层水的流动造成势能面差异[17-18]；盐丘或热底辟使储集层温度变化，导致流体密度不同。

塔里木盆地哈得4CⅢ油藏是海西运动晚期形成的乡3 井区古油藏经后期构造作用调整改造而成[1-2]。其烃源岩为奥陶系海相烃源岩，新近系康村组沉积以来，库车坳陷持续沉降，地层反转，形成石炭系南高北低的格局，哈得逊油田在此期间形成[10]。该油藏为边底水砂岩油藏，2001 年投入开发，为同一压力和水动力系统、具有大幅度倾斜油水界面的大型海相砂岩油藏。前人虽作了大量的研究，但对油水界面大幅度倾斜的成因依然存在较大争议[1-3，9]。本文通过油气成藏数值模拟，探究大幅度倾斜油水界面的成因，旨在为研究区油气勘探有所裨益。

1 基础模型

1.1 隔夹层特征与分布

塔里木盆地哈得4CⅢ油藏储集层为一套海侵背景下的滨岸砂体沉积，内部隔夹层十分发育，可分为3 种类型：不同级次海泛面的泥质隔夹层、钙质胶结砂岩的物性隔夹层[19-20]和钙泥质隔夹层。哈得4CⅢ油藏共发育7套隔夹层，将储集层分隔为8个小层（图1）。其中隔夹层1 和隔夹层2 连片分布于油藏的西部、西南部和东南部；隔夹层3—隔夹层7分布于整个油藏，仅在局部井区未分布（天窗）；隔夹层平面长度最大可达17.5 km，厚度主要为0.4～2.5 m（表1）。

表1 哈得4CIII 油藏储集层隔夹层要素Table 1.Elements of interlayers in Hade 4CⅢreservoir

1.2 数值模拟基础模型设计

根据哈得4CⅢ油藏构造和储集层及其隔夹层特征，设计数值模拟机理模型为剖面模型（图2），模型长度为10 km，宽度为150 m，厚度为40 m；储集层高差为178 m，地层倾角为1.02°，构造高点顶界埋深为5 050 m。储集层纵向分为15 层，包括7 套隔夹层，储集层孔隙度为14%，渗透率为200 mD；隔夹层长度为9.0 km，厚度为0.4 m，孔隙度为4.2%，渗透率为0.01 mD，最大进汞毛细管压力为15.0 MPa。

设置原始烃源岩位于剖面左下角，原油储量为93.5×104m3，外接30 倍水体，流体性质与哈得4CⅢ油藏相同。调整隔夹层的条数、分布范围、毛细管压力、天窗数量等参数，模拟该油藏500×104a 的油气运移成藏过程，分析原油二次运移及分布特征，确定不同参数对倾斜油水界面的控制作用。

2 油藏数值模拟

2.1 隔夹层层数的影响

设置了3套数值模拟模型，包括基础模型、具1层隔夹层模型和无隔夹层模型，模拟原油二次运移后的结果（图3）。

隔夹层层数及分布对哈得4CⅢ油藏大幅度倾斜油水界面的形成和油水分布影响很大。对有7 层大面积分布的隔夹层模型，由于隔夹层的遮挡作用和油水分异作用，模拟300×104a 时倾斜油水界面幅度为148 m，并达到平衡状态；继续模拟油藏调整500×104a后，其结果与300×104a油水分布一致。对储集层顶部存在1层大面积分布的隔夹层模型，预测300×104a，隔夹层之上为倾斜油水界面，隔夹层之下为水平的油水界面。对没有隔夹层的模型，模拟油藏调整100×104a左右，原油二次运移基本达了水平的油水界面，预测到300×104a油水界面保持水平。

2.2 隔夹层毛细管压力影响

基于基础模型，设置隔夹层地面条件下的最大进汞毛细管压力分别为5.0 MPa和1.0 MPa的模型，即毛细管压力模型一、毛细管压力模型二，与基础模型共3套模型，模拟预测原油二次运移的结果（图4）。

隔夹层毛细管压力越大，倾斜油水界面幅度越大。基础模型，最大进汞毛细管压力为15.0 MPa 时，预测300×104a后达到平衡，形成相对独立的4套倾斜油水界面，整个油藏油水界面高差为148 m；毛细管压力模型一，最大进汞毛细管压力为5.0 MPa 时，油藏300×104a后达到平衡，形成相对独立的3套倾斜油水界面，整个油藏油水界面高差为115 m；毛细管压力模型二，最大进汞毛细管压力为1.0 MPa时，预测300×104a后达平衡，形成相对独立的1套倾斜油水界面，油藏油水界面高差为34 m。3 套模型继续预测到500×104a，与300×104a 油水分布完全一致。因为最大进汞毛细管压力1.0 MPa实际上近似于低渗透储集层的毛细管压力级别，而特低渗致密隔夹层的最大进汞毛细管压力一般都在10.0 MPa 以上，所以哈得4CⅢ油藏隔夹层靠毛细管压力完全能抑制油水的二次运移，遮挡形成倾斜油水界面。

