鄂尔多斯盆地铁边城地区长2油层组剩余油模拟

张晓明, 吴勤博, 邹焰, 王皓立, 韩明, 郭龙飞, 狄晓磊, 屈乐

(1.中国石油长庆油田分公司第八采油厂, 西安 710069; 2.西安市致密油(页岩油)重点实验室(西安石油大学), 西安 710065)

低渗透和特低渗透致密砂岩油气藏分布广泛,但开发难度很大[1-2]。近年来,常规油气储量急剧下降,低渗透油气藏日益受到重视[3-4]。鄂尔多斯盆地是一个含多套油层的克拉通盆地,其中三叠系延长组含油性能最好。延长组发育大型陆相碎屑岩沉积体系,致密砂岩储层非均质性强[5-6]。在低渗透和特低渗透储层背景下,强非均质储层剩余油分布规律和影响因素是一个研究热点和难点[7-8]。此外,随着油气勘探开发的滚动发展,获取剩余油分布特征动态变化规律,可以为油田可持续发展提供重要依据[9-10]。对于老油田来说,如何延长其生命周期,获得更高的采出程度是一个科学问题。要解决该科学问题,需要结合静态和动态数据,采用数值模拟方法对致密油藏地质结构及剩余油分布进行精细定量表征。

鄂尔多斯盆地延长组频繁互层的砂泥岩地质结构造成致密砂岩储层具有强非均质性,油气分布规律复杂[1-3]。延长组长1段到长10段均有油气资源分布,但随着长时间的油气开发,很多地区的主力产层开始出现高含水,原油以剩余油的形式分布在特低-超低渗储层中[4-5]。如何有效预测和开发剩余油资源是油田增储上产及老井挖潜的重要工作[6-7]。鄂尔多斯盆地西北部姬塬油田铁边城地区学3区块的主力产层为长2油层组,采用注水开发生产方式进行油气开发。但是,今年来,长2油层组逐渐显现出一些开发矛盾。例如,受频繁欠注影响,油藏压力保持水平下降明显,导致供液能力下降[8-9]。目前,学3区块长2油层组平均单井注入压力13.7 MPa,吸水能力变差,水井频繁堵塞。此外,局部油层开始出现暴性水淹,治理难度大。近年来,油藏局部地层堵塞频繁,低产井比例不断增加,且井间产能差异大。

因此,现利用大量地质、测井资料系统开展长2油层组剩余油分布数值模拟研究,以期获得剩余油分布规律新认识,进而为下一步油藏开发措施调整提供指导。

1 地质背景

图1 研究区区域构造位置示意图

2 长2油层组储层特征

2.1 岩性及沉积结构

研究区长2段粒度较细,结构成熟度较高,代表远源沉积[10-11]。镜下显微组分鉴定结果显示,所发育的岩性包括岩屑长石砂岩及长石岩屑砂岩(图2)。学3区长2碎屑成分以长石为主,其含量为18.0%～56.4%,平均为37.8%;其次为石英,含量为15.5%～48.3%,平均为26.12%。粒径一般为0.1～0.3 mm,最大粒径在0.25～0.45 mm。

图2 学3区长2段岩石类型三角图

对长2油层组岩心的沉积结构进行了系统的观察,部分岩心样品的照片结果见图3。

图3 长2油层组砂岩储层沉积构造特征

水平层理代表稳定的沉积环境[图3(a)],可见明显具有不同粒度的沉积所形成的层理结构[12-13]。该类砂体通常形成于安静的水体中,表明同沉积期构造活动不活跃;板状交错层理代表相对浅层砂体发生不断迁移而形成[图3(b)]。图3(b)中的板状结构层理的角度约为35°,砂体迁移速率较高。

此外,部分岩性中可见虫孔构造[图3(c)],虫孔构造主要垂直于层理方向扩展,代表该层处于一定氧化区,生物活动较为活跃;目的层中还可见沙纹交错层理,如图3(d)所示。沙纹结构呈羽状透镜状扩展,组成砂泥频繁互层的复杂结构[14-15]。沙纹结构代表该区域水动力条件较强,其通常不利于有机质的保存,但该区域砂体的冲刷强度较高,砂体的物性可能会得到一定程度的改善。复杂的古沉积环境造成了目的层砂体丰富的沉积构造特征。

2.2 物性及孔隙类型

图4 长2段孔隙类型分布图

原生粒间孔主要发育与石英颗粒之间,且外围多包括有绿泥石[图5(a)]。目的层中的溶蚀作用也较为强烈,由图5(b)和图5(c)可见溶蚀作用在长石颗粒中极为强烈,溶蚀作用破坏了颗粒内部结构,形成连通性较强的孔隙团[16-17]。因而,这类孔隙的连通性通常较好。

