收稿日期:1998206227基金项目:中国石油天然气集团公司科技攻关项目二级课题(960503203)作者简介:王根久(1968—),男(汉族),江苏江堰人,工程师,主要从事油藏描述研究。

文章编号:100025870(1999)0420026203碳酸盐岩油藏剩余油分布模型王根久　张继春　寇　实(华北石油管理局研究院,河北任丘062552)　张　前(华北石油管理局物探公司)摘要:雁翎油田雾迷山组油藏为双重渗流介质的碳酸盐岩油藏,裂缝、溶洞发育,储层非均质性严重。

在综合研究钻井、测井和开发动态资料的基础上,运用油藏描述一体化系统建立了油藏三维静态模型,并应用全隐式三维三相黑油裂缝模型进行了模拟运算。

将模拟结果返回到静态模型中进行循环建模,从而建立了不同时期的剩余油定量分布的三维模型。

关键词:雁翎油田;碳酸盐岩油气藏;渗流介质;储集层特征;剩余油分布;数学模型中图分类号:TE 122.3+5 文献标识码:A1　油田基本特征雁翎油田雾迷山组是经过中上元古界地壳抬升、褶皱、断裂运动、风化剥蚀后残留的古地貌,又经过后期的地壳下降,接受沉积而被埋藏的潜山油藏。

潜山顶面几何形态为一个被断层切割的穹状隆起,高点在Y340井西100m 附近,埋藏深度约2940m ,以深度为3300m 闭合等深线圈定隆起的闭合高度为360m ,闭合面积为4.3km 2。

油藏储层为中元古界蓟县系雾迷山组的一套以隐藻白云岩为主的岩性,岩石主要的矿物成分为较纯的白云石,含少量的粘土和硅质矿物。

根据储渗空间的成因和形态,可将雾迷山组储层划分为三种类型。

①溶洞型。

溶洞直径大于50cm 的为大洞,1～50cm 的为中洞,小于1cm 的为小洞。

②裂缝型。

裂缝宽度大于100μm 的为大裂缝,裂缝宽度为10～100μm 的为中缝,5～10μm 的为小裂缝,小于1μm 的为微裂缝及层内节理。

③孔隙型。

有原始沉积成因的藻架孔和溶蚀作用成因的基质溶孔、粒间孔、晶间孔等。

2　油藏地质模型2.1　构造模型在建立构造模型时,由于潜山油藏成因的特殊性和海相沉积的地质特点,以风化侵蚀面和沉积层面作为建模的层序边界,并采用等厚对比的方法,依据钻井和地震资料,运用Earthvision 和SGM 油藏描述软件进行油藏构造描述。

描述内容包括油藏顶面形态、内幕构造层产状、结构及断裂体系组合、断块划分等。

潜山油藏内有组合断层10条,其中,西部1号断层较大,控制了油田边界及油气分布,其余9条断层均属油田内部小规模断裂,见图1。

图1　某油田构造模型2.2　储层地质模型由于碳酸盐岩储层复杂,不能用单一的方法和参数将其非均质特征表达清楚,需通过多参数判别法提取主因子,并反复进行循环建模。

经过反复运算,最终确定了以孔隙度、渗透率、裂缝密度和储层类型4个参数来表征储层特征。

1999年　第23卷 石油大学学报(自然科学版) Vol.23　No.4　第4期 Journal of the University of Petroleum ,China Aug.19992.2.1　参数求取方法由测井评价获得孔隙度和储层类型。

将所得的储层类型与取心观察的裂缝发育状况有机结合,利用数学统计原理,评估出各类储层裂缝密度参数权值。

对不同层位、不同埋深的参数进行校正,从而获得各类储层裂缝密度随埋深变化的数学模型。

M i =∑4j =1HijM ij∑4j =1H j;　P i =M i H i∑n j =1Mi H i.式中, M i 为小层平均裂缝密度,条/m ;P i 为小层平均裂缝密度权值;i 为小层号;j 为储层类型;H i 为小层厚度,m 。

