薩北開發區過渡帶油水界面計算方法研究

宋子學

(中石油大慶油田有限責任公司勘探開發研究院，黑龍江 大慶 163712)

薩北開發區過渡帶油水界面計算方法研究

宋子學

(中石油大慶油田有限責任公司勘探開發研究院，黑龍江 大慶 163712)

大慶長垣薩爾圖油田是一套砂巖儲層的背斜構造性油藏，局部存在巖性油藏。對薩爾圖油田薩北開發區過渡帶油水界面影響因素進行了簡單的解析，認為油水界面基本上不受構造和巖性控制，但巖性在一定程度上受構造影響。同時，針對過渡帶油水界面的海拔深度計算方法進行了細致研究，并分別采用圖版法、petrel模型法對油水界面海拔深度進行了計算。從應用效果來看，2種方法均能滿足油田井位設計的需要，計算方法便捷，能夠在較大程度上降低井位部署的風險性，具有一定的實用價值。

薩爾圖油田；薩北開發區；油水界面；petrel模型法；儲層建模；圖版法

砂巖儲層構造油藏油水界面不是水平面，而是一個隨著油田開發深度在不斷變化的曲面［1］。盡管這些老油田的開發工作已近半個多世紀，油水界面海拔深度計算方法有了一定的研究，但還沒能夠給出一個非常精確完滿的計算方法，隨著地震、地質建模技術的進步，計算方法有必要來進一步深化改進，這對于準確認識油藏、指導油田開發挖潛，乃至豐富石油地質理論都具有十分重要的意義。

薩爾圖油田薩北開發區是松遼盆地中央凹陷大慶長垣上的一個三級構造的一部分，位于大慶長垣背斜構造的北東部位，為背斜型砂巖油藏，無氣頂，短軸背斜構造，總體趨勢是西南高，東北低。薩北開發區總體上過渡帶斷層不發育，油田自上而下主要發育薩爾圖、葡萄花、高臺子3套油層，由于開發區有統一的油水界面和油底、水頂深度，各條帶的油水同層厚度大體相當，相差不大。為了搞清外擴地區油層分布狀況，筆者利用新老井電測資料對過渡帶地區的油水界面進行了重新確定。

1 水界面影響因素分析

圖1 開發區不同條帶剖面線

大慶長垣屬于一個背斜構造性油藏，局部存在巖性油藏。油藏邊部油水界面受何種因素影響，極大影響著油田開發、布井的質量。為此，研究過程中對薩北開發區北過和東過選取了不同的剖面(見圖1)，從縱向上尋找油水界面的影響因素。從不同條帶剖面散點圖(見圖2)中可以看出，薩北開發區北過和東過油底、水頂變化不大，除了在構造和巖性下傾的邊部有一定的變化外，整體上4條過渡帶的油底、水頂基本不受構造和巖性控制(見圖3)，但巖性的變化趨勢在一定程度上受構造的影響。

2 油水界面確定方法

對于構造性油藏的邊部過渡帶地區，油水界面海拔深度計算是否準確很大程度上影響了鉆井成功率，目前對于油水界面海拔深度的計算方法已經提出了很多種，如利用測井資料、實測巖心含油水飽和度及毛管壓力曲線確定油水界面深度；用壓-深交會法、靜壓測試法、壓汞資料、飽和度投影法確定油水界面深度；應用三維地震屬性識別油水界面、油水界面測量方法的研究等［2-7］，但這些方法都存在一定的局限性，抑或計算起來比較繁瑣，如何尋求一種能夠有效便捷、并能真實的刻畫出油水界面形態、同時能較為合理地計算出油水界面海拔深度的方法已經成為保證油田生產、井位設計亟待解決的問題。通過大量研究與油田實際生產結合，提出了2種油水界面海拔深度計算方法：圖版法、petrel建模法。

圖2 開發區不同條帶剖面散點圖

圖3 開發區構造模型

2.1圖版法

圖版法主要是以試油或測試資料證實的油層底界面海拔深度為依據，將95%以上的油層劃在油水界面以上的原則確定過渡帶外擴的油水界面的海拔深度［8］。

2.2petrel建模法

petrel建模法是以波阻抗反演體作為井間插值的約束條件，建立油底水頂平面圖，同時建立儲層巖相模型，取砂巖分布模型與油底水頂平面圖交線點的海拔值，將交線點上油底與水頂海拔的平均值作為油水界面的海拔深度［9-11］。

3 實效性分析

3.1圖版法確定油水界面

對薩北開發區橫向上不同條帶(見表1、圖4)以及縱向上不同剖面的油底水頂數據分析(見圖3)，根據上述方法確定出開發區不同條帶油水界面在-1050～1052m，因此也基本確定外擴潛力區的油水界面為-1051m。

3.2petrel建模法確定油水界面

此次建模中在構造上開發區采用平面網格40×40，縱向每個小層細化分時按比例分配，使得每個細分層厚度在0.1m左右，這種網格精度能夠滿足地質建模的需要。同時，為了使建立的構造模型與測井的細分層和地震解釋的構造一致，研究中采用了對地震解釋構造利用測井細分層數據進行重新構建，然后作為surface加入建立構造模型。

表1 過渡帶油底水頂數據表

圖4 過渡帶油底、水頂散點圖

在建立砂巖分布模型的過程中分析了砂巖和地震反演數據的相關性，利用波阻抗反演體作為井間插值的約束條件，建立油底水底平面圖，并對砂巖數據進行了變差函數分析，結合沉積微相平面圖采用序貫指示算法建立巖相模型(見圖5)，并采用上述方法計算油底平均值為-1053m，水頂平均值為-1062m，油水界面平均海拔深度值為-1057m。

圖5 開發區砂巖模型 圖6 開發區有效厚度模型

3.3計算結果分析

以砂巖及有效厚度模型為參考，按有效厚度下限1m，油水界面-1051m(說明所布井具有發育油水同層段甚至純油層的可能)選取有利部位設計井位5口(見圖6)。從鉆井結果(見表2)中可以看出，采用2種方法計算油水界面的深度要小于實際的海拔深度，滿足設計要求。

表2 設計井油底水頂鉆井結果

4 結 語

從實鉆結果中可以看出，2種計算油水界面海拔深度的方法均達到了井位設計要求，petrel模型法與實際油水界面較為接近，能夠立體的刻畫出儲層及油水界面形態，其計算結果較為真實可靠；圖版法在一定程度上受到人為因素的影響，計算結果雖然偏小，但降低了布井的風險性。2種方法計算較為便捷，能夠為油田開發、井位部署、提高鉆井成功率提供可靠保證。

［1］林景曄,童英,王新江.大慶長垣砂巖儲層構造油藏油水界面控制因素研究［J］.石油地質,2007(3):13-16.

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10.3969/j.issn.1673-1409(N).2012.07.019

TE312

A

1673-1409(2012)07-N057-04

2012-04-26

國家重點基礎研究計劃“973”項目(2009CB219307)；國家“十五”重大科技攻關項目(2003BA613A)。

宋子學(1978-)，男，2003年大學畢業，工程師，現主要從事油氣田開發方面的研究工作。

［編輯］ 洪云飛