鄂尔多斯盆地庆64井区延10油层的储层三维地质建模

2010-07-06郑荣才张春生

成都理工大学学报（自然科学版） 2010年1期

张兵郑荣才张春生

(1.“油气藏地质及开发工程”国家重点实验室(成都理工大学),成都 610059;2.长江大学地球科学学院,湖北荆州 434012)

元城油田地处甘肃省华池县白马乡境内(图1),构造上位于鄂尔多斯盆地中偏南部的姬塬南坡白马鼻隆上。该隆起发育在部分河床残丘之上,是由差异压实作用形成的局部鼻状隆起,走向近于北西-南东向;与河道砂体匹配,共同对油气富集起控制作用。元城油田庆64井区为该油田主力产区,而主力产油层位为侏罗系延安组第10小层,即延10油层。含油砂体呈北东-南西向分布,构造高点位于元西3-2井、元西5-6井及元西6-41井附近,油藏面积约3.5 km2,有效孔隙度为11.88%,原油地质储量可达251.2×104t,储层平均有效厚度可达到9.21 m。经过最近几年的开采,发现部分产油层内含水率逐渐升高,不利于稳产;为了满足油田开发中后期的需要,就必须在原来的研究基础上,进一步加深对油层的精细描述：因此,而更为精细的地质建模显得极为重要[1～6]。

1 储层地质建模基础

1.1 储层的砂层划分和对比

根据精细的油藏开发资料,延10油层划分为延101、延102和延103共 3个小砂层,含油层主要分布在延101小砂层。延101小砂层又可进一步细分为延1011、延1012和延1013共3个单砂层。对比发现各个单砂层厚度比较均匀,保存较完整,说明当时延101小砂层沉积期物源供给较为充分且均匀。据图2分析得知,在延10油层的沉积演化序列中,延103和延102小砂层沉积期可容空间相对较大,沉积物供给减少,以泛滥平原的泥、粉砂和细砂沉积为主,测井曲线形态为低幅齿化箱型的正韵律或复合韵律组合。延101小砂层沉积期可容空间开始减小,沉积物供给却很充分,因此,该时期以沉积中-细砂粒岩为主,水体能量高,为进积和加积河道主要发育期,测井曲线为中-高幅的齿化箱型和钟型组合。垂向上,延、延、延三个小砂层连续性好,层间呈整合接触关系。

图1 鄂尔多斯盆地元城油田构造位置和井位图分布图Fig.1 Structural location and well sites distribution of the Yuancheng oilfield in Ordos Basin

图2 元城油田延10油层元西4-1井-元西4-31井地层对比剖面图Fig.2 Profile of strata contrast between Well Yuanxi 4-1 and Well Yuanxi 4-31

电测曲线的齿化现象强烈,说明延10油层中的储层砂体泥质条带和砂体突变现象较多,水动力条件相对较动荡。当水动力条件相对较强时,以砂质沉积为主;而较弱时,形成泥质夹层或隔层。

延10油层从早期到晚期水动力条件以及沉积特征的变化,说明研究区内延10早、中期河道规模相对较小,以发育沼泽化洪泛平原为主;到了延10晚期,河道规模逐渐变大,砂岩粒度变粗,厚度加大,其中以延单砂层相对最发育,是研究区的主力油层;而至延10末期河道消亡,进入沼泽化环境而形成良好的局域性盖层。

1.2 沉积微相研究

通过对大量区域背景资料、岩心观察、测井相、岩石学特征、沉积构造、剖面结构和生物标志等实际资料研究,结合前人研究成果,对工区内庆64井、元 201井、元202井三口井的延10油层进行单井相分析,认为延10油层属于辫状河流相沉积,可进一步划分为辫状河道亚相、河漫滩亚相和河床滞留、心滩、天然堤、洪泛平原等微相类型[7]。

1.2.1 辫状河道亚相

辫状河道亚相由旋回交替的河床滞留微相和心滩微相组成,具有不明显的二元结构。

a.河床滞留微相：是辫状河道的主要组成部分,也是研究区内有利储集砂体发育的重要微相类型之一;岩性以含砾砂岩及中-细粒砂岩为主,相对心滩微相粒度稍粗(图3-A)。具两段式累积概率曲线,分选中等;矿物成分比较复杂,成分和结构成熟度都比较低,不稳定组分非常多;具明显的底部冲刷构造和大型槽状、板状单向水流型交错层理;化石很少;沿河床呈长条状分布。河道废弃时,上部突变为泥、粉砂质的淤塞充填沉积。自然电位曲线显示为明显的“齿化箱形”或“钟形”。

