相控三维地质建模在泾河2井区长81油藏中的应用

2015-07-02肖琳

石油地质与工程 2015年4期

关键词：泾河沉积相物性

肖琳

(中国石化华北分公司勘探开发研究院，河南郑州 450006)

相控三维地质建模在泾河2井区长81油藏中的应用

肖琳

(中国石化华北分公司勘探开发研究院，河南郑州 450006)

彬长地区泾河2井区属于低孔超低渗的岩性油藏，其储层的非均质性加大了储层预测和石油勘探开发的难度，为了对泾河2井区长81储层地质特征认识更加精确、细致，以油藏地质特征研究为基础，综合运用了高分辨率层序地层学、沉积学、测井微相分析和储层测井综合解释等技术，以地质建模为主要研究对象,进行了沉积微相约束地质建模综合研究，解决了常规油田开发地质研究过程中沉积相研究成果与储层参数分布无法有效结合的缺陷,实现了在沉积相约束下储层三维地质模型的建立。经与研究区已有地质特征认识以及实钻井效果对比分析，验证了模型的精确性，为高效合理开发该油藏以及油藏数值模拟奠定了坚实的地质基础。

低孔超低渗油藏；彬长地区；长8油藏；沉积微相；三维地质建模

鄂尔多斯盆地沉积微相和储集砂体的变化很快,在相距数百米或数十米的距离内，砂体厚度及储集性能差别很大,增加了储层预测和石油勘探开发的难度。彬长区块泾河油田属于低孔、超低渗岩性油藏，目前正处于开发初期，随着油藏开发程度的不断提高，油藏地质研究工作迫切需要一些新的、实用的技术方法，对油藏认识更加精确、细致，而基于地质、地震资料的三维地质建模技术正好是解决这一问题的主要方向之一[1-2]。

基于此目的，采用相控方法对彬长地区泾河2井区长81油藏进行储层地质建模，为科学的油藏评价、开发动态预测、方案优化、钻井地质设计轨迹优化、轨迹跟踪调整以及油藏数值模拟提供可靠的地质依据。

1 地质背景

彬长区块位于鄂尔多斯盆地的西南部，伊陕斜坡、渭北隆起和天环向斜交接部位，自上而下有第四系，白垩系志丹群，侏罗系安定组、直罗组、延安组，上三叠统延长组(未穿)。其中，三叠系延长组为主要含油层系。泾河2井区整体为断裂切割的南东高北西低的单斜构造，地层构造具有继承性，区内主要受断裂及裂隙带控制，局部发育鼻状隆起，其断裂走向为北东东向，部分小断裂波组错动不明显。从本区长8油层组形成时的沉积地质背景以及区域上延长期鄂尔多斯湖盆的演化规律分析，研究区长8期为湖泊沉积体系，主要发育砂质碎屑流和浊流沉积。通过分析研究区长8油层组的沉积特征，认为该区长8段为深水重力流和半深湖-深湖亚相，微相主要有砂质碎屑流、浊流、半深湖-深湖泥，其中，砂质碎屑流和浊流是主要有利沉积微相类型[3]。

泾河2井区油藏类型为低孔超低渗岩性油藏,其储层物性受砂岩粒度控制，粒度越大储层物性越好。据该区岩心物性分析资料统计，长81储层孔隙度主要为4.0%～13%，平均8.2%；渗透率主要为(0.10～2.0)×10-3μm2，平均0.80×10-3μm2。储层物性好坏主要受泥质含量影响，泥质含量高，物性差，反之物性好。物性好，则含油级别高；而物性差，一般为干层或低产层。

2 地质建模方法研究

2.1 沉积微相控制随机建模研究

大量的油气田开发和生产实践证明，沉积微相的分布规律直接影响着地下流体(油气)流动的特征，同时油气田开发中的各种生产数据更依赖储层的结构模型，而不是岩石物理参数的统计分布，没有沉积相模型的单纯参数建模则可能严重歪曲了地下储层物性的真实性。采用沉积相约束储层建模的方法建立储层参数模型是一种符合地质特点的储层建模方法[4]，但相控建模并不能代替常规沉积微相研究工作，而是在常规地质研究的基础上利用数理统计方法和计算机手段通过建立三维模型的方法来提供储层的三维定量信息，确切而言就是在相模式的指导下，对未知点进行三维科学插值[5]。

2.2 研究思路

本次研究是在前人研究工作的基础上进行的，直接借用了前人的一些研究成果，如地震解释断层特征、沉积相研究。在沉积微相模型建立的基础上,通过分相带建立变差函数模型,应用序贯高斯模拟建立不同储层参数连续变量的分布模型,形成沉积微相约束的、以井点储层参数为基础的储层参数空间分布变化的精确描述。具体工作流程见图1。

图1 技术路线

3 地质建模[6-13]

3.1 数据准备

在储层建模研究中，基本数据类型主要包括以下几类：坐标数据、井斜数据、地质分层数据、断层数据、储层属性数据。原始数据的准确性是建立合理模型的基础和必要条件，因此必须尽量保证用于建模的原始数据特别是硬数据的准确可靠，需要对数据进行筛选，重点把握能反映储层特征的参数。