图5 长2段孔隙组合类型

另外,储层内部填隙物中也可观察到大量微孔隙[图5(d)],这类孔隙尺寸较小,且联通性差;只有当发育一些微裂缝时,孔隙间的联通性才有一定程度提高[17-18]。

3 三维地质建模

3.1 建模工作流程

3.2 三维地质结构模型的建立

确定学3地区地质模型的5个模拟单元。建模是从深度域做起,建模边界条件:精细模型工区面积6.42 km2,工区内井数128口。

3.3 储层属性模型

采用相控参数场随机模拟方法,即在建立岩相边界控制下进行储层属性随机模拟(图6)。砂体展布采用序贯指示方法实现,储层物性参数则采用序贯高斯方法来实现。

图6 目的层的岩相模型

3.3.1 岩相模型

利用测井曲线中划分的岩相,划分的标准是对于有储集能力和渗透能力的砂岩划分为砂层,无储集能力和渗透能力的划分为泥岩[22-25]。通过这样划分可以很好地反映储层的空间分布,有利于控制储层物性模型的计算。

依据学3地区块测井综合处理后的小层成果可以较好地划分开砂岩、泥岩(图6)。对网格数据作粗化处理,即为网格单元产生一个有代表性的数据值。

孔隙度、含油饱和度为标量,并且在三维空间中的变化不大,因而粗化方法采用算术平均值;而渗透率为空间矢量,并且其数据在三维空间下变化剧烈,故使用几何平均进行数据粗化[25-27]。

变差函数分析被用来确定对砂体纵横向展布进行约束,并确定砂岩层变程方向的物源方向,变差类型则选择球型,而对于块金值人为的给定为0。这样可以使计算结果更符合地质规律。

3.3.2 储层物性模型

目的层物性参数的垂向分布特征如图7所示。协克里金函数被用来进行物性参数差值处理。为了提高所建立模型的准确度,利用测井解释的孔、渗及含水饱和度结果对模型进行约束。

图7 学76-75井～学76-86井物性参数模拟剖面

3.4 模型验证

根据地层沉积特征、砂体展布特征、孔、渗等储层参数分布特征等地质认识在纵横向的分布规律,通过不断调节模型使得模拟结果与实际地质认识最为匹配。

对比了模拟的孔、渗、含水饱和度结果与模拟结果之间的误差,结果见图8,其中包括输入的测井曲线值、离散后的测井解释结果及模拟值,这3个值之间存在一定误差。

图8 目的层各物性参数的模拟结果与测井解释结果的对比

测井解释结果是经过实测值校正之后的结果,具有高精度特征,是单井纵向储层识别的主要依据。测井离散值代表对模型网格赋值后各单元的实际值,其通常略高于或低于实际测井值。而模拟值代表了数值模拟后的预测结果。

将模拟结果与原始测井值进行了对比,结果显示,两者的误差小于5%(图8)。因此,两个结果极为一致,表明模型预测结果是可靠的。

4 剩余油分布规律研究

4.1 网格划分

采用ECLIPSE软件开展油藏数值模拟。数值模拟网格为笛卡尔坐标系下的等距网格。所划分的网格密度为20 m×20 m,纵向网格大小为1.5 m,划分为32个。学3区模型形成了一个165×137×32的网格系统,网格节点总数为714 523个,且所选的网格类型为角点网格。

4.2 生产动态指标拟合

油藏数值模拟需要进行产能的生产历史拟合。主全区的产油及产水拟合结果见图9,可以看出,拟合结果与实测结果基本上是一致的。拟合过程中,充分考虑储层的特性,调整砂体、物性等参数到合理的范围内。

图9 研究区整体日产油及含水率拟合曲线

4.3 剩余油分布规律

图10 长层及长层剩余油分布图

目前, 随着中国大多数油田进入开发中后期,如何有效开发剩余油成为下一步增储上产的重要研究方向,其也是当前油田实现稳产的热点问题。在利用大量地质及测井解释结果基础上,利用三维模拟方法实现了相控建模及剩余油的精细刻画。进而得出剩余油的分布规律:微相控制剩余油分布方向、物性+注水+井网控制剩余油富集差异的认识。

基于上述认识,建议在剩余油分布区部署加密井,提高剩余油的动用程度。对于初期产量相对较高,目前多为低产井的剩余油分布区,宜对油井实施小规模压裂,提高单井产量,进而使得纵向剩余油得到充分动用。因此,研究对后期致密油藏开发方案的科学制定具有极为重要的意义。

5 结论

(2) 根据相控原则,建立了主力产层的物理属性模型及流体模型;进而,开展了剩余油分布数值模拟研究。物性模拟结果与测井结果误差低于5%,模拟结果可靠。通过基于实测产水及产油量约束的历史生产曲线拟合,获得了剩余油的纵横向分布结果。

(3)研究显示,剩余油分布受砂体边界、物性差异及注采关系的影响。剩余油整体上成片分布,但是受油藏物性差异的影响,注水多呈不均匀受效,因而造成局部剩余油富集。剩余油主要分布在砂体边界处,这些区域无井网控制,因而水驱程度低,剩余油分布较多。受长期注采的影响,井间会形成高渗区,这些其余类似高速通道,会发生快速水淹,其周边则形成剩余油滞留区。