沉积微相耦合岩石相的复合相控建模<br/>——砾岩油藏储层建模新方法

沉积微相耦合岩石相的复合相控建模
——砾岩油藏储层建模新方法

2014-06-19索超尹志军朱睿哲中国石油大学北京地球科学学院北京102249中化石油勘探开发有限公司北京100031

石油天然气学报 2014年2期

关键词：砾岩物性岩性

索超,尹志军,朱睿哲中国石油大学(北京)地球科学学院,北京 102249 (中化石油勘探开发有限公司,北京 100031)

覃建华,陈豫川 (中石油新疆油田公司勘探开发研究院,新疆克拉玛依 834000)

王铮 (中石油新疆石油管理局低效油田开发公司,新疆克拉玛依 834000)

周连敏 (中石油大港油田公司勘探开发研究院,天津 300280)

沉积微相耦合岩石相的复合相控建模
——砾岩油藏储层建模新方法

索超,尹志军,朱睿哲中国石油大学(北京)地球科学学院,北京 102249 (中化石油勘探开发有限公司,北京 100031)

覃建华,陈豫川 (中石油新疆油田公司勘探开发研究院,新疆克拉玛依 834000)

王铮 (中石油新疆石油管理局低效油田开发公司,新疆克拉玛依 834000)

周连敏 (中石油大港油田公司勘探开发研究院,天津 300280)

针对准噶尔盆地砾岩油藏岩性变化快,砂砾岩体分布复杂,储层非均质性强的特点,以克拉玛依油田八区克上组油藏为例,将沉积微相模型与岩石相模型耦合,得到基于储层成因和岩性成因的岩石相模型,建立了成因岩石相模型约束下的储层参数模型。这种针对砾岩油藏三维精细相控储层建模的研究思路和方法,较好地表征了储层的强非均质性,为油藏开发调整及剩余油分布预测提供了参考,对同类地质特征的储层建模具有借鉴意义。

砾岩油藏;相控;储层建模;沉积微相;岩石相;耦合

储层地质建模是当前定量表征储层特征的有效方法,也是精细油藏描述的核心内容。近年来,相控储层建模技术得到快速发展,取得了良好的应用效果[1～12]。目前相控建模所用的 “相”大多为沉积微相或岩石相,而将沉积微相与岩石相相结合的相控建模还比较少见。

研究区克拉玛依油田八区中三叠统克上组 (T2s)为扇三角洲前缘沉积的砾岩油藏,砂砾岩体岩性变化快,沉积相和岩性的变化导致了储层物性的变化。由于常规相控建模只考虑沉积微相或岩相的单一影响因素,其各自的局限性导致相控建模的结果不能全面体现储层的强非均质性。因此,将沉积微相与岩石相进行耦合,建立基于储层成因和岩性的 “复合相模型”,不仅能刻画同一岩性内部不同成因类型的储层,还能揭示同一微相内部的岩性变化,对精细表征砾岩油藏储层特征具有重要意义。

1 地质概况

克拉玛依油田八区T2s砾岩油藏位于新疆克拉玛依市白碱滩地区,区域构造处于准噶尔盆地西北缘克-乌断裂带南白碱滩断裂下盘,北以南白碱滩断裂为界,面积约为28.2km2,油层平均埋深2040m,为单斜构造控制的岩性油藏。

八区T2s油藏为扇三角洲沉积,以扇三角洲前缘水下分流河道为主,储层岩石类型主要为砂质细砾岩、砾状砂岩,砂砾岩体分布不均,隔、夹层分布不稳定。储层平均孔隙度为8.2%～24.7%,平均渗透率为1.32～258.18mD,属于中低孔-中低渗油藏。储层物性受沉积相带和岩性控制,不同相带和不同岩性的储层物性差异较大,而在同一微相内部,岩性的差异也导致储层物性的变化 (图1),具有很强的非均质性。

图1 八区8264井垂向相层序及物性剖面

2 储层相建模

储层相建模是三维储层地质建模的一项重要内容,为储层参数建模提供了地质条件的约束。三维相建模就是定量描述储集体的大小、几何形态及其三维空间的分布。油田开发生产实践表明,相带分布强烈地影响地下流体的流动。对于多相分布的储层,合理的相模型是精确建立储层物性模型的必要前提。

相建模的方法可分为确定性建模和随机建模。八区T2s砂砾岩体横向变化快,储层非均质性强,难以得到反映地下储层真实变化情况的确定性模型。因此,采用随机建模的方法建立三维相模型。

2.1 沉积微相模型的建立

沉积微相控制着砂砾岩体的垂向叠置形式与侧向连通性,不同相带的砂砾岩体比同类相带的砂砾岩体物性变化更大,这在一定程度上影响了储层物性参数的展布方向和分布规律,是造成储层强非均质性的主要原因之一。根据沉积物粒度分析、岩心观察,结合测井曲线特征及砂砾岩体分布特征,对研究区的沉积微相进行了划分和对比。八区T2s属于扇三角洲沉积,可划分为扇三角洲前缘、前扇三角洲两个亚相,扇三角洲前缘发育有水下分流河道、河口坝、支流间湾和前缘席状砂。

