大港油田-大港油田精细油藏描述技术

1、大港油田精细油藏描述技术赵平起 刘树明芦凤明刘存林 周宗良（中国石油大港油田公司 天津 大港）提要：大港油田经过精细油藏描述、调整挖潜之后，地下剩余油分布更加分散和隐蔽；通过深入探索和实 践，在有效应用叠前反演开发地震技术、储层层次分析及构型研究技术、相控动态随机建模技术、油藏流 固耦合数值模拟研究技术、储层非均质性与开采非均质的非耦合性形成的剩余油研究方法、注水砂岩油藏 高含水期注采系统调整技术、裂缝性稠油油藏有效改变开发方式技术、改变注入介质污水聚合物驱油提高 采收率等方面形成了一系列有效实用的技术方法。关键词：精细油藏描述叠前反演储层构型相控动态建模流固耦合剩余油开发对策一、刖言以陆相沉

2、积储层和复杂断块构造为基本地质特征的大港油田，经过40年的开发，逐步 进入了以高含水、高采出程度为基本特点的中后期开发阶段。如何进一步发挥老油田的资源 潜能，不断提高油田的开发水平，是油田开发的客观要求和战略需要。关键的技术措施之一 就是开展以重建地质模型为核心的精细油藏描述研究。大港油田经过五年的艰苦努力，完成 了已开发油田6亿吨地质储量的精细油藏描述工作，见到较好的实施效果，实现了预期的总 体目标。但对油藏的认识是一个循序渐进、不断深入的过程，特别是对于大港油田非常复杂的多 类型断块岩性油藏，在经过精细油藏描述、调整挖潜之后，地下剩余油分布更加隐蔽。经统 计，目前大港油田剩余油潜力分布类型

3、及所占比例为：注采井网欠完善的油砂体占34.2%， 地质储量控制程度低的油砂体占15.8%，受断层遮挡及微构造高点控制的油砂体剩余油占 3.2%，油砂体受储层沉积结构影响，存在注入水波及不到滞留区的剩余油占5.3%，注采井 网完善的大油砂体中剩余油占41.5%。如何精细描述和刻画这些已高度分散的剩余油分布、 采取何种有效开发方式提高开发水平；大港油田进一步进行了深入探索和实践，已见到较好 的应用效果。二、多学科一体化油藏描述技术方法1.有效应用叠前反演等开发地震技术预测识别滚动目标，寻求大的发现港东油田在2003年完成了 100平方公里三维地震资料的采集处理工作。新成果资料纵 向分辨能力明显提

4、高，视主频由25 Hz提高到40 Hz。通过叠前处理等技术的应用达到了提 高资料品质、重新认识断裂，重新认识层序结构和分析剩余油分布、发现新油藏的目的。1作为储层地球物理的一项核心技术，地震反演始终是广大地球物理工作者的研究重点。 传统叠后地震反演可以把界面型的地震资料转换成岩层型的测井剖面，便于进行储层预测。1作者简介：赵平起，男，1965年出生，1985年毕业于华东石油学院，现为大港油田公司副总地质师，从 事油田管理工作。但是，利用叠后地震反演结果进行储层预测，要求储层在声波（或波阻抗）上有可以识别的特 征，随着储层性质越来越复杂，越来越多的储层在声波上没有明显的特征。而且，目前常用 的基

5、于模型的叠后测井约束反演结果受初始模型影响很大，明显不适合于横向变化较大的复 杂储层。传统叠后地震反演只能提供波阻抗信息的根本原因在于叠加损失了重要的地震原始 信息，从而使得叠后地震反演解决地质问题的能力和精度受到了限制AVO分析是利用叠前 信息的一种有效途径，但是它仅能提供与相邻界面弹性参数差有关的信息，而非与岩石性质 直接相关的信息。将AVO分析和叠后地震反演的思路有机结合的叠前地震反演，既可以充分 地利用叠前地震信息，又可以得到直接反映地下岩层信息的资料，是目前地震研究领域的一 个新热点。在叠前反演理论和方法研究的基础上，在港东油田进行叠前属性和叠前地震反演 应用研究（图1），通过叠前和