3.2 构造建模

构造建模是储层三维建模的基础，主要反映储层的空间格架，由断层模型和层面模型组成。本次研究的断层模型是根据地震解释成果和断层平面组合关系建立的，综合采用断层模型、地震解释层面数据来建立构造模型，利用井点的分层数据和断点进行校正，使得构造模型更加准确、合理(图2)。

总体来看，研究区构造起伏较小，为南东高北西低的单斜构造，主断层走向为北东东向，大断层中间为地堑构造，部分短小断层错动不明显。

图2 泾河2井区长81层构造模型

3.3 属性建模

为了描述出砂体的三维形态及内部物性变化特征，还需要在小层构造模型的基础上进行纵向网格的进一步划分。首先根据构造模型小层数划分纵向网格，然后对小层的纵向网格进行细分，平面上网格间距15 m×15 m，垂向网格数30，总网格数为7634760。

4.3.1 相建模

沉积相建模工作是建立在前期储层沉积特征研究工作的基础上的,根据泾河2井区目的层段的平面相展布，得到地质研究的沉积相图，进而用层面的沉积相模型作为属性分布范围的约束条件。

沉积相模型是在绘制小层沉积微相平面分布图的基础上，通过数字化结合Petrel建模软件而建立的。前期工作对该区的沉积特征认识已比较明确，因此本次研究对沉积相的模拟采取了确定性方法建模，减少了模拟的随机性。

3.3.2 变差函数分析

建立属性模型之前，首先进行数据分析和趋势识别。由于本区单井控制面积大，储层各个微相内的数据点有限，很难把握各个微相的储层性质和参数的地质统计特征，因此本文通过对地质静态模型的剖析，把握模拟目标区储层参数的地质统计特征，从而确定变差函数。表1为长81储层物性参数的变差函数分析统计表。

表1 泾河2井区长81储层空间特征参数表

本区的变差函数分析采用球形模型，这种模型是把变差函数达到基台值时的滞后距离作为最大变程，适用于变化比较大的数据[5]。利用变程来反映储层参数的影响范围，从而确定含油范围的目标。从数据分析的结果看，研究区最大变程1 535 m，最大变程方向350°，最小变程647 m，基台值0.95～1。变程较小和基台值偏大的情况反映了本区物性展布不稳定的特征，变量的空间连续性较弱，而且变化剧烈，反映地层非均质性较强。

3.3.3 属性建模

相控属性建模研究的关键点是基于沉积相控制下，按层利用控制点数据，来模拟井间的各项属性参数分布，从三维角度对储层进行定量化，揭示储层的非均质性。本文在完成沉积微相模型的基础上，以测井储层物性参数为基础，以沉积微相为约束，采用序贯高斯模拟技术建立了孔隙度模型和渗透率模型。

图3、图4分别为研究区长81储层的孔隙度、渗透率模型粗化、平滑后的平面图。从模型结果来看，属性模型的分布趋势受沉积相的控制得到较明显的体现。在没有井点控制的区域，高孔隙度区域大都分布于砂质碎屑流相带，浊流相控制区域的孔隙度基本小于6%，沉积相对孔隙度优势区分布的影响很明显。在砂质碎屑流微相控制下，渗透率分布情况也相对好于浊流微相。

图3 泾河2井区长81储层孔隙度平面展布

4 模型合理性检验

本次在相控约束条件下，应用序贯高斯模拟算法建立的三维地质模型，不同于确定性建模，随机模拟在插值过程中考虑了实际地层的细微变化和插值的精度，建立的模型也更好地与实际地质情况相符合，但在控制以外的储层参数具有一定的不确定性，即具有一定的随机性。为了保证在油田开发过程中让这种不确定性控制在一定范围内，就需要对模型进行检验。本文采用概率分布一致性检验、物性参数展布对比验证方法对研究区地质模型进行检验。

图4 泾河2井区长81储层渗透率平面展布

4.1 概率模型一致性检验

通过对孔隙度、渗透率模拟值和井点粗化值的频率分布直方图(图5)来进行概率一致性检验(图中Por、Perm分别为孔隙度模拟值、渗透率模拟值，Upscaled cells为各个属性参数的粗化值，Well logs为各个属性参数的测井物性解释值)。

从直方图可以看出，模型的参数概率统计分布与原始数据吻合较好，说明建立的模型与地质情况能很好的吻合，模型的精度比较高。

4.2 物性参数展布对比

将模型粗化、平滑后输出孔隙度与渗透率平面分布图，并与前期地质研究认识相比较，主要分析模型的三维参数分布与实际的地质研究情况的符合程度。在长81储层孔隙度和渗透率平面分布图(图3、图4)中，高孔隙度主要分布在研究区东南部J2P16DY井、J4井条带附近、中-东北部J2井、J2P4DY井、J2P5DY井条带附近，渗透率的平面分布特征与孔隙度大体一致，高渗区域也主要分布在J4条带、J2井、J2P4DY井条带附近区域。这与单井测井解释结果、前期地质结果基本对应，模拟出来的孔隙度、渗透率分布特征，与实际地质特征很接近，说明模型具有一定可信度，可以作为后期开发的技术依据。