BZ油田古近系储层沉积过程数值模拟

王鹏飞，叶小明，霍春亮，徐静，李俊飞

（中海石油（中国）有限公司天津分公司，天津 300459）

BZ油田古近系储层沉积过程数值模拟

王鹏飞，叶小明，霍春亮，徐静，李俊飞

（中海石油（中国）有限公司天津分公司，天津 300459）

BZ油田古近系储层埋藏深，地震资料分辨率低，储层沉积模式认识不清，使得开发方案编制面临挑战。综合应用地震、测井和岩心分析资料，通过量化沉积体系发育的主控因素，开展三维沉积过程数值模拟。结果表明：古近系沉积时，共有南西和北东2个方向沉积物源向湖盆中心共同汇聚，其中南西方向物源供给速率大，砂体分布范围广；湖盆充填演化过程中，纵向上发育4期砂体，晚期形成的2期砂体分布面积大，且两侧物源在湖盆中心交汇。以沉积模型作为约束条件，运用三维地质建模技术建立储层岩相分布预测模型，并用新钻的2口评价井对模型进行可靠性评价。钻后结果表明，储层砂体预测符合率达到90%以上。

沉积数值模拟；三维地质建模；古近系储层；黄河口凹陷；渤海湾盆地

0 引言

由于地层沉积过程的复杂性和多解性，沉积数值模拟是否可行一直存在争议。20世纪90年代，通过露头获取海平面升降、构造沉降、沉积物供应等参数，成功模拟出了二维地质剖面，证明了沉积数值模拟是可行的［1-7］。近年来，国内学者在沉积数值模拟研究中已经取得了一些成果。吕明等［8］将沉积模拟方法在澳大利亚Bonaparte盆地应用，得到了研究区岩性及沉积结构的时空展布特征，并以此指导平面沉积相图的编制。王颖等［9］对澳大利亚W区块的Elang-Frigate组进行了沉积数值模拟，得到了研究区的沉积体系时空展布特征。魏洪涛［10］对辽中凹陷北部东二下亚段湖底扇进行了沉积数值模拟，对湖底扇的形成过程及时空展布进行了精细研究。尹相东等［11］应用沉积数值模拟，研究了陆相断陷湖盆砂体沉积演化和接触关系，建立了三维沉积模式，并对各参数的敏感性进行了分析评价。

笔者对BZ油田古近系储层砂体发育特点展开了深入研究，建立了油田岩相和物性分布三维地质模型，以期对油田开发指标的预测具有一定的指导意义。

1 地质概况

渤海BZ油田位于渤海湾盆地黄河口凹陷莱北低凸起北部斜坡带，是一个被断层复杂化的断块、断背斜构造。目前，油田已钻探井和评价井7口，井距为970～4800 m。主力含油层系为古近系东营组东三段和沙河街组沙一、二段，以岩性构造油气藏为主，储层埋藏深，地震成像品质差。该油田储层沉积模式研究尚未开展。为了满足油田开发方案编制的需求，需要在三维空间对储层砂体演化和分布进行定量预测。

2 沉积过程数值模拟

2.1 技术流程

为了进行沉积过程数值模拟，首先要获取沉积过程的控制因素：可容空间、物源供应及搬运方式。通过三维地震解释、测井曲线对比、粒度分析资料及相似露头类比，提取表征沉积参数的数字化图件或者数据。沉积过程数值模拟技术流程如图1所示。

图1 沉积过程数值模拟技术路线

2.2 模拟工区定义

选择模拟工区长16.4km，宽9.4km，面积154.16km2，平面网格间距0.2km。模拟目的层段为古近系东营组东三段和沙河街组沙一段、沙二段，地层平均厚度335m，沉积时间为38.00～34.50Ma，总时长3.50Ma，时间步长0.05Ma，岩性设置为砂岩和泥岩。

2.3 模拟参数

2.3.1 可容空间分析

依据古生物资料及沉积环境分析，将井点处古水深数据作为硬数据，通过古地貌图约束获得基底初始水深图（见图2）。研究区湖平面变化幅度最高不超过20m，沉积地层平均厚度为335m。因此，水深变化对可容空间的影响可以忽略。地层厚度约等于基底总沉降量，用经过去断层校正后的地层厚度图来表征基底沉降（见图3）。研究过程中，挑选位于湖盆深部，不受近岸物源供给影响的BZ-1井来分析湖平面升降规律。利用岩性旋回变化规律和古生物分布特征，制作了BZ油田东三段和沙一、二段湖平面变化曲线。

图2 BZ油田基底初始水深

图3 BZ油田基底沉降

2.3.2 物源供应及搬运方式

研究区沉积时期，南西方向地势平缓，受来自肯东凸起的物源影响形成辫状河三角洲沉积体系；而北东方向具有一定的坡降，受来自渤南低凸起的物源影响形成扇三角洲沉积体系［12］。因此，分别设置2个物源供给方向。用地层厚度平均值乘以研究区的面积作为沉积物供给的总体积，用该体积除以沉积时间得到的沉积物供应速率是14.76km3/Ma。2个物源各自的供给速率及不同沉积时期的供给速率较难获取，通过参数调试，并用井点分层厚度来进行校准，劈分供应速率。当模拟结果与井点分层厚度接近时，认为参数设置较为合理，经过论证，南西方向物源供应速率为10.35km3/Ma，北东方向物源供应速率为4.41km3/Ma。通过井点测井解释砂泥岩，统计每个沉积时间单元岩性比例，作为沉积物成分的配比份额。

