（矿产普查与勘探专业论文）王场油田潜三段北断块注烃气提高采收率研究.pdf

内容摘要 本文抓住目前国内正在起步阶段的天然气地下储气库建设的契机引入注烃 气提高采收率的新思路、新方法及新技术，对王场油田潜三段北断块在高含水开 发后期注烃气提高采收率进行了初步且很有意义的研究和探讨填补了江汉油区 在这一研究领域的空白。 在前人研究的基础上利用北断块丰富的地质钻井、测并及分析化验资料 采用两步建模的思路和随机建模的手段建立了北断块六个主力油砂体的构造模 型及孔隙度、渗透率等属性模型在室内开展了注烃气的长岩心驱替试验用物 理模拟的方法研究了注烃气提高采收率的幅度并取得了流体的p v t 参数；用油 藏工程方法研究了北断块的剩余油分布及确定了注气井的注入采出能力；在上 述研究的基础上，开展了8 个方案的数值模拟研究结合各方案的经济评价指标 进行了方案优选。 本文研究成果必将对北断块今后利用储气库进行注烃气提高采收率的矿场应 用产生深远的影响。 关键词：北断块；注烃气；提高采收率；随机建模；数值模拟 s t u d yo ne o rb yh y d r o c a r b o ng a si n j e c t i o n i n n o r t h f a u l t b 1 0 c ko fw a n g c h a n go i l f i e l d y a n gb i n ( g e o l o g yd e p a r t m e n t ，。n o r t h w e s t u n iv e r s i t y ) a b s t r a c t n o w a d a y s c o n s t r u c t i o no f u n d e r g r o u n dg a ss t o r a g e i sa n u n d e r w a y p r o j e c t i nc h i n a t a k i n g t h i s g r e a to p p o r t u n i t y ，w e d i d m e a n i n g f u l r e s e a r c ha n dd i s c u s s i o no n h y d r o c a r b o ng a si n j e c t i o n e o r f o r n o r t hf a u l t b l o c k ，w a n g c h a n go i l f i e l di ni t sl a t e rh i g hw a t e rc u tp e r i o d t h i si sd o n ef o rt h ef i r s tt i 珊e o nt h eb a s i so ft h ef o r m e rr e s e a r c ha n da b u n d a n td a t ao fg e 0 1 0 9 y 、 d r i l l i n g 、l o ga n da n a l y s i s t e s td a t a ，w eg o ts t r u c t u r e m o d e l sa n da t t r i b u t e m o d e l s ( s u c ha sp o r o s i t ya n dp e r m e a b i l i t ym o d e l s ) f o rt h em a i n l y6o i l f i e l ds a n db o d yo fn o r t h f a u l t b 1 0 c kb yt h em e a n so ft w o s t e p sm o d e l i n g i d e aa n ds t o c h a s t i cm o d e l i n gt e c h n o l o g y w eu s e dl o n gc o r e si no r d e rt o g e th y d r o c a r b o ng a si n j e c t i o ne o re f f i c i e n c y ，a n dg o tp v tp a r a j t l e t e r s w e s t u d i e dr e s i d u a lo i ld i s t r i b u t i o n u s i n g r e s e r v o i r e n g i n e e r i n g a n d d e t e r m i n e dt h ei n j e c t i o nc a p a b i l i t yo f i n j e c tw e l l s 1 a s t l yr e s e r v o i r n u m e r i c a ls i m u l a t i o ns t u d i e d8d i f f e r e n tp r o g r a m st oo p t i i l 】i