图3 元城油田延10油层辫状河道主要沉积标志Fig.3 Main depositional marks of braided river courses in study area

b.心滩微相：以底负载搬运方式为主,颗粒较粗,往往以中砂岩为主(图3-B),是研究区内有利储集砂体发育的微相类型。其成分和结构成熟度也低,矿物成分也非常复杂,不稳定组分多。自下而上常出现粒度由粗变细的正韵律,以发育槽状和板状交错层理为主。自然电位显示“钟形”或局部“齿化箱形”。

1.2.2 漫滩亚相

由发育不完整的天然堤微相和洪泛平原微相交替组成。

a.天然堤微相：主要由细砂岩、粉砂岩和泥岩组成,粒度比辫状河道沉积要细,远离河道沉积物变细、泥质增多,垂向上砂、泥岩组成薄互层。以小型波状交错层理、槽状交错层理为特点,垂向序列是下部砂岩发育各种交错层理,上部泥岩则发育水平波状层理。由于间歇性出露水面,钙质结核发育,泥岩中可见干裂、雨痕和植物根等。电测曲线幅度较低,其中局部存在幅度略高的指型或齿化指型。

b.洪泛平原微相：属于河漫亚相最重要的组成部分,岩性以泥岩和粉砂质泥岩为主,粒度最细;层理类型单调,主要是块状层理和水平层理;在延10油层顶部分布广泛,厚度变化较大;泥岩颜色以紫色、杂色和灰色为主。电测曲线幅度低,呈低幅波状起伏或近平直状。

工区内主要为辫状河流沉积,河道自北东向南西方向延伸。根据统计,河流发育到鼎盛期的河道砂体面积达到3.5 km2,占整个工区的80%以上(图4)。河道流向稳定,砂体连贯性好,河道边缘发育有宽约100 m的堤岸沉积。整个工区的东、西两侧边缘则发育有少量的洪泛平原。

由图5可以看出,砂体展布严格受沉积微相控制,呈北东-南西方向展布;以延1012单砂层厚度较大,为4～13 m。研究区内由三条辫状河道在平面上侧向迁移叠加形成三块较厚的河道砂分布区域,是分布于整个研究区的延10油藏主要储集层.其物性也较好,油层厚度可观,因而也是延10油层的主力油层。研究区东、西两侧边缘发育的少量天然堤砂体,厚度小于4 m,是次要储层发育部位。

图4 沉积相平面图Fig.4 Map of sedimentary facies

图5 砂体展布图Fig.5 Distribution map of sandbodies

1.3 储层平面非均质性特征

平面非均质性是由于砂体的几何形态、规模、连续性、孔隙度和渗透率的平面变化所引起的[8]。平面物性的变化和非均质性,包括孔隙度、渗透率和渗透率变异系数在平面上的差异,尤其是渗透率的差异影响最大。研究区平面孔隙度主要分布在13%～18%区间,变化相对较小。一般在河床滞留及心滩微相的砂体内物性好,孔隙度和渗透率较高,渗透率变异系数差异相对较小;而河道边部的砂体孔隙度及渗透率较低,渗透率变异系数差异相对较大。

主力油层延1012的孔隙度高值区域位于元西4-2井、元202井、庆64井-元201井附近,可达到15%以上。渗透率高值区域位于元西3-3井和元西3-4井的四周,一般大于90×10-3μ m2,最高可达1 099.76×10-3μ m2。渗透率变异系数在同一期河道砂体内较小,左边的两条沿河道主流线发育的砂体较为相近,连成了整体;但渗透率变异系数较小,部分被分为三个区域(一部分以元西1-1井、元西1-2井为中心,向南方展布;一部分以元西4-2井、元西4-3井、元西 4-4井为中心随水流方向向南展布;另外一部分处于南部,以元西7-3井、元201井向四周扩展)。从整体上看,延的非均质性是较强的,主要是渗透率变异系数较大,如元西3-4井可以高达7.88。从图6可以看出,以孔隙度为代表的物性分布与沉积微相和砂体分布相似,显示了储集物性主要受沉积微相控制的基本特征。

图6 孔隙度展布图Fig.6 Distribution map of porosities

2 储层地质建模

本次建模是在精细地层对比和储层沉积微相划分的基础上,针对工区内划分的小层分别建立储层的骨架(微相)模型及物性模型[9～15]。建模软件采用国内外应用最广的斯伦贝谢公司的PETREL软件。

