文昌C油田海相储层隔夹层类型、分布及其对油田开发的影响

2014-04-27 07:07陈之贺刘登丽孔令辉梁文锋欧振能
石油地质与工程 2014年3期
关键词:井区含水泥岩

陈之贺,刘登丽,孔令辉,梁文锋,欧振能

(中海石油(中国)湛江分公司研究院,广东湛江524057)

文昌C油田位于中国南海北部海域珠江口盆地西部,该油田ZJ2I油组储层以潮汐滨海相沉积为主,相带分布范围广,砂坪为有利的储集体,井点钻遇厚度在一定范围内比较稳定,储层毛厚度在22 m左右。该油组投产9口水平井,经过多年高速开采,油田已进入中高含水期。储层为能量充足的边底水油藏,水体以底水锥进为主,但受隔夹层的影响,个别井含水上升显示出边水驱动的特点,而部分井又含水上升较快,显示出不同的含水特征。因此,研究该储层隔夹层的影响对该层含水上升规律的认识及油藏后期的开发调整有重要意义。

1 隔夹层类型及分布特征

1.1 隔夹层类型

隔层是指储层中能阻止或控制流体运动的非渗透层,分布面积较大,在井间可以对比,厚度从几十厘米到几十米,一般位于单元层与单元层之间。夹层是指在单元砂岩层内分布的相对非渗透层,分布较隔层不稳定,面积小,延伸短,多处于砂层内部,厚度通常为几十厘米到几米,不能有效阻止或控制流体的运动,但在局部地区能影响油水的分布[1-2]。

岩心观察及测井资料显示,本油田隔夹层主要是沉积作用形成,可分为两类:一是由生物滩沉积形成的钙质干层,岩心岩性为砂质生屑灰岩,电测曲线呈低伽玛、低中子、高密度、高电阻的特征;一是由泥坪沉积形成的泥岩夹层,岩性为泥质粉砂岩及泥岩,电测曲线呈高伽玛、高中子、高密度、低电阻显示。

1.2 隔夹层分布特征

通过井间对比及沉积旋回研究,该油藏含油储层段可细分为1U、1L、2U小层,钙质隔夹层纵向上主要分布3套,分别在1U小层顶部和1L小层中底部,并称为顶钙、中钙和底钙(图1),泥岩夹层在1U的中部和2U的上部;顶钙层分布在油层顶部,对油藏开发没有影响,其中底钙及泥岩夹层分布特征如下。

图1 隔夹层联井对比图

(1)中、底钙层:中钙层分布在1L砂层中部,分布不甚稳定,厚度薄(小于1 m),平面连续性稍差,如A1hp井中钙层几乎消失,其厚度仅0.33 m;底钙层分布在1L砂层底部,平面区域分布广泛,平均厚度3.3 m。钙质层的形成与沉积微相相关性很大,从岩心上看,钙质层主要为含生物介壳丰富的生物滩沉积。平面上,中钙层主要分布在含油范围的中部和西北部,其中A3hp井区厚度分布大,向西南至A5H、A7H井区逐渐减薄以至消失,只对储层局部有隔挡作用;底钙层在整个含油范围都有分布,且分布厚度相对较厚,约厚1~4 m,其中,厚度大致从北部向南逐渐变薄,对储层有较大隔挡作用。

(2)泥岩夹层:泥质夹层位于1U砂层底部及2U砂层的中部,1U砂层底部的泥质夹层分布较稳定,厚度1.4~3.2 m;沉积相上看,该泥岩夹层主要为含泥质重、岩性较细的混合坪及泥坪沉积。泥岩夹层分布较广,含油范围北部夹层厚度大,A1H井区及其北部厚度大于3 m,A2H井区最薄,厚度小于0.5 m,其他区域厚度1.5~2.5 m。

2 隔夹层三维地质模式

隔夹层模型的建立是在上述隔夹层分布与认识的基础上进行的。首先,做出评价井、领眼井和单井的地质模式,在综合考虑各井地质模式的基础上,对隔夹层分布范围和分布厚度有一个定量认识,应用确定性建模方法结合测井解释渗透率参数,建立隔夹层的渗透率模型。

图2与图3分别为过单井地质模式与隔夹层渗透率模型,从模型与地质模式的对比看出,模型剖面与地质认识是吻合的。

图2 过A1h井地质模式

图3 过A1h井渗透率模型

3 储层流动单元研究

开发初期,根据油层物性、天然能量差异和相似性,以砂组为单元划分开发层系。此时砂组作为一个相对均质的流动单元,油田开发重点放在减弱层系间的矛盾。随着油田开发的深入,开采对象从砂组、油砂体向油砂体内部转移,注入水优先流动部位和剩余油富集部位都是储层物性相对均质的流动单元[3]。为结合隔夹层研究,弄清开发井含水上升影响因素,本文结合现有资料选择测井解释小层为单位进行了流动单元的划分。