z e t h eb e s t p r o g r a mc o m b i n i n gw i t hr e s p e c t i v ee c o n o m ye v a l u a t i o ni n d e x i no n ew o r d ， t h i s p a p e r w i l l g u i d en o r t h f a u l t b l o c k sf i e l d a p p li c a t i o n o f h y d r o c a r b o ng a si n j e c t i o n u s i n gg a ss t o r a g e，i t s v a l u a b l ea n dw i l le x e r c i s ea g r e a t i n f l u e n c e k e yw o r d s ： n o r t h f a u l t b l o c k ，h y d r o c a r b o ng a si n j e c t i o n ， e o r ， sl ( ) c h d sl icm o d e l i n g ， n u m e r i c a ls i m u l a t i o n 2 独创性声明 s 2 7 6 8 7 本人声明所呈交的学位论文是本人在导师指导f 进行的研究工作及取得的 研究成果。据我所知，除了文中特别加以标注和致谢的地方外，论文中不包含 其他人已发表或撰写过的研究成果，也不包含为获得西北大学或其他教育机构 的学位或让4 峙而使用过的教材。j 我一i j 二l 作的同忠刈本川，。i ：战一f “，j 扎湫 均已在论文中作了明确的说明并表示谢意。 学位论文作者签名 0 切彬 签字同期：五弼年y 月，同 刖昂 一、研究背景 汀汉油罔是一个投入丌发3 0 余年的老油田，现有的石油资源非常有限为进 一步提高老油阳的原油采收率曾先后丌展了聚合物驱、n ：非混相驱等提高采收率 方法的室内可行性研究和现场试验实践证明：由于聚合物存在抗盐性问题对 地层水矿化度较高的江汉油区并不适应n 2 非混相驱适用范围广，在矿场试验中 取得一定效果，但大范围工业应用尚有定困难。根据调研，国内外许多油阳利 用自身烃类资源丰富的优势开展了注烃气提高采收率的项目取得很好的效果。 因此，在烃气资源供应充足的情况下注烃气提高采收率是一个行之有效的方法 “西气东输”工程的启动为江汉油区提供了一个注烃气提高采收率的机会 据西气东输专家组的实地考察和初步评价江汉油区王场油阳可作为“川气出川” 输至武汉途中的良好储气库该油田交通便利，主体构造为一高角度背斜闭合 面积大，是一个相对整装的大油田，具有良好的储层和天然盖层极有利于储气， 而储气库的建设必将为江汉油区带来丰富的、可供利用的气源。 本文旨在对王场油田潜三段北断块在高含水开发后期注烃气提高采收率的 可行性进行初步且有意义的研究和探讨填补江汉油区在这一研究领域的空白 指导北断块今后利用储气库进行注烃气提高采收率的矿场应甩 二、研究现状及存在问题 l 、研究现状 1 9 9 0 年江汉油阳丌始着手注气提高采收率研究与石油勘探丌发科学研究 院、石油大学签订了江汉油阳注气混相驱可行性研究合作项目。该项目以江 汉油区王场油田潜四段中区南部为待选油藏进行了石油地质、油藏工程和实验 分析等研究，研究结果表明：中区南部在低于原始地层压力( 2 5 8 9 m p a ) 条件下 能与c o z 实现混相驱，其最低混相压力2 0 6 1 m p a ；c o ：注入量在o 1 0 0 1 5 h p v 之 训可比水驱采收率提高7 8 ；江汉油区最低混相压力较高，不能实施n ：混相 驱。 受气源等客观条件的限制，之后江汉油区注气提高采收率技术的研究卣停 留在室内实验和评价方面，没有取得更大进展。 进入“九血”以后，鉴于油阳开发形势严峻，江汉油区加大了已开发油阳提 高采收率方法的研充应用力度，结合油田实际着手在驱方面积极丌展室内可 行性研究和矿场先导试验并取得了一定成果和经验。一是在国内首次建立物理 模型对不同类型的油藏丌展了在非混相下脉冲驱替或与水交互( 交替或脉冲) 驱替提高采收率及其影响因素的研究并借鉴国外注气提高采收率的筛选准则 结合江汉油区实际筛选出了3 5 个注n 2 开发单元；二是从1 9 9 8 年开始，根据室内 实验成果编制注n 2 现场试验方案，先后在7 个井组开展了以气水交替方式为主的 非混相现场试验，其中有2 个试验区取得初步成觌已累积增油3 0 0 0 t ，展示 了良好的注气前景。 2 存在问题 由于实验条件、技术手段等方面的限触江汉油田在注气实验分柝方案研 究及实施过程中，仍然存在着主观盲目性还未形成从室内实验到现场试验注气 工程设计的配套技术，主要表现在： 室内实验仅对五类理想的储层模型进行了探讨方案研究建立在室内实验 的基础上，没有进行储层建模和数值模拟预泓由于油藏的复杂性，不同油藏以 及同一油臧不同时期的注气参数都是不一样魄因此仅靠室内实验确定的现场注 气试验方案根据不足。 