6、叠后地震反演方法地比较，提出利用叠前地震资料的有效途 径，为大规模充分利用叠前地震信息奠定基础。1951 ；：:次1900J 一土一二一二一二上二一二:二一二?一二一二一二一二? 一二二一二一二?一二二二二;扣:二二二日二成窑湍=二溢图罕海东犒3段叠前反演图目 suga以复式油气藏的成藏理论为指导，以深入的地质调查和前期地质研究为前提，从出油井 点出发，充分应用三维地震信息，以井震结合的相控等时对比为基础，应用相干体处理、测 井约束反演、三维地质建模等特色技术，进行多信息综合研究。在港东断层下降盘发现了港 6-58井断块、港32井断块、港14井断块、港7-38井断块共4个有利含油断块。预计在复

7、 杂断块区增加含油面积1.4km2,地质储量245万吨。应用“隐蔽油气藏”理论在岩性发育区寻找隐蔽油气藏。由于港东河道砂体多呈条带状 分布，河道窄（宽200-300m），厚度较小（5m），横向变化快，砂体定量描述难度大。采用 了以下研究思路：在精细地层对比基础上，将出油井点的出油层位归位，进行精细层位标定， 找到河道砂体的地震层位和属性，利用相干分析技术扫描河道砂体的轮廓和分布范围，应用 三维可视化技术对有利地质体精细刻画，根据出油砂体进行外推，确定有利含油砂体的宽度 和厚度，优选有利部位布井。通过在港东地区滚动勘探开发实践，取得了显著效果。共实施滚动井8 口，预计新增地 质储量452万吨。突

8、破了港东油田只在马棚口断层两侧成藏的观念，为复杂断块油藏和隐蔽 岩性油藏滚动勘探开发提供了理论依据。2.储层层次分析及构型研究技术油藏描述要求重点解剖砂体内部结构，研究层内剩余油的分布。研究方法是依据密井网 资料所反映的各种沉积特征和界面，应用层次分析方法，预测性描述砂体几何形态和内部建 筑结构。首先通过建立单砂体沉积模式，依据密井网测井曲线上的小旋回显示、河流旋回层 特征及夹层发育状况，采用区块统层对比方法，在岩相段内进行单砂层的精细划分和等时对 比。把相互叠置的厚层河道砂岩细分对比到井间可追溯的单一河流沉积单元。应用沉积微相 自动识别技术，预测性地识别出不同的河道和溢岸砂，解剖点坝砂体（图

9、2）。确定渗流主 控参数并与动态参数进行相关分析，应用截断法划分流动单元。既反映了单元间岩石物性的 差异和单元间边界，还突出地表现了同一流动单元内影响流体流动的物性参数的相似性；从 而为精细研究剩余油打下基础。储层物性参数的分布，一直是油藏描述的关键问题和难点。传统的方法主要利用有限的 井点数据，利用克里金技术进行内推外插获得网络节点处的未知数据。这种确定性的内推外 插最优无偏技术在井点很密，数据较多的情况下，可以取得较满意的结果。但是，在数据较 少情况下，结果与实际差别很大。因为一方面它没有考虑参数空间结构性和变异性；另一方 面它没有考虑地质作用对储层物性的控制。越来越多的学者认识到沉积微相

10、对储层物性参数有控制作用，沉积物的沉积属性是影响 储层孔隙度、渗透率等物性参数的最主要因素。在建立储层物性模型时加入相的控制，必然 使模拟结果更具合理性和准确性。港东开发区以注水开发后测井资料为基础，采用相控建模方法，建立了储层孔隙度、渗 透率相控及非相控模型（图3、4、5、6）。4286500428600042855004285000从图中可以看出，孔隙度变化不是很大，主要因为本区河道沉积与溢岸沉积砂体孔隙 度值变化不是很大，导致在模拟时相控孔隙度值差别不大。对于渗透率来说，河道渗透率总 体反映为较高值，溢岸渗透率值表现为低值。由于河道沉积占主体，因此，在非相控建模时， 溢岸沉积区值受河道影

11、响，部分区域值明显变高；如图5、6椭圆区。河道区由于受到溢岸 沉积影响，统计特征参数的平均值变低，在河道与溢岸结合部位整体相对变低。如图5, 6 方块区。可见，对于影响流体流动的主控因素之一的渗透率需要采用相控插值方法，而对于 孔隙度对于本区来说没有太大的差别。为了对注水开发油田孔隙度及渗透率变化规律进行研究，分别以注水开发前解释孔隙 度、渗透率资料以及注水开发后解释孔隙度、渗透率资料为基础，以港东开发区Nm3-7-2 单层为例，建立了注水开发前后孔隙度渗透率相控参数模型。比较图4与图7可以看出，孔 隙度在局部有增大的趋势，且主要位于河道沉积区域。这主要是注入水沿着河道运移，并对 河道储层进行