在随机模拟的各种方法中,截断高斯模拟方法适合于相带呈排序分布的沉积相模拟,其基本思路是通过一系列门槛值及截断规则对三维连续变量进行截断而建立离散变量的三维空间分布。由于模拟目标的分布取决于一系列门槛值对连续变量的截断,所以模拟实现中的相分布将是排序的,即被模拟类型变量的顺序是固定的。因此,该方法适合于研究区扇三角洲这一类相带呈排序分布的沉积相模拟。

截断高斯模拟的门槛值是通过相比例曲线确定的,先通过井数据统计并绘制垂向各相类型体积百分比曲线,再查看垂向上相比例变化规律,并根据体积百分比曲线编制各相类型随深度变化的概率函数曲线(图2)。

图2 八区垂向沉积相概率统计及概率曲线

在沉积微相建模时,依照层次建模的原则,分相带分级别建模。先采用截断高斯模拟的方法模拟出扇三角洲前缘和前扇三角洲亚相 (图3),然后在扇三角洲前缘亚相的内部,模拟各个微相,得到最终的沉积微相三维模型。在模拟扇三角洲前缘内部的各个微相时,采用基于目标的随机模拟方法,根据已有的地质认识限定模拟对象的规模和形态,较好地再现地质体的几何形态。在模拟过程中,将支流间湾作为背景相;水下分流河道定义为平面,呈条带状,且横截面为顶平底凸的形态;河口坝定义为平面呈椭圆形且横截面为底平顶凸的形态 (表1),从而实现沉积微相的准确模拟 (图4)。

表1 八区T2s1(1)3沉积微相模拟参数

图3 八区T2s1(1)3沉积亚相三维模型

图4 八区T2s1(1)3沉积微相三维模型

2.2 岩石相模型的建立

克拉玛依油田八区T2s为近物源快速堆积、岩性变化快的砾岩油藏,岩石类型主要为细砾岩、砂砾岩、粗砂岩、细砂岩和泥岩。研究区取心井岩心分析结果表明,不同的岩石类型物性差异较大。小砾岩的孔隙度分布范围在8.40%～20.36%,平均值为14.97%,渗透率分布范围在0.16～403.03mD,平均值19.40mD;粗砂岩的孔隙度分布在13.40%～20.30%,平均值为16.85%,渗透率分布在5.23～2530.0mD,平均值为115.0mD。岩性的差异造成了储集空间及储层分布规律的差异,因此,准确而合理的岩石相模型是建立储层参数模型的必要前提。为便于建模,将研究区岩石类型简化为3大类岩石相:砾岩相、砂岩相及泥岩相,储集体主要发育于砾岩相和砂岩相。

在建立岩相模型时,采用基于目标的模拟方法,充分利用基础地质研究建立的定量地质知识库,分别按不同建模层、不同岩相类型,设置各相几何特征参数,包括厚度、长度、宽度以及展布方向等 (表2、表3),建立八区T2s岩石相三维模型(图5)。

表2 八区T2s砂岩模拟参数

表3 八区T2s砾岩模拟参数

2.3 成因岩石相模型的建立

由于砾岩油藏的储集层受沉积微相和岩相共同控制,若采用单一的沉积微相模型进行相控建模,则无法区分水下分流河道内部的砂岩和砾岩,模拟结果不能体现同一微相内部岩性差异对储层的影响;若采用单一的岩石相模型进行相控,就忽略了水下分流河道砂岩和河口坝砂岩的区别。大量的油田开发和生产实践证明,不同相带类型的砂体比同类相带砂体的岩石物理性质变异性更强烈。因此,单一沉积微相模型或岩石相模型都有其各自的局限性。

图5 八区岩石相三维模型

对砾岩油藏而言,单纯地用沉积微相或岩石相,已经不能满足对储层全面精细刻画的需求。笔者从多角度综合分析相控因素,将沉积微相划分与岩石相划分相结合(表4),二者耦合形成新的 “成因岩石相”,用来精细表征砾岩油藏的储层特征。

成因岩石相模型的建立,是将沉积微相模型和岩石相模型耦合的过程。首先取微相模型的前扇三角洲、支流间湾与岩石相模型泥岩相的并集,定义为成因岩石相模型中的泥岩,再对微相模型的水下分流河道、河口坝分别与岩石相模型的砂岩、砾岩取交集,得到沉积微相-岩石相的复合模型 (图6),成因岩石相模型不仅刻画了砾岩油藏同一岩性内部不同成因类型的储层,还反映了同一微相内部的岩性变化,很好地表征了储层的非均质性。