江汉油区多为小断块油藏含油小层多、薄，非均质性严重，自身就比较 复杂；且油区处于江汉平原，水系交错，地震资料品质较差，在储层建模上必须 充分考虑储层参数在空间分布上的随机性而江汉油田目前已开展的研究仍以确 定性储层建模为主，缺乏完备的随机建模软件。 在数值模拟方面，用于解决注气过程优化的组分模型需要提供的相态参数 较多，其中部分参数的测定如恒组分膨胀实验等容衰竭实验( 或差异分离实验) 等，江汉测试中心目前还不具备实验条件因此无法开展注气数值模拟方案优选 使现场试验注气参数的确定及其与水驱效果的对比分析缺乏依据 由于气源的原因，江汉油区已开展的注气研究以非混相驱为主，在注烃 类( 气水交替或重力驱) 提高采收率的相关研究方面，目前还没有丌展起来。 三、研究内容 本文针对过去江汉油用在注气研究方面的不足主要从三个方面丌展攻关 用物理模拟和数值模拟的方法对王场油用潜三段北断块注烃气提高采收率的可行 性进行全面的论证。 l 、地质特征研究 研究区的地质特征研究是室内试验研究及数值模拟研究的基础口必要条件。 根掘北断块的钻井、测井、地质等资料开展该地区构造特征沉积特征及非均质 性等地质特征研究；优选随机模拟方法进行储层预测建立更符合油减地质特点 的砂体分布模型、物性参数分布模型( 孔隙度、渗透率等) ，为注烃气油减数值模 拟提供更准确的储层参数场。 2 、烃类气驱前期可行性室内评价研究 通过王场北断块岩心及流体的取栋配样和相关测试，进行注烃气的长岩心 驱替实验，用室内实验的物理模拟方法评价王场北断块注烃气可行性并为注烃 气数值模拟提供重要的实测相态参数。 3 、烃类气驱数值模拟研究 油藏数值模拟研究涉及的主要内容有： ( 1 ) 剩余油分布研究 以油藏工程原理和数值模拟为定量研究手段，结合该地区沉积环境展布特 征、油藏动态资料等定性分析；揭示北断块高含水开发后期的剩余油分布规律 确定提高采收率的物质基础，为优选注气井组提供依据。 ( 2 ) 注、采能力研究 根据油藏数值模拟的需要按照生产井的地质情况试油、试采、测试资料 及目前的生产情况预测采出能力；按设计的注入压力预测注入井的注水能力和 注气能力。 ( 3 ) 注气数值模拟研究及方案优选 在剩余油分布研究、注采井组注采能力研究的基础上用先进的三维多组份 油减数值模拟软件进行油目# 5 主烃气的全油藏模拟包括注入方式、注入压力、注 入量、注气年限、注入时机、注采井网优化等研究确定最佳方案，并通过经济 开价进行方案的优选。 i ：述各项研究成果可为编制王场油嗣潜三段北断块注烃气现场实施方案提 供有力依据。 四、研究工作量 本文的研究建立在大量的工作量基础上( 表o 1 ) 。 表0 1研究工作量统计表 序号类别名称单位 数培 井位坐标井2 0 2 钻井 井斜资料 ，l ：1 9 2 地层分层数据井2 0 2 地质小层数据井2 0 2 l基础资料库建立 分析化验井 2 l 测井曲线采集井2 1 4 测井 老井复查井 2 6 试油资料井2 0 2 开发 试采资料井2 0 2 孔隙度 个6 2 测井解释图版 渗透率个6 3沉积环境 平面分区图个6 构造模型个6 砂体骨架模型 小 6 4三维地质模型 孔隙度模型个6 渗透率模型个6 5 室内评价试验跃岩心驱替试验组4 6 数值模拟方案注烃气方案个 8 7 编制图件插图张8 3 8井仿 剩余油挖潜井数 口2 第一章工区概况 一、地质概况 王场油f f i 潜三段北断块( 简称三北) 构造处于王场主体构造北部为北西 一南东向不对称长轴背斜( 图1 1 ) 。油藏含油面积3 8 5 k m 2 ，地质储量1 0 4 8 l o 。t ， 是王场油田最大的开发单元之一( 图卜1 ) 。 丌采层位属于下第三系潜江组潜三段自上而下分潜3 。、潜3 2 两油组，包括 1 4 个含油小层( 图卜2 ) ，3 5 个油砂体，油层平均厚度1 9 9 m ，其中主力油砂体6 个，分别为潜3 。i 、潜3 。i 、潜3 2 。i 、潜3 2 。，i 、潜3 2 。i 、潜3 2 j i ，油砂体 地质储量占北断块的9 4 1 6 。 油藏地质基本特征见表卜l 。 该区岩性以杂砂质长石砂岩为主石英平均含量5 8 1 ，长石平均含量2 8 7 ，岩块平均含量1 1 2 ，含少量云母与遂石。粘土矿物由伊利石和绿泥石组成 其含量分别为6 6 和0 3 。粒度分布以粉砂质细砂岩为主细砂级含量平均 为5 9 4 ，粉砂含量3 2 o ，中砂含量0 3 ，泥质含量8 3 ，粒度中值o 1 0 3 m m ， 分选好，分选系数平均1 5 3 。胶结物含量1 5 8 ，以泥白云质、白云质为主， 其次为灰质、泥质，胶结类型以孔隙式为主次为接触式。储层有效孔隙度2 4 7 ，空气渗透率5 7 6 9 1 0 一um 2 ，属中高渗透层。 该区原油属石蜡基原油，含蜡量4 8 ，含硫2 3 1 ，地面原油密度 o 8 8 1 6 9 c m ，凝固点2 5 ；原始地下油气比2 1 2 m 3 t ，体积系数1 0 9 8 ，地下原 油粘度8 6 m p a s ；天然气轻烃含量低，甲烷3 7 6 7 ，乙烷7 8 2 9 6 ，天然气相对 密度1 - 2 0 3 。