2.1 数据准备

储层建模是以数据库为基础的,数据的丰富程度及其准确性在很大程度上决定着所建模型的精度,因此,数据准备工作是储层建模的关键。本次建模中,共对研究区50多口井的原始基础地质数据进行了统计、分析,包括坐标数据、分层数据、斜井的井斜数据、断层数据、砂体数据和储层数据等,分别用于如下几个建模过程：(1)建立定性的地质概念模型,以指导随机建模过程;(2)用作模拟的条件限制;(3)确定模拟参数(统计特征值);(4)建立模型的构造格架。此外,还需利用岩心或岩屑描述等相关资料,按照不同类别的划分,分别输入各项数据,并转换成建模软件所需的数据格式,形成相应的数据库文件。

2.2 三维构造建模

三维构造模型是地质体的离散化,用于定量表征构造和分层特征,通常由网格化的顶面及地层厚度数据体来体现。根据地层划分和对比的程度不同,组成地层格架的层面可以是单砂层顶、底面,也可是小砂层或油层乃至油组的顶、底面。本研究区地层格架建模由延、延、延、延、延、延、延共 7 个单砂层顶、底面组成。由于元西地区的地层起伏不大,相对平缓,平面上采用20×20的网格,网格结点数为164×252=24 928,可确保反映出地层的微构造特征。

2.3 沉积微相建模

储层沉积微相随机建模在国内外已经广泛开展。对于开发中后期的陆相储层,不同微相的几何形态及分布有各自的规律性。通过对前人建模工作的研究,发现序贯指示建模具有较好的效果。储层微相模型,也就是常说的储层骨架模型,以数据体的形式来表征地质中的储层结构,即储层的几何形态、连通程度、配置关系和隔夹层的空间分布;具体地说,就是要回答三维构造模型的每个网块中是否为储层。储层骨架模型的建立一般主要基于测井及地震两类精度不同的数据控制点。储层骨架模型满足严格的过点性,即井点的储层厚度与测井解释结果相符,井间储层厚度的变化趋势参照地震横向预测结果;沉积微相的空间展布符合研究区的沉积模式。

本次研究在建立沉积微相模型时,采用了两种约束机制(表1),平面上为沉积微相研究成果,垂向上为垂向微相百分比曲线,根据变差函数计算的地质统计学参数。纵向上为了满足最小夹层厚度的要求与操作方便,统一划分为40个网格,平均厚度大约为0.3 m。序贯指示建模是通过对空间属性参数变差函数进行推断,建立起基于变差函数的储层随机模型。

表1 延1012沉积微相的变差函数拟合参数Table 1 Variation function fitting parameters of sedimentary microfacies

考虑有k个沉积微相范畴Sk(k=1,2,3,…,K)的分布,任何位置属于且只能属于这K个范畴之一,用二值指示变量i(u)表示,则ik(u)=1,位置u属于范畴k,ik(u)=0。假设,当采用简单克里金估计时,对指示变量提供的位置u的范畴的概率估计为

图7为沉积微相的过井切片模型,图8为三维沉积微相模型,从中可以看出相控模型与沉积微相研究成果十分接近。在剖面上沉积微相模型也很好地反映了砂体在纵向上的分布与变化,作为研究区内辫状河道和天然堤两种主要成因砂体类型的微相分布是合理的,隔、夹层空间展布也符合地质规律,可进一步说明所建立的沉积微相模型有很好的效果,可以为储层分布的精细研究及岩石物理模型的建立提供可靠基础。

图7 沉积微相过井切片模型Fig.7 Well section model of sedimentary microfacies

图8 沉积微相模型Fig.8 Sedimentary microfacies model

2.4 储层物性建模

储层参数模型是油藏地质模型的核心,是储层特征及其非均质性分布和变化的具体表征。建立储层参数模型的目的就是要通过对储层参数的定量研究,准确界定有利储集空间位置及其分布范围,从而直接为油田开发方案的制定和调整提供依据。

储层地质建模的根本任务是利用定量或定性手段模拟地质体,使所建模型能真实地再现地质体演化至今所形成的各项特征。

在完成模拟沉积微相三维模型后,根据不同沉积微相各自的统计特征参数及变差函数拟合参数(表2),采用相控物性参数建模,利用高斯模拟方法分别建立每个小层的孔隙度和渗透率的三维模型(图9,图 10)。

通过所建立的模型可发现,其中图9所展示的孔隙度模型与图6所示孔隙度平面展布非常相似,说明此次物性建模也是成功的。在所建储层物性分布模型为静态参数场的后续数值模拟工作中,动态拟合也有较好效果,反过来也证明了储层物性模型的合理性和可靠性。另外,通过本次建模所提供的井位部署,发现最近几口新钻油井均发现油气显示。研究表明新钻井揭露的延10油层延101小砂层含油砂体主要为辫状河道沉积,其中主河道的砂体较厚,孔隙度和渗透率值也较高,通过试油试采发现,绝大部分井含油饱和度高,充分证明所建的地质模型是成功的。