3.1 流动单元类型及其识别

本文用渗透率(K)、有效厚度(he)、孔隙度(Por)、含油饱和度(So)和 K×he、he×Por×So、FZI等8个参数进行储层流动单元的聚类分析,并且用代表渗流性能力的K×he和代表储层能力的he×Por作交会图。依据聚类谱系和交会图(图4),将储层划分为4类流动单元:Ⅰ类,储层最好,代表了最好的渗流能力和储存能力的那部分储层,物性为高孔特高渗储层;Ⅱ类,储层好,仅次于Ⅰ类储层,为高孔中高渗储层,有效储层厚度5~8 m;Ⅲ类,储层一般,为中高孔中高渗储层,有效储层厚度0.9~3.5 m;Ⅳ类,储层稍差,物性为中孔中低渗储层,有效储层厚度0.2~2.5 m,渗流能力和储存能力最差。依据上述聚类和交汇图分析,制定了流动单元划分标准(表1)。

图4 储存系数与渗流系数交汇图

3.2 流动单元纵向分布

依据上述聚类得到流动单元分类结果,以分类结果为判别规则,划分单井流动单元类型。每口井中将流动单元类型相同的所有纵向上紧邻的单层合并,若相邻单层的流动单元类型不同,则不进行合并。经过这样的处理,将现有的储层细分后得到的流动单元在某种程度上可看成“均质条带”,最后“合并”得到的流动单元层内在一定程度上可认为是均质的。

表1 流动单元划分标准

根据以上方法做出流动单元联井图(图5),从联井图上可以看出,1、A1hp井区即油藏的北部,以Ⅳ类单元为主,下部发育较好Ⅲ类储层单元,而从A3hp井区向南上部储层普遍好于下部储层,形成物性、渗流性质上好下差的反韵律储层,同时,也可以看到A3hp井区钙泥质夹层数变多,单层变薄,夹层内部形成次一级的流动单元,该处次一级流动单元可能形成剩余油分布区。

图5 流动单元划分联井对比图

3.3 流动单元平面分布

在流动单元联井对比的基础上,综合定性、定量分析结果,把各井的流动单元类型标在单层平面图上,可以确定出各类流动单元的平面展布范围。图6为1U、1L小层流动单元分布图,可以看出,Ⅰ类最好的储层分布范围较窄,储层主要为Ⅲ类和Ⅳ类流动单元,Ⅲ类分布在含油范围中部。

4 含水上升特点的地质分析

该层为底水构造油藏,开发井A7H、A9Hb两口水平井在构造高部位,且井轨迹钻在油层“头皮”,两井开采至今未见水;除该两口外,其他井都不同程度见水。从各井生产情况看,主要有两个含水上升类型:一是以A2h、A4h、A8h井为代表,该类型见水较晚,含水上升速度比较平稳,含水率曲线显示出边水驱动特点(图6a);二是以 A1h、A3h、A5h、A6井为代表,该类型见水早,含水初期上升速度快,含水率大于60%后,其上升速度开始减缓(图6b)。

图6 含水率与月累计产油量关系曲线

通过以上隔夹层模型建立及流动单元研究认为,开发井见水除构造影响外,主要受隔夹层的影响,其次是储层非均质性的影响。如A6井为定向井,该井最早见水,从隔夹层平面分布图上可以看出,A6井区为中钙层、底钙层分布都较薄的区域,且为定向井生产,钻穿底钙层,底水较容易于该处突破底钙层;从流动单元上看,A6井区分布Ⅲ类储层,为含油范围内相对较好储层,因此该井也最易较早见水。

从夹层厚度等直线图上看出,含水上升晚的井区中底钙层厚度分布较大,或者泥岩夹层分布厚,当水突破底钙后,中钙层虽然分布范围较窄,但对底水仍有隔挡作用,如A5H井与A3H井相比,A5H井更早更快见水,分析认为主要是中钙层对A3H井含水起到一定的隔挡作用。但当突破中钙层后,因为A3H井区为Ⅱ类储层,该井含水上升开始变快。

综合分析研究认为,隔夹层对ZJ2I油组开发井含水上升起到较大阻挡作用,结合流动单元研究,可以较好的解释含水上升的特点。

5 结论

(1)该油田ZJ2I油组隔夹层可分为两类:一是由生物滩沉积形成的钙质干层,一是由泥坪沉积形成的泥岩夹层;在对隔夹层地质认识基础上,建立了较精确的隔夹层地层模型,模型与地质情况吻合。

(2)把储层划分为四类流动单元,给出了四类流动单元中的分布图和联井剖面对比图,并对含水上升因素进行了解释。

(3)该油藏底钙层对储层起到很大隔挡作用,而中钙层、泥岩夹层分布范围窄,但也对底水起到一定隔挡作用。

[1] 刘春林,王红星,尚育秋.大庆油田高含水后期隔层物性界限——以喇嘛甸子、萨尔图、杏树岗油田为例[J].新疆石油地质,1995,16(2):149-152.

[2] 邹志文,斯春松,杨梦云.隔夹层成因、分布及其对油水分布的影响——以准噶尔盆地腹部莫索湾莫北地区为例[J].岩性油气藏,2010,22(3):66-70.

[3] 周方喜,流动单元研究在油田开发中的应用[J].江汉石油学院学报,2002,24(3):30-32.

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