原油饱和压力2 2 6 m p a ，属低饱和油藏：原始地层压力1 6 0 j m p a ， 地饱压差1 3 7 9 m p a ；油层平均破裂压力3 2 5 7 m p a ( 表卜2 ) 。 6 汕j 卜 i i 也 系绢段崖 自然伽坞 椿 电阻 组 ( m )悱p 一一h 第潜 二 j 歹 i 多 1三3 。一 f 2 一= ；1 (卜一3 、 掣 ； 。_ 一 i “ 4 i i ( 5 _ 一 一 5 5 ( 1 _ 一 6 之 一 b 妄 一 垒 厂 ， ? = i ；3 | ， 、 、 。7 一 ，一 ，、 ，一 f ( 一 乏 r - 三工 _ 4 0 0 0 油藏类型背斜背斜 埋藏深度( m ) 1 2 3 7 0 1 5 7 6 01 2 7 8 0 1 6 6 6 o 油水界面 深度( m )1 5 7 61 6 6 6 油水分布 产状水平水平 油 7 57 s 饱和度( ) 水 2 52 5 油柱高度( m ) 3 4 83 9 1 有效厚度( m ) 1 1 41 0 91 9 9 含油面积( k m 2 ) 3 6 93 1 93 8 5 单储系数( 1 0 4 派m 2 m ) 1 4 0 21 3 3 i1 3 6 9 原油储最 地质储量( 1 0 4 t )5 8 734 6 11 0 4 8 3 采收率( )6 0 可采储量( 1 0 4 t )6 2 9 驱动类型弹性水压弹性水压弹性水压 _ 油水区体积比1 ：1 6 表卜2 潜三段北断块油藏流体性质及温度压力数据表 一 项目= i 许3 油绸滞3 2 油组淋二段 相对密度 o 8 8 3 80 8 8 5 l0 8 7 8 8 粘度( m p a s )3 0 6 9 2 7 8 92 8 地面原油凝嘲点( ) 2 72 82 5 含蜡( )7 548 含硫( ) l9 32 5 52 3 1 饱和压力( m p a )2 3 52 0 72 2 6 粘度( m p a s )8 18 38 6 原始气油比( m 3 t )1 8 32 182 1 2 地层原油 体积系数1 0 9 11 0 9 91 0 9 8 压缩系数( 1 m p a )8 1 1 0 。58 4 1 0 58 2 1 0 。5 溶解系数( m 3 佃3 m p a )o 6 8 9o 9 3 5o 8 l 相对密度 o 8 30 8 3 4o 8 3 2 密度( g ，c m 3 ) 】1 8 4i 1 7 粘度( m p a - s )o 6 80 6 80 6 8 地层水 总矿化度( p p m ) 3 2 62 9 33 0 5 n a 2 s 0 4n a 2 s 0 4n a 2 s 0 4 水型 n a h c 0 1n a h c 0 1n a h c o ， 密度( g c m 3 ) 1 0 6 71 2 3 21 2 0 3 天然气轻烃( )4 6 3 83 3 2 74 5 4 9 重烃( )4 5 1 35 4 0 34 5 3 1 地层压力( m p a )1 5 3 71 5 91 6 0 5 压力系数1 0 8 压力梯度( m p a m )0 0 0 8 30 0 0 8 8o 0 0 8 8 油藏温度( )6 76 97 1 7 地温梯度( ，m )0 0 3o 0 3o 0 3 油藏中部深度( m )1 4 1 11 4 7 21 4 9 0 5 油水粘度比1 1 91 2 41 2 6 9 二、开发概况 ( 一) 开发历程 潜三段北断块于1 9 6 5 年由潜深4 井和潜深5 井获得高产油流而发现。按含 水率的变化趋势作为划分开发阶段的标准其开发过程经历了四个明显的阶段( 图 卜3 ) ： 。 一黑a j # 妒 。 - ，h 一一 高含水介殷特高含水阶髟 前期后期 誊z 母小巾母毋砂蒈毋毋毋毋毋皆椤 时间( 年) 图卜3 潜三段北断块开发阶段划分图 l 、低含水阶段( 1 9 7 0 年一1 9 7 8 年，含水 2 0 ) 1 9 7 0 1 9 7 3 年利用边水天然能量开采，采出程度0 8 7 ，总压降达1 7 4 m p a 。 从1 9 7 3 年底开始注水并全面开发，采用边缘注水，通过构造边缘油井转注，注水 后油井普遍见效，年产油量到1 9 7 9 年由9 1 1 0 4 t 上升到2 9 2 1 0 4 t 。 2 、中含水阶段( 1 9 7 9 年一1 9 8 5 年，2 0 含水 6 0 ) 本阶段主要实施了分层系开采，以提高中低渗透层的开发效果。1 9 8 5 年至 1 9 8 6 年阳j ，在潜深4 并区进行降水试验，同时补钻调接生产井3 口，潜四段转采 三段的生产井2 口，此外转注l 口。从而使本阶段末区块年产油上升到了3 1 1 7 1 0 1 t 。 3 、高含水阶段( 1 9 8 6 年一1 9 9 2 年，6 0 含水 9 0 ) 本阶段主要考虑的是控水稳、油 进行整体注水丌发调整。