Ⅲ、Ⅳ类储层裂缝密度随埋深变化校正模型为　y 0=-6.7091x 0+3091.9.(1)Ⅰ、Ⅱ类储层裂缝密度随埋深变化校正模型为　y =-2.6609x +3137.1.(2)利用上述模型对各井储层裂缝密度参数进行预测,并与实际计算结果做相关分析,结果见图2。

其相关数学式为 M c =0.9457 M y +0.7143,　R 2=0.9012.式中, M c 为裂缝密度计算平均值; M y 为裂缝密度预测平均值。

以少量不稳定试井资料为依据,将裂缝预测结果与各井相应层段的裂缝密度进行相关分析(图2)。

裂缝密度与渗透率的正相关回归式为　M =18.6046tan K +58.052,　R 2=0.8414.利用计算模型,可将预测的裂缝密度参数数据体转化为渗透率参数数据体。

图2　裂缝平均密度与渗透率相关分析结果2.2.2　储层三维建模及其特征在计算和预测模型属性参数的空间分布时,根据油藏已知参数,选用了克里金法、地质统计法和最小邻近点算法进行循环建模,每一种属性参数都用3种方法进行计算,挑选计算最准确的一种方法进行循环建模,直至得到最好的预测结果。

模型细胞单元网格的大小对模型预测精度影响较大。

因此,在确定网格大小的过程中,主要考虑以下因素:①工区大小及井网密度,每口井处于单独的网格中;②裂缝发育规模,网格小说明裂缝发育程度高,网格大说明裂缝发育程度低;③储层纵向、横向的非均质强度,网格大表明均质程度高,网格小表明均质程度低。

由构造模型和属性模型计算结果可知,该油田雾迷山组油藏储层具有以下特征:(1)受埋藏深度和层间岩性的影响,裂缝密度和开度纵向变化具有规律的递减性和显著的层间差异性,平面上裂缝发育强度与构造应力方向及主断裂发育位置明显相关,这反映了构造应力场强弱的变化趋势。

(2)孔隙度的纵向分布呈高低间互,横向分布具有方向性,即靠近主断裂的孔隙度高,远离主断裂的孔隙度低,孔隙度高值区沿主断裂带分布。

(3)纵向渗透率具有明显突变递减趋势,在距潜山顶面至埋深50m 以下,随着埋深的增加而渗透率递减缓慢;平面上的渗透率变化具有很强的方向性,井间差异大。

高值区主要沿断裂带分布,远离断裂带的北东方向,渗透率逐渐降低。

(4)纵向上储层岩性的变化具有明显的成层性,是多种岩类纵向交互叠置而成。

在w 71底部和w 12中下部的泥质白云岩段,将上、下岩层明显分为3个单元,这说明油藏内部储层具非均质性,在纵向上除了具有较强的变异性外,还存在两个明显的低渗透屏障层。

3　剩余油分布模型3.1　储层模型参数的输入该油田储层模型横向网格大小为50m ,纵向为1.5～3.5m ,平面网格数为5400,径向网格数为20。

受计算机的限制,数值模拟软件难以接收如此多的网格数,为此,需对储层静态模型进行简化,简化时要保持原有模型的特性。

经过对比分析,选用多边形网格简化静态模型。

其优点是:①更加逼近油藏・72・第23卷　第4期 王根久等:碳酸盐岩油藏剩余油分布模型的几何形态;②油井全部位于网格中央;③油藏整体模型能反映井的锥进过程;④能在平面上和纵向上将相同渗透率的层置于同一网格中;⑤拟合调整过程中便于局部加密。

在简化过程中可依据下述原则:①在纵向上,根据储层非均质性,均质程度基本一致的层划分在一起,将低渗透屏障作为独立的描述单元;②在平面上,多边形网格大小的确定主要根据储层平面非均质特征和单井控制的非均质性。

