彩南油田C135井區三工河組三維地質建模研究與應用

熊連橋，于福生 （油氣資源與探測國家重點實驗室 （中國石油大學），北京 102249）

趙進雍 （中石油新疆油田分公司勘探開發研究院地球物理研究所，新疆 克拉瑪依 834000）

田麗娜 （油氣資源與探測國家重點實驗室 （中國石油大學），北京 102249）

1 研究區地質概況

彩南油田C135井區位于準噶爾盆地東部五彩灣凹陷向白家海凸起過渡的部位，南北分別為阜康凹陷和東道海子凹陷。C135井區三工河組 （J1s）油藏主要由C135井區、C136井區和C3520井區組成，在構造高部位發育了一系列低幅度背斜、斷鼻、斷塊構造。J1s2（三工河組二段）發育有穩定的砂礫巖，可細分為兩個砂層組，油層主要在發育辮狀河三角洲前緣亞相，平均孔隙度17.91%，平均滲透率137.64mD，為中孔、中滲的較好儲層。垂向上分為2個油藏，油藏主要在C136井區，油水界面1429m；油藏主要在C135井區和C3520井區，油水界面分別為1432m和1444m。油藏巖性夾層和物性夾層分布不穩定，底水比較活躍，地層能量保持較好。C135井區從2006年全面開發以來，目前產量已開始遞減。目前存在主要問題是含水上升較快，對儲層需要進行精細描述，建立精細地質模型，為數值模擬建立基礎，探索剩余油分布規律。

2 C135井區三維地質模型的建立

2.1 數據準備

該研究的三維地質建模主要應用Petrel軟件來完成。根據C135井區目前的開發情況，收集整理了26口井的井位坐標數據、測井數據、地震解釋的斷層數據及儲層相關參數數據。利用經生產動態驗證修改的J1s2地震解釋頂面構造圖作為構造模型趨勢控制面。J1s2沉積厚度14～63m，平均30.8m，巖性主要為粉細砂巖、中－粗砂巖夾細砂巖及礫巖，頂部發育一套比較穩定的泥巖。按照旋回對比、厚度比例控制的原則將C135井區J1s2從上至下劃分為4個小層。C135井區砂泥巖響應在測井曲線上分界面明顯［1］，油藏目前綜合含水70.6%，已進入中高含水開發階段。是該區主力產層，平均厚度7.5m，巖性分布穩定。經過多輪滾動開發驗證，認為儲層劃分精度滿足生產需求，比較合理。結合取心井觀察和測井相分析，需要建立C135井區單井沉積相模式，進而建立C135井區的沉積相模型。為了建立屬性模型，需要對C135井區進行測井資料2次解釋，得到屬性建模所需要的數據。C135井區的主力開發區在C21井西斷裂與C8井東斷裂之間，建模工區面積7.15km2。C135井區采用不規則井網開采，平均井距264m，三維地質建模的網格精度為25m×25m×25m，建模精度滿足生產實際需要。

2.2 三維地質模型及特征

利用地震解釋和動態開發驗證的斷層數據在Petrel三維地質建模軟件中建立C135井區10條斷層的斷層模型，C135井區斷層傾角普遍較陡。然后利用地震解釋的構造層面經過井上分層校正建立C135井區三維構造層面。最后利用斷層模型和構造層面建立研究區目的層段的三維構造模型 （見圖1（a））。C135井區三工河組油藏北東向斷裂系統的發育說明，該區是在白堊紀時期區域壓扭性走滑作用下形成的張扭性構造變形。燕山晚期準噶爾盆地受到博格達山向北的推覆作用［2－3］，形成了一系列斷層和褶皺構造。從區域上看，白家海凸起之上的雁列式斷裂系統，形成于北東向的壓扭性走滑作用，前人經過節理玫瑰花圖分析最大主應力方向為7°。

C135井區有C135井和C136井2口取心井，通過巖心觀察，將取心井段劃分為水下分流河道、河口壩和支流間灣等沉積微相。測井相分析中，識別出鐘形、箱形、漏斗形和指形4種形態的測井曲線，據此C135井區J1s2就劃分出了三角洲平原的辮狀水道、辮流壩和河道間沉積；三角洲前緣的水下分流河道、河口壩、支流間灣、遠砂壩和溢岸砂沉積微相。由單井相出發，劃分出C135井區的平面相模式，并以此建立起C135井區的三維沉積相模型 （見圖1（b））。