1 9 9 7 年至2 0 0 i 午 实施了降压丌采，取得了较好的效果。 ( 二) 开发现状 目前，潜三段北断块己进入特高含水开发后规注水井大部分停注，由边缘 注水转为降压开采，区块综合含水高达9 6 o ，采出程度达到5 7 8 。 从北断块的整个开发过程可以看出，该区的水驱开发效果较好，采出程度较 高。同时，由于其开采时间长，其间又经历了多次重大的综合调整，下一步的开 发难度越来越大。因此，研究北断块注烃气提高采收率的可行性对今后挖掘北断 块的潜力有重要意义。 第二章储层地质特征研究 在前人研究的基础上，针对影响储层地质建模精度、剩余油潜力分析等方面 的内容丌展储层地质特征研究主要是沉积微相分布、储层非均质性两方面的研 究，在此基础上，建立该区精细的三维地质模型。 一、沉积微相研究 王场油罔主要沉积环境有三角沁盐湖陡坡三角洲、沿岸滩坝、浊积、盐湖 滩坝等。三角洲规模较小，各相带变化快，三角洲前缘直接插入盐湖中，沉积砂 岩多为远源物质，粒度细，以粉一细砂岩为主。滨浅湖地带发育沿岸滩坝砂体 砂体为平面上呈长条状、沿岸分布的反韵律沉积体在较深及深湖区，发育浊积 砂体；在广大的浅水地区，发育以块状构造为主的盐湖滩坝沉积。 本区所处相带即属盐湖滩坝柜其上下皆为封闭或半闭型沉积物其沉积模 式为( 图2 1 ) ： 下部以灰色泥岩、砂质泥岩、含膏泥岩、泥膏岩及大量盐类组成的盐湖膏赫 泥岩相，具水平层理及块状构造。 中部以灰色细砂岩、粉砂岩夹少量砂质泥岩为特征沉积构造以块状为主。 粒度概率曲线由跳跃及悬浮次总体组成，为砂坝相。 上部为泥膏岩、盐岩、灰色含膏泥岩、油浸泥岩组成盐湖膏盐相。 ? jr = 自然：0 | | 玛 削面 沉积构造0l 积 3 q o o5 0 9 0，0 9 0 及含柯物 辜龟瞳 c 率黼 h 、境 观哥寄盟盐者深灰色页 垒彗l 啦单睦理 蕊 骨盐由 曳皮色? 目e 一意奠时。者 块收屉理为主 j # ，戈 螂 ，i 免k 彦i 计埕巴老 吐桂糟碎片 f “ 艇包泥者 = = = r 。1 e 盐 ，、色计o ，皆 二 x * 苛5 ，“ 艚 足e 垲奇；t 邑，i j 水平屡麒f ： 4 p ，虫雷花岩 蓦羹 属 挑 成邑d - “c 1 ：f 与i ，t 块托岳j 壁 每范敖7 - 臻带 岩 鼎 劬i 图2 一l 王场油田盐湖滩坝沉积模式图 ( 一) 微相划分 通过对耿心井分析，以单层砂岩厚度和沉积旋回为指标结合测井曲线彤念、 沉积构造、砂岩层数、粒度等资料，将j i ：湖滩坝相细分为砂坝主体砂坝、滩砂、 浅水盐湖泥岩微相( 图22 ) 。各微相特征如下： 砂坝主体微相沉积 自然伽玛 剖面 岩性沉积构造担度概率图 ( ) 90 。 块状构造 厂 块状细砂岩 为主，夹 5 0 水平层理 及小型波 10 状交错层 1 票喜事 灰色泥岩 理 釜 二j 砂质泥岩 口o - i；( 士) l 砂坝微相沉积 自然伽玛 剖面岩性 沉积构造拉度概率困 ( ) 厚层细砂 9 0 厂_ 蛰 岩，薄屡 1 砂岩夹泥 块状构造 5 0 - 1 i ? 岩 水平层理和 = t 一 交错层理为 10 目e = ! k 主，斑点构 灰色泥岩 造发育 l 。 = t 一 砂质泥岩 234( 士) 滩砂、浅水盐湖泥岩微相沉积 白然伽玛剖面岩性 沉积构造粒度概率图 l 灰色泥岩、压扁一透 ( ) 耋三 砂壤 晃老由镜状层理， 9 0 。 蚕 主，夹薄屉见渡痕构 5 0 。 磊 卫 细砂岩 造 亨 蝴 深灰色泥 1 0 荨 岩、砂质发育韵律 1 奇 泥岩为主水平层及 夹薄层泥块状构造 了i 羲精砂老 0 0 l234 ( 击) 、砂坝卜体 图2 2 盐湖滩坝相各微相沉积模式图 以块状砂岩( 单层厚度大于8 m ) 为主体的反旋回。下部为扶至深灰色泥岩、 砂质泥岩、泥质粉砂岩，上部为块状细砂岩、粗粉砂质细砂岩。自然伽玛曲线为 箱形。平均空气渗透率9 0 一3 0 0 l o u 酽，平均有效孔隙度1 8 2 3 ，平均粒度中 值o 0 8o 0 9 m m ，是在有利的水下古隆起斜坡或洼槽处快速堆积而成。 2 、砂坝 下部以狄色泥岩、砂质泥岩为主，上部为厚层( 单层厚度3 8 m ) 细砂岩、粗粉 砂质细砂岩、薄层砂岩央泥质岩组成的反旋匝砂岩以块状构造、微细水平层理、 小型波状交错层理为主。自然伽玛曲线为锯齿状不等厚互层。平均空气渗透率 7 0 一2 0 0 1 0 。“m 2 ，平均有效孔隙度1 8 2 1 ，平均粒度中值o 0 6 0 0 8 m m 。是在 水动力条件不稳定环境下的沉积。 3 、滩砂 以深灰色泥岩、砂质泥岩为主，夹薄层( 单层厚度小于3 m ) 细砂岩、粗粉砂质 细砂岩，以反旋回为主。发育压扁一波状一透镜状层理，并见波痕。自然伽玛曲线 为锯齿状薄互层或薄单层。平均空气渗透率3 0 1 0 0 1 0 。u 醑，平均有效孔隙度 1 5 一1 8 ，平均粒度中值0 0 5 0 0 7 啪。是在波浪作用为主的环境中沉积。 4 、浅水盐湖泥岩 以灰至深灰色泥岩、砂质泥岩为主，夹薄层泥粉砂岩。