表4 沉积微相-岩石相耦合划分方案

图6 八区成因岩石相三维模型

从成因岩石相模型可以看出,扇三角洲主体以水下分流河道为主,呈条带状分布。在水下分流河道内部,砂岩较砾岩更为发育,砂岩多位于水下分流河道末端,砾岩体大多发育在水下分流河道分叉处。砂砾岩体与上覆岩层和下伏岩层多呈突变接触,侧向连续性较差。河道间以一些薄砂层相连接。河口坝数量较少,岩性以砾岩为主。在同一个河口坝内部,砾岩多发育于河口坝顶端,砂岩则多分布于河口坝底部,反映了河口坝自下而上岩性变粗的反韵律特征。

3 成因岩石相控制下的储层参数建模

储层参数模型能反映储层物性在三维空间的变化和分布,主要包括储层孔隙度、渗透率模型。砾岩油藏的物性受沉积微相和岩石相共同控制,因而在相控建模时,按传统方法用单一的沉积微相或岩石相模型约束建模,都不能全面地体现储层物性变化和强非均质性。针对克拉玛依油田砾岩油藏的特点,该次储层参数建模以沉积微相-岩石相模型为约束条件进行复合相控,采用序贯高斯模拟的方法进行孔隙度和渗透率的模拟,建立了八区T2s13(1)孔隙度、渗透率三维模型 (图7)。

图7 八区单层储层参数三维模型

通过单一相控与复合相控建立的孔隙度模型对比 (图8),可以看出沉积微相相控建立的模型(图8(c))能体现水下分流河道的连续性,但无法反映河道内部砂砾岩岩性界面对储层物性的影响;岩石相相控建立的模型 (图8(d))对岩性界面的体现较为明显,但孔隙度数值在同一条河道内部出现了间断,没有体现出沉积模式对储层的控制。成因岩石相相控的结果 (图8(b))则较好地反映出岩性界面和地质模式。这种复合相控法建立的储层参数模型,揭示了同一微相不同岩石相带之间储层岩性、物性上的差异,为油藏数值模拟提供了更为可靠的地质模型。

图8 成因岩石相与各相控孔隙度模型的局部切片

4 结论

1)砾岩油藏的储层物性受沉积微相和岩石相共同影响,单一的沉积微相或岩石相模型不能全面地体现储层差异性,仅用沉积微相或岩石相的传统相控方法不适用于砾岩油藏的储层精细表征。

2)针对扇三角洲前缘砾岩油藏岩性、物性变化快的特点,将沉积微相模型和岩石相模型耦合得到的成因岩石相模型,不仅精细刻画了砾岩油藏相同岩性不同成因类型的储层,还反映了同一微相内部的岩性变化,大大提高了砾岩油藏非均质储层的建模精度。

3)应用成因岩石相模型对砾岩油藏进行复合相控的储层参数建模方法,更准确地反映了砂砾岩储层孔隙度、渗透率的三维空间展布,很好地表征了储层的强非均质性。为油藏的开发调整及剩余油分布预测提供了参考,对同类地质特征的储层建模具有借鉴意义。

[1]Journel A G,Gundeso R,Gringarten E,et al.Stochastic modeling of a fluvial reservoir:a comparative review of algorithms[J]. Journal of Petroleum Science and Engineering,1998,21(1):95～121.

[2]Deutsch C V,Wang L B.Hierarchical object-based stochastic modeling of fluvial reservoirs[J].Mathematical Geology,1996,28 (7):857～880.

[3]Deutsch C V.Geostatistical Reservoir Modeling[M].New York:Oxford University Press,2002.

[4]吴胜和,张一伟,李恕军,等.提高储层随机建模精度的地质约束原则[J].石油大学学报(自然科学版),2001,25(1): 55～58.

[5]于兴河,陈建阳,张志杰,等.油气储层相控随机建模技术的约束方法[J].地学前缘,2005,12(3):237～244.

[6]张昌民,穆龙新,宋新民,等.油气田开发地质理论与实践[M].北京:石油工业出版社,2011.

[7]尹太举,张昌民,樊中海,等.地下储层建筑结构预测模型的建立[J].西安石油大学学报(自然科学版),2002,17(3): 7～10.

[8]李少华,张昌民,张尚锋,等.沉积微相控制下的储层物性参数建模[J].江汉石油学院学报,2003,25(1):24～26.

[9]尹艳树,吴胜和,张昌民,等.用多种随机建模方法综合预测储层微相[J].石油学报,2006,27(2):68～71.

[10]尹艳树,张昌民,尹太举,等.萨尔图油田辫状河储层三维层次建模[J].西南石油大学学报(自然科学版),2012,34(1): 13～18.

[11]宋子齐,伊军锋,庞振宇,等.三维储层地质建模与砂砾油层挖潜研究——以克拉玛依油田七中区、七东区克拉玛依组砾岩油藏为例[J].岩性油气藏,2007,19(4):99～105.

[12]陈玉琨,李少华,吴胜和,等.多地质条件约束下利用基于目标的方法模拟水下分流河道 [J].石油天然气学报 (江汉石油学院学报),2011,33(11):51～55.

[编辑]邓磊