12、冲洗改造，将河道储层孔隙中的黏土物质带走，使得孔隙度值增加。相应的，渗透率也有类似特征。如图7、8区域的棱形区域，在注水开发后孔隙度、渗透率值均有不同程度的增加。2G6-G4-G2-2626G201428650042860004285500G285-12054500020545500205460002054650020547000205475002054800020548500图8利用随机序贯高斯建模建立Nm3-7-2渗透率平面分布模型（注水前）G7-22G5-28 G5-30G5-14G4-20G4-21G20；G2-20216G1-23G1-24G7-24G7-25i5-27G5-30-1

13、G43| G4-2G4詈 G4-30G3-29-11-29G339G6-20G6-2G6-2：G&i4-1 G3-4-31 G3-32-2G210GGXG830 G3-32GS10-16.GS8-16G3* G3-G6-18 i r . G5-17G5-18-0GG5-13 G213G5-18G5-19一 g,gG4518 G4-16G6-19-1G6G9跑G5-24G6-21G5-23；5-21G4-23 | G3-18 G3-20G3-344285000G1-30G21.G2-28!6-24.油藏流固耦合数值模拟研究技术疏松砂岩油藏经过长期开发，由于油层压力变化导致有效地应力的改变引起油藏

14、孔隙度 和渗透率的变化；由于流体的长期冲刷，在油层内部引起出砂，从而改变油藏孔渗特性，改 变油藏非均质性。大港油田具有30多年的开发历史，其中明化镇组和馆陶组油藏为典型的疏 松砂岩油藏，开发过程中在地应力的变化作用和油藏流体长期的冲刷作用下，油藏的孔渗等 地层参数与初期相比发生了较大的变化。油藏流固耦合模拟软件是由核心模拟模块和前后处理模块组成的综合数值模拟平台。核 心模块包括：描述流体在油藏内部运动规律的渗流模块、描述地应力变化引起油藏变形模块 和描述油层出砂过程的出砂模块。油藏流固耦合模拟软件是包括前后处理和核心模拟模块组 成的油藏数值模拟器，其主要组成如下：渗流模块：是整个软件的主线模块

15、，主要功能是读取数值模拟所需的油藏参数，相对渗透率 和高压物性参数、油藏出砂控制参数和油藏岩石力学等参数，油水井的动态参数及各类模拟 控制参数；模拟油田开发过程中流体的运动规律。目前的油藏数值模拟软件将孔隙度和渗透 率作为静态参数处理，然而开发过程中地应力的变化引起的油藏变形和流体冲刷等因素引起 的出砂导致油藏的孔隙度和渗透率不断变化，改变油藏的非均质性，影响油藏流体运动。本 软件的渗流模块将孔隙度和渗透率作为动态参数处理，以提高模拟精度。变形模块：是整个软件的辅线模块，主要功能是读取地应力及岩石物性资料，模拟计算开发 过程中地应力的变化引起的油藏岩石变形特征，岩石变形对孔隙度和渗透率的影响。

16、出砂模块：是整个软件的辅线模块，主要功能是读取控制疏松砂岩微粒释放和出砂的各种物 性参数，模拟砂微粒释放和出砂。该模块可以模拟疏松砂岩出砂后引起孔隙度和渗透率的变 化过程。港东明二油组用流固耦合数值模拟软件模拟得到的东检3井组渗透率比值与瞬时含水 率关系曲线和趋势线。大致可分为三个阶段：含水率低于40%阶段，渗透率变化较小；含水率介于40-80%阶段，渗透率稳步增加；含水率高于80%阶段，渗透率急剧增加。与常规模型模拟的主要指标对比耦合软件和常规软件模拟的压力和实际压力对比，可以 看出用相同的数据进行模拟，常规软件模拟的压力波动幅度较大，总体高于耦合的压力值， 压力差值最大可达3.6MPa。图