发育韵律层理及水平 层理，自然伽玛曲线为高值。是在水动力条件较弱环境下的沉积。 ( 二) 沉积微相分布 平面上砂体分稚受构造控帆沿构造长轴呈北西一南东向条带状分佑同时 受北西方向物源控制，具北厚南薄特点。除六个主力油砂体大片分布，其余呈“透 镜状”分布。 六个主力油砂体所处的沉积微相分布见图2 3 图2 8 。 沉积微相的展布受物源及构造控籼砂坝主体主要分布在近物源的斜坡有利 地带，在物源丰富对，沉积巨厚的块状砂岩，单层厚度可达3 5 【l l ；砂坝分布在水 下古隆起l ，呈条带状连片大面积分讯滩砂呈条带状分布于砂坝边缘的广阔地 区。 n 匝 6 “ 圈 o n 圈 9 n 匝 二、储层非均质研究 采刚统汁学的方法来分析和认识北断块储层宏观非均质特征主要对区内储 层的平面非均质性、层i 、h j 和层内非均质性进行了描述和评价，为建立储层地质模 型奠定基础。 ( 一) 平面非均质性研究 l 、储层砂体的分布特征 储层砂体分布的基本特征是纵向上砂岩发育、分段集中，平面上呈北西一南 东向连片分布，结合砂岩厚度、有效厚度、渗透率等的统计值( 表2 1 、表2 2 ) 及砂体沉积微相分布图( 图2 3 图2 8 ) 可以看出，六个主力油砂体的渗透率变 异系数均大于1 o ，说明平面非均质性均较严重且潜3 2 比潜3 。非均质程度更为 严重。 表2 一l潜三段北断块砂层厚度统计特征表 嘉g 3 1 l + 2 i3 1 3 前i3 2 l + 2 i3 2 i 3 i 3 2 。i 3 2 5i 井数( 口) 1 6 78 45 59 51 4 41 3 3 砂岩厚度 最小值 0 41 70 41 o0 4o 8 最火值 1 4 63 5 81 2 61 8 08 ol5 2 ( m ) 平均值 5 91 3 84 16 33 05 9 方差 257 92 73 51 634 井数( 口) 1 2 55 33 87 39 21 0 0 有效厚度 最小值 0 41 7o 40 8o 40 8 最大值 1 083 4 61 0 81 5 46 41 4 8 f m ) 平均值 51 41 2 23 75 62 44 9 方羞 2 18 12 63 31 53 o 表2 2 潜三段北断块渗透率平面非均质性统计表 项目3 l l + 2 i3 3 6 i3 2 l + 2 i3 2 3 2 4 j32 5 i 井数( 口)4 32 01 41 82 52 6 砂层数( 层) 8 25 32 22 93 4 4 8 均方差 3 2 5 22 3 8 61 4 8 92 3 2 31 1 0 1 1 8 3 渗透率 算术平均值 2 8 3 12 3 l1 3 1 51 7 5 59 6 71 1 44 f 1 0 3um 2 ) 变异系数 1 1 51 0 3 1 1 3 1 3 21 1 41 6 最大 7 6 5 67 7 5 83 4 4 56 7 9 7 3 3 6 j 34 3 54 最小2 2 52 81 21 51 36 6 1 、潜+ ：i 油砂体 该砂体有效厚度平均值为5 1 m ，最大值为1 0 8 m ，；砂体连通性好，是面积最 人的油砂体：渗透率较大，平均为2 8 3 ，l m 。u 群，最大值为? 6 5 ，6 x i o um ! ， 最_ 、值为2 2 5 1 0 。um 2 。 该砂体发育砂坝主体、砂坝、滩砂三种沉积微相，其中，砂坝微相最发育， 分布面积最广，由北西向南东呈带状连片分布；滩砂微相主要分布在砂体的中部 砂坝主体则分布在王9 1 王l o2 问及砂体的西南缘。 2 、潜3 。i 油砂体 该砂体的砂岩最厚可达3 5 8 m ，平均厚度接近1 4 m ，砂体连通性好，是纵向砂 体最厚的层。渗透率最大值和平均值分别为7 7 5 8 l o “um 2 、2 3 1 1 0 。hm 2 ，最 小值仅2 8 l o 一”u 秆。 该砂体也发育砂坝主体砂坝、滩砂三种沉积微相，是砂坝主体最发育的层。 砂坝主体微相由北西向南东一直延伸至王新3 一l 井，砂体最厚的部位在中瓤向 两端变薄；砂坝微相分布在东南部；滩砂微相仅出现在王4 4 井附近。 3 、潜3 2 。i 油砂体 该砂体的砂岩厚度差别不太平均厚度约4 m ，砂体连通性好。物性中等，渗 透率最大值和平均值分别为3 4 4 5 1 0 4 um 2 、1 3 1 5 l o 。3 “m 2 ，最小值仅1 2 l o 。 pm 2 。 该砂体也发育砂坝主体、砂坝、滩砂三种沉积微相，是滩砂微相最发育的层 砂体在三面尖灭，尖灭线附近均发育滩砂微把砂坝微相在王3 1 3 王4 3 井 一线发育；少量砂岩局部变厚区域为砂坝主体微相。 4 、潜3 i 油砂体 该砂体的砂岩厚度最厚为1 8 o m ，平均厚度约6 3 m ，砂体分布面积减小，但 连通性好。物性较好，渗透率平均值为1 7 5 5 1 0 1u 一，最大、最小值分别为6 7 9 7 l o um 2 、1 5 l o 一3 um 2 。 该砂体也发育砂坝主体、砂坝、滩砂三种沉积微相，以砂坝微相为主。