碳酸盐岩储层双重介质储层评价研究

碳酸盐岩储层双重介质储层评价研究

刘伟

西南石油大学

摘 要：油田构造形态为受东西两条逆断层控制的南北走向背斜，油层主要分布在石炭系，有效储层为缝孔,非均质性强,渗透率低,油藏类型为中深、低孔、中低渗碳酸盐岩底水油藏。目前含水达到50%，采油速度0.28%，地质采出程度仅7.93%，油藏整体处于开发中期、采油速度较低的阶段。主要存在的问题是沉积微相认识程度低、有效储层认识难度大、双重介质三维地质模型精度低以及矢量井网调整难度大等。

关键词：碳酸盐岩油藏；双重介质；储层分类评价；地质模型

1.油藏概况

油田属于碳酸盐岩油藏，裂缝较发育，在注水开发过程中，注入水容易受裂缝影响，呈指进或锥进状态，见效快，见效方向具有矢量性，导致水驱波及体积小，驱油效率低，开发效果差。针对油田存在的问题，通过开展储层综合评价研究，形成了碳酸盐岩双重介质的储层评价、沉积微相刻画、地质建模和相控矢量井网调整四项技术，取得较好效果。

2.主要做法

2.1沉积微相刻画技术

油田位石炭系沉积相带具有南北向展布的特点，相变方向为近东西向。本次研究是在威尔逊模式指导下，结合本区的沉积特征，分析认为目的层段KT-Ⅱ含油层系以开阔海台地亚相为主，主要发育高能滩、低能滩和滩间洼地3种沉积微相类型。在沉积微相测井响应特征的基础上，进行单井纵向上微相划分，并绘制不同小层的沉积微相平面分布图和剖面图。研究表明：下部KT-II-4层滩间洼地大面积连片发育；中部KT-II-3和KT-II-2层逐渐演变为滩相，连片分布；上部KT-II-1层逐渐向滩间洼地演化，滩相呈土豆状分布；从平面上看，南部背斜滩相发育程度好于北部背斜。

2.2储层分类评价技术

油田受构造变动、古地貌等多种因素控制，形态不同、发育程度不同的孔、缝按照不同的方式组合在一起，形成复杂的空间网络结构，从而造成本区碳酸盐岩储层孔隙结构显现出强烈的非均质性。本次研究充分利用该区取芯和成像资料开展综合评价，将油田储层类型划分为裂缝-孔隙型、常规孔隙型、溶蚀孔隙型、裂缝型四种。并以储层物性条件为依据，结合产液强度、生产能力的综合分析，将储层的级别划分为三类（表1）。

表1 油田储层分级表

储层分级	储层类型	孔隙度 (%)	渗透率 (mD)	采油强度 （m3/d.m）	产能状况
Ⅰ	裂缝-孔隙型储层、溶蚀-孔隙型储层	>6	>0.3	>0.4	渗流能力好，不改造，产能高
Ⅱ	溶蚀-孔隙型、物性好的常规孔隙型储层	>6	0.05～0.3	0.05～0.4	溶蚀孔隙发育，有一定产能，改造潜力大
Ⅲ	物性较差的常规孔隙型储层	>4	<0.05	≤0.05	产能低，动用效果差

整体来说研究区以II类层为主，其次为I类层；纵向上I类层主要发育在KT-II-2和KT-II-3油组的中部，II类层、Ⅲ类层在KT-II-1、KT-II-2、 KT-II-3油组均较发育；平面上I类层主要分布在南背斜中部和南部。II类层连片发育，主要分布在南背斜北部和南部、北背斜的南部。III类层主要分布在北背斜。

2.3双重介质三维地质建模技术

对于碳酸盐岩油藏双重介质三维地质建模，难度大，且建模方法和应用软件比较多，本次在研究采用离散裂缝网络模型（DFN）建模方法，应用Petrel2015软件，在方法上进行改进，其思路是通过展布于三维空间中的各类裂缝片组成的裂缝网络集团来构建整体的裂缝模型，实现了对裂缝系统从几何形态直到其渗流行为的逼真细致的有效描述。

1、建立裂缝发育强度模型：将常规测井解释的构造裂缝发育段数据离散化到网格，并在三维空间下进行裂缝有利发育区模拟，然后在其结果约束下结合井上的构造裂缝Intensity曲线建立裂缝发育强度模型；

2、裂缝参数分析：对与随机模拟有关的裂缝参数进行统计分析，获取其规律函数或大小，主要包括：分析每组裂缝方位角和倾角的空间分布特征；定义裂缝形态，估算裂缝尺寸等；

3、建立裂缝几何模型并计算等效裂缝属性：在裂缝发育强度模型与裂缝参数分析结果的共同约束下，通过随机模拟方法生成具有离散网络性质的裂缝几何模型，并据此计算等效裂缝属性，包括等效裂缝孔隙度和I、J、K三个主要方向的等效裂缝渗透率。油田裂缝倾角以高角度缝和垂直缝为主，平均83.3度；裂缝方位主要为N-S、NW-SE、NE-SW方向；裂缝长度平均656mm。裂缝主要发育在南北背斜的高部位、东边界断层及内部断裂发育的区域，且致密度段裂缝发育强度好于储层段。

2.4碳酸盐岩油藏矢量井网调整技术

油田由于裂缝较发育，在注水开发过程中，注入水容易受裂缝影响，呈指进或锥进状态，见效快，见效方向具有矢量性，导致水驱波及体积小，驱油效率低，开发效果差。因此本次研究重点攻关了基于矢量井网的油藏调整挖潜技术。

在平面上开展不同储层类型、不同裂缝方向的合理井距研究，综合运用井组数值模拟、注采见效、启动压力方法，确定不同相带注采关系下的合理注采井距。同时开展以井组为单元的数值模拟，研究裂缝控制下的井距优化论证，在井网调整过程中充分考虑裂缝方位与主流线的夹角，最终实现注采井网优化。

3应用效果

针对油田目前开发中存在的问题，在储层综合评价的基础上，开展矢量井网调整，改善开发效果，达到了增储上产的目的。新井部署3口侧钻井、2口新井，预计新井当年增油1.77万吨；老井措施部署39井次，预计当年增油6.90万吨。

参考文献

[1] 靖边韩家沟地区长6储层特征及优质储层发育控制因素[J].韩华峰,高岭,吴磊磊,张旭.矿产与地质.2019(05)

[2]南堡凹陷碳酸盐岩优质储层发育主控因素与分布预测[J].曹中宏,张红臣,刘国勇,任苗颂,付江,王恩泽.石油与天然气地质.2015(01)