17、9区块压力对比曲线5.储层非均质性与开采非均质的非耦合性形成的剩余油研究方法油藏非均质性和开采非均匀性是导致油藏非均匀驱油的两大因素。油藏非均质性包括构 造、储层及流体非均质性。其中，储层非均质性是控制剩余油分布的最重要的地质因素。开 采非均匀性主要是在注采过程中，由于层系组合、井网布署、射孔方案、注采对应、注采强 度、注入倍数等因素的影响，致使由采油井或注水井与采油井所建立的压力降未波及或波及 较小的区域，原油未动用或动用程度低，从而形成剩余油富集区。因此，在这种动态的非平衡系统内剩余油的分布亦是非常复杂的。导致这种复杂不均一 系统的根本原因是油藏地质因素和开发工程因素的非耦合性。目前大港油

18、田应用以下方法描述和确定剩余油分布，取得了较好经验：（1）油砂体剩余 可采储量研究：大港油田针对复杂断块油藏油层分布受岩性和构造双重控制，单砂层内零散 分布多个相对独立油砂体的特点，计算出每个油砂体的剩余可采储量，使每个油砂体的潜力 得以量化。研究流程主要是先计算每个油砂体的地质储量，接下来计算出每口油井每个单砂 层的阶段产油量、产水量、累产油量、累产水量和每口水井每个单砂层的阶段注水量、累计 注水量，进而求出每个油砂体不同时间阶段的累产油、累产水、累注水，再通过水驱特征曲 线方法或递减曲线方法标定油砂体的可采储量并计算出油砂体的剩余可采储量。复杂断块油 藏纵向上油层多而薄，油水井为多层合注、

19、合采;而油井分层产油量、产液量取决于各层的 渗透率、有效厚度和周围注水井对该层的注水量，分层注水量不但受注水层渗透率、厚度的 控制还受相应注水井周围其它油井的影响，是一个非常复杂的问题。大港油田提出了一套新 的基于油砂体快速动态分析系统。主要是以物质平衡理论和达西定律为基础，利用计算机技 术，综合应用各项动静态开发资料，将油水井的累积产出量、累积注入量劈分到单砂层，进 而落实油砂体的剩余资源潜力。（2）油藏数值模拟研究：河流相储层剩余油多存在于连通较差的低渗透薄层或未动用 小砂体之中。对这种层中油水分布进行模拟计算，通过平面和纵向上细分模拟网格，建立精 细油藏模型。要将油藏划分成小的单元，应用

20、数学模型计算出各单元原始的油气水饱和度和 压力分布，重现油田开发的实际过程，计算出饱和度和压力随时间的变化，从而计算出整个 模型的有关数据，这样的小单元即为网格。数值模拟网格划分得越细，包括细分模拟层、缩 小网格步长等，模拟的精度越高。港东油藏描述应用单砂层三维体模型内部的细分网格，将 一个单砂层细分多个模拟层，从而可以研究层内的剩余油分布。一旦一个满意的油藏拟合完 成以后，应用数值模拟跟踪技术，模拟器被作为预测模式，用来预测不同的变量;其目标就 是优化未来油藏措施和调整。（3）测井技术：利用测井方法可得到确切的剩余油饱和度。一类是裸眼井测井方法， 包括电阻率测井、核磁测井、电磁波传播测井和介

21、电测井。另一类是套管井测井方法，包括 脉冲中子俘获测井、C/O比测井、重力测井和伽玛测井等。过套管电阻率测井技术，突破了 不能在钢套管井中测量地层电阻率的禁区；填补了电阻率时间推移测井技术的应用空白，为 油藏动态监测以及过套管饱和度评价增加了有效的技术手段。2003年港东油田实施了 10 口 井过套管电阻率测井，成功8 口。根据测试结果，分别对所测的8 口井实施补层回采措施， 平均单井日增油5吨，当年累计增油2000吨。其中港1-23井效果最好，初期日增油22吨， 日增气18000方，含水仅为5.5%，目前日产油仍保持在8吨。（4）示踪剂分析剩余油：注入在油和水相之间具有不同分配系数的两种或多

22、种示踪剂， 利用注入示踪剂在油藏多孔介质中渗流速度差异，监测示踪剂的分异程度，即可确定井间平 均的剩余油饱和度。三、不同类型油藏提高采收率开发对策1、注水砂岩油藏高含水期注采系统调整技术注采系统的合理性主要体现在三个方面：注水能力与采液能力协调、具有较高的水驱控 制程度、压力系统要合理。目前复杂断块油田注采系统比较复杂，调整难度大。表现在： 油田多套井网开发，各套井网开采对象交叉，注采系统不独立，相互影响；不同区块不同 层系布井方式不同，目前注采系统适应状况不同；井况问题使注采关系不完善。油田经过不断的开发调整，区块间、分类井间的差异在逐步缩小，通过进一步精细刻画， 井组间、小层间、单层平面不