利用測井資料二次解釋數據，在沉積相的約束下建立三維空間的儲層物性參數模型。在河道砂體的約束下建立了C135井區的孔隙度、滲透率模型 （見圖1（c））。結合儲量報告，利用阿爾奇公式計算含油飽和度，其中孔隙度指數為1.6059，巖性系數為1.062，飽和度指數為1.9007，地層水電阻率為0.32Ω·m，建立了含油飽和度模型。從孔、滲模型中可以直觀的描述砂體的連通性［4］，為注采關系調整提供依據。

圖1 C135井區三維地質模型

油田儲層非均質研究對了解儲層非均質對剩余油分布的影響有著非常重要的意義。C135井區J1s2為中孔－中等偏低滲儲層，儲層非均質性較強，非均質性較強的區域正好是水下分流河道微相砂體。沉積微相的差異往往會在非均質性強的河道邊緣形成剩余油的富集區，而這些區域也是注采井網控制不住的地方，這就造成了有些油井含水已經很高，但是采出程度卻比較低。

3 應用

3.1 C135井區地質儲量復算

C135井區原油體積系數為1.166，原油密度為0.842g／cm3。經測井解釋，C135井區油水邊界為－1432m，圈定含油面積為1.8km2。利用建立的三維孔隙度模型和三維飽和度模型對研究區地質儲量進行了復算 （見表1），C135井區復算地質儲量為67.81×104t，相對探明儲量誤差0.7%。

表1 C135井區復算儲量與探明儲量對比

3.2 C135井區剩余油分布規律

利用建立的三維地質模型開展油藏數值模擬，對C135井區剩余油地質儲量進行了計算。研究區2007年標定采收率為27%，目前采出程度為19.2%，經過歷史擬合，各井區剩余可采儲量中，C135井區剩余可采儲量達到了9×104m3。是研究區剩余油分布的主要小層。

從剩余油分布圖可知，井間未控制的部位是剩余油分布的主要部位 （見圖2（a）），未射孔的構造高部位 （見圖2（b））是次要部位。因此，C135井區剩余油主要分布在滲透率變異系數和級差大的砂體內。

C135井區圈閉閉合高度小于20m，屬于低幅度斷背斜構造油藏［5］。水平井CHW302井位于構造的最高位置，水平井CHW301井和CHW303井構造位置較低，直井C135井也處于比較低的構造位置。生產情況上，這4口井日產液量均大于10t。水平井CHW302井目前的含水率最低，為44%左右，而C135井、水平井CHW301井和CHW303井含水率達到了70%以上。可見，低幅度構造油藏對油井的生產影響較大，構造幅度低，容易造成底水錐進。處于構造高部位的井開發效果較好，含水上升較慢。低幅度構造油藏水錐進之后剩余油就容易集中在井間，C135井區注采井網控制程度較高，因此控制采液速度就成為該區提高開發效果的主要方向。

圖2 剩余油分布平面圖和剖面圖

通過數值模擬預測對比在不同采液速度下油藏累產油量大小，確定合理的采液速度。設計了4個采液速度：5.0%、6.0%、7.0%、8.0%，如圖3所示。當采液速度在7.0%的時油藏未來15a累產油量最高，因此認為C135井區合理采液速度為7.0%，而目前的采液速度為8.4%。

C3509井2012年8月日注水上調，目前日注水量為63.5m3，C135井日產液量和含水率隨之上升 （見圖4）。C135井上部生產，注水井C3509井對上部注水。C135井與 C3509井在砂體連通性較好，C3509井位于構造低部位，從C135井與C3509井的生產曲線上看 （見圖4），C135井已明顯注水見效，目前的含水率已達到了72.6%，需要對C3509井調整注水量，防止C135井水淹。

圖3 不同采液速度下累產油量預測對比圖

圖4 C135井和C3509井生產曲線圖

4 結論

1）C135井區斷裂形成于北北東向區域壓扭性走滑作用機制剖面上表現為張扭性構造變形，三工河組油藏為低幅度斷背斜、斷鼻構造圈閉油藏。

2）C135井區三工河組油藏地質儲量在C135井區最高，為67.81×104t。

3）油藏目前采出程度為19.2%，剩余油主要集中在C135井區非均質性較強的砂體中。

4）低幅度構造油藏油層較薄，容易造成底水錐進，C135井區三工河組油藏目前含水上升較快，采液速度較高，適當調整C135油藏的采液速度為7.0%，能在未來15年取得較高的累產油量。

5）對于注水見效的油井應控制注水井的注水量，防止油井過早水淹。

［1］修曉偉，李維鋒，吳龍，等 .準噶爾盆地彩南油田彩8井－彩24井區三工河組辮狀河三角洲沉積研究 ［J］.長江大學學報 （自科版），2011，8 （4）：31－34.

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