简化模型的每个网格大小不一,但都反映了储层特有的非均质性,这样可有效地提高数值模拟的准确性。

简化后模型的网格平面数为32,径向为17。

3.2　数值模拟计算数值模拟计算拟合到1989年关井时间,运算时来用全隐式三维三相黑油裂缝模型[1],对单井的产油、产水和井底流压进行了历史拟合,在较短的计算时间内得到了令人满意的效果,见图3。

图3　Y345井历史拟合结果3.3　剩余油分布规律在本次研究中,建立了该油田从开采到关井12年中每年年底的剩余油分布模型,图4为该油田1989年的剩余油分布模型。

根据剩余油分布模型的表征,综合该油田雾迷山组油藏地质模型及影响储层非均质性的裂缝控制因素、发育特点和油藏开发历史,得出剩余油的分布规律。

(1)受潜山形态控制。

油藏顶部有纯油带,低部界面形态为一个高低起伏、大小不等的锥体组成的不规则界面。

(2)纵向上呈块状分布。

对具有双重孔隙介质的油藏而言,在高速开发中,由于底水的快速上升及裂缝系统和岩块系统的水驱速度和机理存在差别,大、中岩块裂缝中的原油很快被水驱替,而岩块系统微小裂缝中的原油在较短期内很难被水驱替,因而,在裂缝网格中形成水包油的状态。

只有随着水驱开发时间的延长,裂缝系统的油水界面进一步升高,静水柱的压力和自吸排油作用不断增强,才能使岩块系统微小缝洞中的部分原油被驱替。

这个过程非常缓慢,需要很长时间才能完成。

Y342和Y345井区剩余油分布就充分说明了这一点。

图4　雾迷山油藏1989年剩余油分布模型(3)平面上受裂缝发育状况控制。

由于储层中裂缝发育,非均质性极强,流体在其中的分布也非常复杂。

平面上剩余油的分布与潜山裂缝发育有极大的关系,靠近潜山内部断层的井,如Y342、Y18、Y10井,大缝、大洞发育,剩余油饱和度很低。

(4)受生产制度控制。

由于生产制度不同及油井所处位置储集条件的差异,造成了剩余油分布的差异。

例如,Y44井和YX2井为注水井,这两口井又靠近潜山内部断层,裂缝发育,在注水过程中,就将Y49井区的油与潜山高部位的油分割开来;Y49井处于构造低部位,渗流条件相对较差,这就造成Y49井区剩余油的分布。

4　结　论(1)油藏内部剩余油的存在与分布是油藏经过注水、开发作用后流体再分配的必然结果,其复杂程度既受开发动态的影响,又受油藏构造和储层非均质性的控制。

(下转第32页)图4　绿泥石的检验图版4　结束语应用自然伽马能谱测井确定粘土矿物类型和含量,对研究泥岩井壁稳定性、选择和调整泥浆配方、研究储层敏感性等具有重要意义。

针对所研究的具体问题提出的深度条件交会图技术,对识别粘土组合类型、实现分段建模、提高统计预测精度非常有效。

这也是粘土含量值计算与岩心分析结果吻合较好的重要保证。

本研究方法和结果为油田储层敏感性和评价油层伤害研究提供了一项重要的基础资料。

致谢　本文得到塔里木指挥部研究中心关雎总工程师的指导和石油大学吴文圣、高中举、陈钢花等同志的协作,在此深表感谢。

参考文献:[1]　黄隆基.放射性测井原理[M].北京:石油工业出版社,19861[2]　郭遇峰,等.松辽盆地三肇地区自然伽马能谱与岩性参数的关系[J].石油学报,1994,15(4):346～353. [3]　刘芬霞,等.自然伽马能谱测井在陕甘宁盆地中部气田中的应用[J].测井技术,1995,19(5):288～294.[4]　章晔,等.放射性方法勘查[M].北京:原子能出版社,1990.(责任编辑　刘艳荣) (上接第28页)(2)随作用因素的强弱而形成不同形式的剩余油分布,受裂缝发育状况制约的低渗透岩块控制的剩余油所占比例较大,约占总剩余储量的70%～80%。