砂坝 微相主要发育在砂体的中部，呈北西一南东向：砂体北部为滩砂微相；砂岩变厚 区域为砂坝主体微相。 5 、潜3 2 。i 油砂体 该砂体的砂岩厚度较小，最厚为8 o m ，平均厚度仅3 m 。砂体连通性稍差，砂 岩厚度变化快，在王四新2 一1 2 、王7 3 、王8 3 等井附近尖灭。物性属中等，渗 2 2 透率平均值为9 6 7 1 0 。u ，最大、最小值分别为3 3 6 3 1 0 。“m 2 、1 3 1 0 um ! 。 该砂体只发育砂坝、滩砂两种沉积微相，滩砂微相主要发育在砂体的两端及 中部，砂坝微相呈不规则的带状分布。 6 、潜3 2 ji 油砂体 浚砂体的砂岩厚度最大为1 5 2 m ，平均厚度约6 m 左右，砂体内部连通性好， 砂岩在西北端尖灭。物性中等，渗透率最大值和平均值分别为4 3 5 4 1 0 一u m ! 、 1 1 4 4 l oum 2 ，最，j 、值为6 6 1 0 。3 um 2 。 该砂体发育砂坝主体、砂坝、滩砂三种沉积微相，是砂坝微楣最发育的层。 滩砂微相只发育在砂岩尖灭线附近的北部：砂坝微相发育在砂体的主体部位；砂 岩局部变厚区域为砂坝主体微相。 ( 二) 层内、层间非均质性 用潜三段北断块的实际资料计算了层内、层间非均质特征参数及统计了厚层 层内夹层分布。 从表2 3 可以看出，根据变异系数这一指标，六个主力油砂体中除潜3 2 。外， 其余均具有一定的层内非均质恤分析认为，潜3 2 。油砂体是以滩砂微相为主， 砂层厚度较薄，物性差别小，因而相对较均质。 表2 3 潜三段北断块层内非均质特征统计表 1 毒沁参数变异系数突进系数级差 潜3 1 l + 2 o 6 6 21 7 l5 7 7 潜3 1 3 o 5 7 5 1 6 64 2 4 潜3 2 l + 2 o 3 9 91 3 25 3 潜3 2 i 3 05 6 71 7 81 3 3 2 潜3 2 4 0 5 7 61 7 31 3 4 7 潜3 2 s 0 ，8 l l2 0 06 8 7 在砂坝主体微相和砂坝微相中沉积的砂岩厚度较大层内存在许多的夹层， 岩性一般为泥质粉砂岩、粉砂质泥岩及泥岩，对其上下的储层流体分布起隔离作 用。表2 4 是北断块厚层砂岩的层内夹层统计表。 表2 4潜三段北断块厚层层内夹层统计表 参数3 i + 2 l 3 i3 6 i 3 2 川 3 2 1 3j 32 d i32 5 i 统，f ) f ：数( 口) 5 33 51 32 72 53 8 i l 类 6 64 81 22 61 42 4 最人 川类o 6lo 6 lo 8 l 单层夹层 最小 i l 类 o 40 4o 6o 4o 6o 4 厚度( m ) 川类0 20 1o 2o 20 2o 1 i i 类2 21 4o 9 l 1l 平均 川类0 - 30 3o 3o 40 4o4 单井最多夹层数i i 类 25l2l3 ( 层) 类 4 734 4 6 夹层井统计井 i i 类 2 6 42 8 61 5 32 5 92 02 3 7 i i i 类3 2 11 4 33 0 84 0 76 03 16 ( ) i i 、i i l 类 3 9 65 4 32 3 12 2 23 1 6 【无夹层升统计井( ) i 92 83 0 81 1 22 013 1 i i 类夹层指油砂体内部两个砂层之间的夹层厚度一般大于o 4 m ，在横向测 井系列中可追踪对比：i i i 类夹层是单砂层内部的夹层厚度一般小于o 4 m ，对 比性差。 从夹层统计可见，本区夹层分布井点达7 0 以上，其中潜3 1 油组的两个主力 油砂体的夹层分布高达9 7 。大量的夹层存在导致层内非均质程度加剧。 经过计算，潜3 2 油组比潜3 油组的层间非均质性严重变异系数分别为o 9 7 和o 6 7 ( 表2 5 ) 。 表2 5 潜三段北断块层间非均质特征统计表 赢n 鍪 变异系数突进系数级差 潜3 1 油组o 6 71 9 62 8 6 漪3 2 油组0 9 7 2 7 0 4 0 5 潜二段 l 3 2 51 0 6 o ( 三) 剖面非均质性研究 为了进一步认识储层物性在纵向的分布和变化情况利用2 l 口取心井岩心渗 透率测试数据，分六个丰力油砂体绘制了取心井点的渗透率随深度变化图( 渗透 率韵律图) 。 渗透率韵律图直观地描述了各小层渗透率随深度的变化情况。井点数据较多 的单井渗透牢剖面图明显地反映出了与小层沉积旋回相对应的渗透率韵律变化特 征。例如，潜3 。i 油砂体的沉积微相分布以砂坝微相为主取心井王新3 1 、王 更4 2 的潜3 。w 小层均处于砂坝微相，其渗透率韵律剖面图中可见到明显的反韵 律，高渗屡出现在砂层的中上部，中下部可出现渗透率极低的物性央层，充分反 映了热湖滩坝砂体在纵向上具有较强的非均质性。( 图2 9 ) 。 潘透半* 渫戈系曲缚淬移m ) l 寿b _ l 井 津透书矿秆 a x ji f l l 曩ng h ) 2 a l ：* i m + 4 2 7 图2 9 潜三段北断块潜3 。