23、同部位及层内不同韵律段间仍然存在一定的差异，这些差异， 就是调整的潜力。具体做法上以完善单砂体注采关系改善差油层动用状况，治理低效和无效 水循环场为重点，扩大水驱波及体积，改善厚油层开发效果，达到即降本增效又提高油田采 收率的目的。从目前港东油田检查井分析来看，只要注采完善的层系一般都已严重水淹，由于液流方 向单一，形成了无效注采循环。在控制无效或低效注采循环的做法上，一个是关井；二是关 层；三是调驱；四是改变液流方向。港东二轮油藏描述提出了以完善井区单砂体注采关系为 目标，与原井网衔接，分别采取转注、大修、更新、补孔、补钻水井等方式进行系统调整。第一，针对人工水驱砂体，主要通过改变液流方向，

24、扩大注水波及范围，扶植稳产。 第二，针对混合驱动的砂体，以监测技术为依托，强化有效注水，深化储层认识，增加注水 井点，提高水驱效果。第三，针对未水驱砂体，进行注水可行性论证，改变驱动方式，实现 二次采油，提高水驱控制程度。2、裂缝性稠油油藏有效改变开发方式技术大港南部枣园油田，原油比重大，粘度高、如枣W油组原油比重20时为0.972，粘 度为80r时为93.61mpas，胶质沥青质也高达40.4%。该区油层产能低，原油物性差，给 开采带来很大困难，为了提高该油田的采收率，改善注水效果，对枣园油田自来屯地区进行 了热水驱油试验。试验条件模拟油：取自来屯Z2302井脱气原油与煤油配制而成以68C=

25、33.5mpa s；注入水：用过滤自来水，矿化度15503mg/l；试验均将天然岩芯控制在地层68C下进行，将岩芯饱和地层水；用油驱水法建立束缚 水，采用非稳定流水驱油法控制注入水的压力保持恒定，岩芯在地层下注入不同温度的热水， 含水达99%三个点结束试验。取得的认识原油粘度随温度变化特性图10、图11绘出的原油粘度与温度关系曲线反映出地层原油的粘度随温度变化很大。从粘温曲线上看，原油的粘度随温度的升高急剧下降。枣园油田的原油属于重质稠油，对温度敏感，因此，虽然稠油粘度大，但完全可以用稠油这一特点进行热力采油，利用热效应提高油藏的油井产量和米收率。玷原洵- s4500-450IBia-e400

26、0-400 1 13203500*-350 200300 40Z500-2501 2002000200 点酒1&01500-150赛机油1ZQ1000SO5005040图10 Z2302井原油粘温曲线图11枣1270井原油粘温曲线温度对水驱油效率的影响注热水的温度应大于油藏温度，驱油效率才会增加。图12和图13所示，温度越高， 驱油效率的增加幅度越大。60C-80C之间最终驱油效率没有明显的大变化，提高幅度不大， 与注冷水比较平均提高14.6%，90C以上时最终驱油效率明显提高，90C-110C平均提高26.5%。之所以出现这种现象，是当温度90以上的热水进入岩芯后，提高了油层的温度， 油水粘

27、度比显著变小，温度大于100 r的热水还含有一部分水蒸汽，水驱实际上成为气水两 相驱，大大改善了流度比，所以，除了加热引起的降粘，热膨胀作用外，还有气体的驱动效 应，因此造成了无水期变短，无水驱油效率较低，而最终驱油效率明显提高的现象。由此可 以看出，温度高到一定程度才能大大改善注热水效果，增加采收率。高含水阶段是注热水开采的主要阶段普通注水与注热水见水后含水上升都比较快，这就是稠油的开采特点，但普通(25 r -40c)注水含水达99%以上时，几乎不再出油，而热水驱则在高含水情况下仍然继续出油， 油水同出(图14)。表明高含水期是主要的开发阶段，也是采收率明显提高的阶段，热水驱 效果更加明显。油水粘度比对驱油效率的影响不同油水粘度比对驱油效率影响很大，热水驱试验表明，注水温度越高，油水