隔夹层的毛细管压力对地层原油垂向运移的影响可从数模计算的层间窜流量得到反映，毛细管压力越小，预测隔夹层层间窜流量越大。数模预测基础模型、毛细管压力模型一和毛细管压力模型二在3 套隔夹层层间原油窜流量见表2。基础模型的夹层最大进汞毛细管压力为15.0 MPa，预测期末隔夹层间窜流量小，不超过原油储量的0.02%，均为从隔夹层之下向上窜流；毛细管压力模型一的隔夹层最大进汞毛细管压力为5.0 MPa，预测期末第1套隔夹层层间窜流量为27.26×104m3，占储量的29.2%，由于重力分异作用大于毛细管压力作用，为隔夹层之上向下窜流，而第2套和第3套隔夹层层间窜流量较小，可以忽略；毛细管压力模型二的隔夹层最大进汞毛细管压力为1.0 MPa，预测期末3 套隔夹层层间窜流量分别占储量的53.1%、56.9%和48.2%，重力分异作用同样大于毛细管压力作用，均为隔夹层之上向下窜流。

表2 不同毛细管压力的隔夹层原油累计窜流量预测Table 2.Prediction of cumulative channeling flow of crude oil from interlayers with different capillary pressures

2.3 隔夹层延伸范围的影响

大幅度倾斜油水界面成因，应该与隔夹层分布范围密切相关。基础模型的隔夹层延伸长度为9.0 km，基于基础模型设置隔夹层延伸长度为5.0 km和2.0 km的模型，即隔夹层长度模型一和隔夹层长度模型二，与基础模型共3 套模型，预测原油二次运移300×104a的结果（图5）。

从图5可以看出，隔夹层延伸长度越长，油水界面倾斜幅度越大。基础模型的隔夹层延伸长度为9.0 km，预测300×104a后达到平衡，形成相对独立的4套倾斜油水界面，整个油藏油水界面高差为148 m；隔夹层长度模型一的隔夹层延伸长度为5.0 km，预测300×104a后达到平衡，形成相对独立的1 套倾斜油水界面，倾斜幅度为80 m；隔夹层长度模型二的隔夹层延伸长度为2.0 km，预测300×104a 后达到平衡，形成相对独立的2套倾斜油水界面，油水界面高差为43 m。3套模型继续预测到500×104a，与300×104a油水分布完全一致。

2.4 隔夹层开天窗的影响

大幅度倾斜油水界面成因，应该与隔夹层是否开天窗密切相关。基于基础模型，设计3 套隔夹层开天窗模型：开天窗模型一，第1 套夹层在离剖面左边界7.6 km 处开天窗，天窗长度为300 m；开天窗模型二，第1 和第2 套隔夹层分别在离剖面左边界7.7 km 和8.7 km 处开天窗，天窗长度为300 m；开天窗模型三，第1 和第2 套隔夹层分别在离剖面左边界7.7 km 和8.7 km 处开天窗，第3、4、5、6、7 套隔夹层均在离剖面左边界9.7 km处开天窗，天窗长度均为300 m，预测原油二次运移后的结果（图6）。

隔夹层天窗数量和位置不同，隔夹层两侧储集层的连通性不同，油藏成藏期末油水分布和油水界面也明显不同。开天窗模型一，第1 套隔夹层在中—上部开天窗，该隔夹层上下2 套储集层油水界面在预测300×104a后达到平衡，形成相对独立的1套倾斜油水界面，整个油藏油水界面高差为114 m；开天窗模型二，第1和第2套隔夹层在中—上部开天窗，该隔夹层上下3 套储集层油水界面在预测300×104a 后达到平衡，形成相对独立的1 套倾斜油水界面，整个油藏油水界面高差为73 m；开天窗模型三，第1和第2套隔夹层在中—上部开天窗，其他隔夹层在上部开天窗，该模型储集层在预测300×104a 后达到统一的水平油水界面。3套模型继续预测到500×104a，与300×104a油水分布完全一致。