渗透搴韵律剖面图 综：所述，北断块的各主力油砂体的微相分布差异较大，平面及纵向非均质 性较强，在地质建模中要充分体现这。特点，分析本区的剩余油分布也要充分考 虑浚特点。 三、储层地质模型的建立 精细的二t 维地质模型可对储层进行全面的展示而且还为数值模拟提供比传 统方法更详细、准确的模型，大大缩短数值模拟的计算时间，使数值模拟的结果 更可靠。 根掘北断块油藏地质特点及相应的资料丰富程度，本文充分利用密井网条件 下的大量地质资料、测井资料、岩心分析资料等，采取两步建模法，开展储层建 模研究：首先，根据小层对比结果，用确定性建模方法建立储层构造模型；在构 造模型的限制下，采用随机建模方法建立储层骨架模型即砂体分布模型；其次， 以储层砂体分布模型为基础，以储层属性参数空间分布的相关制约关系为模拟次 序原则，在可靠的砂体空间分布上，多参数约束协同模拟预测储层物性参数的分 布，逐个建立储层物性参数分布模型( 孑l 隙度、渗透率) 。含油饱和度的计算影响 因素较多! 所需参数获取困难，通常进行储量计算时，全区统一取值，因此未建 饱和度三维模型。 本文在沉积微相和储层非均质性研究的指导基础上开展了北断块六个主力 油砂体的储层三维精细地质模型的建立工作，分别建立了六个主力油砂体的构造 模型、砂体骨架模型、储层物性( 孔隙度、渗透率) 模型，并进行了模型的优选 和可靠性检验，最后经过网格粗化技术形成油藏数值模拟所需的储层参数场文件 ( 图2 1 0 ) 。结合具体的实例，简述储层地质模型的建立过程。 1 、数据准备及质控 储层建模是以数据库为基础的，数据的丰富程度及其准确性在很大程度上决 定着所建模型的精度。因此第步建立了完善的数据库系统主要包括岩心、测 井、试井、开发动态等方面的数据，并逐一对各井点的参数进行检查修正。 2 、建立储层参数解释模型 通过2 l 口取心井的资料建立了孔隙度、渗透率的参数解释模型编制了参数 解释图版，并用关键井进行检验，最后对全区的测井资料进行数字处理。 ( 1 ) 孔隙度解释模型 。= 1 7 8 5 + o 1 7 1 5 & 瑶= 毛舶层一了赫一泥岩 式中：巾孔隙度，百分数； t 差声波时差差值，hs m ； 图2 1 0 储层地质建模流程图 ( 2 ) 渗透率解释模型 先建立孔隙度解释图j 反 然后利用2 1 口取心井岩心分析得到的孔一渗关系式 计算渗透率值。本区六个主力油砂体孔一渗关系式如下( 图2 1 1 2 1 6 ) ： 潜3 1 。：k = 0 6 9 2 2 e “”4 中r 2 = 0 5 3 0 2 潜3 1 。；：k = o 0 0 2 4 e “”7 9 中r 2 = o 6 1 4 6 潜3 2 h ：k = 0 0 4 4 4 e o3 ”1 中r 2 = 0 7 6 9 7 潜3 ：k = 0 0 3 8 5 e “3 “1 巾r 2 = 0 6 3 7 9 潜3 2 ：k = o 0 1 5 3 e “9 中r 2 = 0 6 9 7 4 潜3 2 。： k = 0 0 9 5 7 e o ”2 巾 r 2 = o 5 0 4 0 式中：k 一渗透率，1 0 1 = um 2 ： 中一孔隙度，百分数； r 2 一相关系数。 1 f ) mh 1 1 0 【m 礴 蛔l 搀 i z ! 麟3 “ ：， 溅 r = 0 5 3 0 2 乎7 j 乙 。“( 7 j ? 拇： 讲； ： “j1 0l ； 舯龉3 0；i1 0 孔隙j 韭 图2 1 1 北断块潜3 1 。孔隙度与渗透率关系曲线图 y ：o 0 0 2 4 e 。”“ - v ”：鲰 ：l 霉； l l r + 么蓼嚣0 ? 图2 1 2 北断块潜3 1 。孔隙度与渗透率关系曲线图 图2 1 3 北断块潜3 2 。孔隙度与渗透率关系曲线图 l i h m i i i 碧 1 0 0 鲴 穗 y = 0 0 3 8 5 e o 3 6 1 1 一睡 酽。6 拥毛硬r 0 艘 厂； 图2 一1 4 北断块潜3 2 。孔隙度与渗透率关系曲线图 y = 0 0 1 5 3 e 0 1 矿叫6 9 7 4 砖 瓢 c 么譬 整3 ： 图2 1 5 北断块潜3 2 孔隙度与渗透率关系曲线图 ，。，。 ，档 - ，城 ”。：帮篡罄 i i 一 ”“” 傅t “1“1 4 图2 1 6 北断块潜3 2 。孔隙度与渗透率关系曲线图 3 、变差函数计算 变差函数是地质统计学的核心，常常反映地质变量的变化特征。通常先计算 参数的实验变差函数，再选择适当的理论变差函数模型进行拟合。 图2 一1 7 是潜3 1 油组泥质含量计算的各向变差函数图变程最大的方向为北西 方向，方位角1 2 2 。，与物源方向基本一致，且该方向砂体连续性较虫于；垂向相关 一 一 删 i 哥蝌毒 长度为1 8 m ，反映垂向砂体厚度为1 8 m 左右，这与钻井统汁的砂岩平均厚度也足相 当的。 潜丁油组的特征与潜3 。油组致，变程最大的方向为北硒方向1 3 0 。，垂向 变程1 8 m 。 图2 一1 7 北断块潜3 1 油组各向变差函数图( 泥质含量) 4