鄂尔多斯盆地西峰地区延长组长813小层储层建模研究

2016-12-12王婉君康麒龙茫立勇

地下水 2016年6期

关键词：西峰小层高值

王婉君，康麒龙，茫立勇

(1.西安石油大学地球科学与工程学院，陕西西安 710065；2.中国石油长庆油田分公司，陕西西安 710021)

鄂尔多斯盆地西峰地区延长组长813小层储层建模研究

王婉君1，康麒龙1，茫立勇2

(1.西安石油大学地球科学与工程学院，陕西西安 710065；2.中国石油长庆油田分公司，陕西西安 710021)

三叠系延长组长813小层内含油砂岩为西峰地区主力产油层之一，建立客观的定量储层模型对提高原油采收率，降低勘探成本有着重要的意义。从已知的确定性资料的控制点出发，推测出未知部分数据，得到储层整体三维地质模型，对地层框架、砂体展布储层物性进行分析。研究表明：西峰地区长813小层砂体总体呈现由东北向西南延伸的长条状，属辫状河三角洲前缘微相；西峰地区长813小层的孔隙度总体低于8%，渗透率普遍小于1×10-3μm2，属典型的致密储层；储层建模预测孔隙度高值区集中在西峰地区南部、中西部，而渗透率高值区位于西峰地区中西部，同时含油饱和度的高值区分布在西峰地区西南部，相对较为孤立。

储层建模；长813小层；西峰地区

西峰位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡带西南部，区内构造平缓，褶皱、断层均不发育[1-3]。三叠系延长组长8段含油砂岩是主力产油层之一，长8段为一套辫状河三角洲前缘亚相的砂、泥岩沉积建造，包括水下分流河道、河口坝和分流间湾等微相[4-8]，长8段油藏普遍具有岩性致密的地质特征。

储层建模是油藏工程技术领域中的一项基础工作，也是当前油藏描述及勘探目标模拟和评价中的热点和重点。随着油气勘探和开发技术水平的不断提高及计算机技术的发展，建立客观的定量储层地质模型，提高油气采收率，降低勘探成本，获得实用性储层建模计算机硬件和软件已成为定量储层表征的核心内容[8-14]。本文以西峰地区延长组长813含油砂岩为例,从已知的确定性资料的控制点出发，推测出未知部分数据，预测井间参数，得到储层整体三维地质模型，对地层框架、砂体展布储层物性进行分析和研究,为西峰地储层的评价与有利区预测提供依据。

1 储层建模基本原理

1.1 基本原理

利用确定性建模技术组建研究区构造及储层物性模型，如孔隙度、滲透率，含水饱和度和砂地比模型。即从已知的确定性资料的控制点出发，推测出未知部分数据(内插或外推)，预测井间参数，得到储层整体三维地质模型,利用多种算法对地层框架及储层岩石物理性质进行定量模拟：

1)地层框架模型的建立

建立在三维网格框架内，可以使用地震解释成果、各类散点数据以及网格化图形文件等各种数据。

2)储层属性模型的建立

岩石物理属性建模是给3D网格的每个单元格分配岩石物理属性值(孔隙度，渗透率等)的过程。基于地质学、不确定性和可供使用数据的类型。

3)对三维储层属性模型进行网格抽稀

提供到数值模拟的大平台，也能利用数值模拟的结果(压力和饱和度)调整建造的地质静态模型，使其符合油藏地下地质情况。

4)约束条件

利用可靠的钻井资料和趋势面分析研究岩石物性测井数据的三维分布。

1.2 二、三维模型的算法选择

根据研究区地质情况及数据资料的实际情况，建模过程中使用四种主要算法，即克里格法、移动平均法、序贯指拟模拟法以及序贯高斯模拟计算法。为使各小层物性趋势更合理准确，可利用二维物性(孔隙度、渗透率、饱合度等)平面等值线图做为趋势面对其进行约束，在Property Modeling模块中分层计算，生成三维物性模型。

2 储层模型构建

2.1 地层模型

根据研究区区域地质背景资料、钻井基础数据及小层划分方案，建立了西峰地区长81的地层框架模型。从长8段顶面构造的二维、三维模型来看(图1)，研究区地形平缓，构造简单，东南略高于西北，是一向西北倾的缓坡，倾角<1°，由于构造运动比较微弱，因此不发育大型构造，仅西南部及中部的部分地区发育少量小型鼻状隆起，缺乏油气富集的二级构造带和构造圈闭，以岩性油气藏为主。

2.2 长813小层砂体展布模型

根据研究区内评价井砂体数据，建立了砂体展布的二维及三维模型，砂体模型主要反映了砂体在平面及空间上的几何形态及变化规律。

西峰地区长813小层的砂体总体呈现由东北向西南延伸的长条状，属辫状河三角洲前缘微相，由南向北，砂体的最厚处分别集中在西33-西143井一带、西109-西166井一带以及西184井附近，其中西31井砂体最厚，为15.4 m，单层砂最厚约2.7 m。

二维模型

2.3 储层物性模型

从西峰地区长813小层的孔隙度模型来看，高值区只要集中在研究区南部西128井附近和中西部西189-西166井一带，最高值在西191井，为13.47%；其它地区孔隙度普遍低于8%(见图2)。渗透率模型的高值区则主要位于研究区中西部，与孔隙度的高值区有较好的对应关系，渗透率的最高值在西181井，为2.4×10-3μm2；其它地区的渗透率普遍小于1×10-3μm2，属典型的低孔低渗储集层。综上所述，通过盆地不同地区上古生界致密砂岩恒速压汞测试结果对比可知，研究区目的层喉道半径分布0.1～4.0 μm之间，主峰介于0.5～1.2之间；同时孔隙半径分布于80～360 μm之间，而峰值介于100～160 μm之间，孔隙与喉道半径分布差异较大；结合储层物性和常规压汞测试结果综合分析，研究区目的层段砂岩整体较为致密，孔喉的巨大差异是造成储层显示低渗透-超低渗透的致密现象。

西峰地区长813小层含油饱和度的高值区零星集中在研究区西、南部，含油饱和度大于45%的部位主要有西182井区、西189井区及西24-西33井区(图2)。

2.4 储层物性模型

从西峰地区长813小层的孔隙度模型来看，高值区只要集中在研究区南部西128井附近和中西部西189-西166井一带，最高值在西191井，为13.47%；其它地区孔隙度普遍低于8%。渗透率模型的高值区则主要位于研究区中西部，与孔隙度的高值区有较好的对应关系，渗透率的最高值在西181井，为2.4×10-3μm2；其它地区的渗透率普遍小于1×10-3μm2，属典型的低孔低渗储集层。综上所述，通过盆地不同地区上古生界致密砂岩恒速压汞测试结果对比可知，研究区目的层喉道半径分布0.1～4.0 μm之间，主峰介于0.5～1.2之间；同时孔隙半径分布于80～360 μm之间，而峰值介于100～160 μm之间，孔隙与喉道半径分布差异较大；结合储层物性和常规压汞测试结果综合分析，研究区目的层段砂岩整体较为致密，孔喉的巨大差异是造成储层显示低渗透-超低渗透的致密现象。

西峰地区长813小层含油饱和度的高值区零星集中在研究区西、南部，含油饱和度大于45%的部位主要有西182井区、西189井区及西24-西33井区(图2)。