沉积物的搬运方式控制着三角洲沉积体的局部形态，搬运方式由沉积物触发机制和扩散系数共同决定。触发机制分为短期高能搬运和长期低能搬运，其中短期高能沉积物搬运较远；而扩散系数由颗粒粒径和地形坡降共同决定，水流携带的颗粒粒径越大，越不易往下游搬运；坡降越大，进入湖区的沉积物速度越快，沉积物的总量越多，河口处越容易形成三角洲。研究区搬运方式设置为短期高能搬运和长期低能搬运共同作用，其中前者占90%。根据颗粒粒径和地形坡降，计算沉积物的综合搬运系数，长期低能砂岩为0.603km2/ ka，泥岩为3.010km2/ka；短期高能砂岩为0.670km2/ ka，泥岩为3.350km2/ka。

3 模拟结果分析

模拟结果获得的各沉积单元单井地层厚度与井点划分地层厚度误差在±5%以内（见表1），并且岩性旋回基本一致时，认为模拟结果可靠性高。

表1 模拟厚度与井点厚度对比

用砂岩体积分数来表征模拟结果，从图4可以看到不同沉积时期4期砂体的展布特征。从下向上依次为：第一期（38.00～37.08Ma），砂体分布范围小，随着湖平面的不断下降，两侧物源沉积物逐渐向湖盆中心推进，砂体范围逐渐扩大；第二期（37.08～36.08Ma）湖平面下降到最低点，砂岩体积分数达到最大值，随着湖平面开始上升，沉积物退积，砂岩体积分数逐渐减少；第三期（36.08～35.35Ma）湖平面先下降后上升，形成了一期反旋回叠加一期正旋回，沉积期中间砂岩体积分数高，并且两侧扇体在湖盆中心叠置；第四期 （35.35～34.50Ma）砂体发育范围最广，底部形成一个完整的水退水进旋回，34.80Ma左右发生一个短期的湖平面上升，形成短期正旋回沉积，随后又出现一期水退，形成反旋回沉积。总体上，底部沙河街组比顶部东三段砂岩体积分数低，沙河街组砂岩体积分数在11%～48%，东三段砂岩体积分数在44%～71%，与钻井揭示岩性比例基本吻合（见图5）。

图4 不同期次砂体砂岩体积分数平面分布

图5 不同期次砂体砂岩体积分数剖面

4 模拟结果应用

将沉积数值模拟的结果（见图6a）按时间步作切片输出砂岩体积分数图，在建模软件中通过赋值，建立砂岩分布概率体（见图6b），将沉积过程数值模拟结果转化到三维地质模型中。

图6 BZ油田砂岩分布三维图

用概率体作为砂泥岩模型的约束条件建立砂体分布模型，该方法建立的模型（见图7a）比无约束条件的地质模型（见图7b）更符合沉积规律。以该模型为基础，指导2口评价井的部署。统计结果显示，测井解释砂体厚度为83m，模型预测砂体厚度为89m，预测准确率达90%以上，说明这种模拟方法可信度高。用砂泥岩分布控制物性模拟，为油田开发生产指标预测提供可靠保障［12-18］。

图7 三维地质模型属性

5 结论

1）研究区受双侧物源供给影响，沉积演化过程中发育4期砂体，其中第三期两侧物源在湖盆中心交汇，形成叠置砂体。总体来看，东三段砂岩体积分数高于沙一段、沙二段，砂体分布范围广。

2）通过沉积期次划分，可容空间分析，物源供应和搬运方式评估，获取相应的地质模型参数，可以开展油藏级别的沉积过程数值模拟。

3）沉积过程数值模拟结果可以输出定量化的砂岩体积分数平面图，用于约束三维地质建模岩相模型的建立，得到既符合油田沉积规律又遵循地质统计学特征的储层岩相模型。

4）沉积演化数值模拟可以为精细地质研究提供预测模型，在少井或地震资料品质受限的情况下，提供定量的地质模型。

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（编辑 赵旭亚）

Numerical simulation of sedimentary process for Paleogene reservoir in BZ Oilfield

WANG Pengfei,YE Xiaoming,HUO Chunliang,XU Jing,LI Junfei
(Tianjin Branch of CNOOC Ltd.,Tianjin 300459,China)

With deep burial reservoir of Paleogene,low seismic data resolution,poor recognition of reservoir sedimentary pattern,the development plan is facing challenge.Using seismic,log and core analysis,quantified main control factors of sedimentary,3D sedimentary process is simulated numerically.The study shows that the sedimentary sources in the two directions of southwest and northeast converge at the center of the lake basin during sedimentary of Paleogene reservoir.In the direction of southwest,the supply rate was lager and sand distribution area was great.During lake sedimentary evolution,fourstage sand body developed vertically,distribution area of sand was great in the last two stages and the source of the two sides met at the center of the lake basin.Taking sedimentary model as the constraint conditions and using 3D geological modeling technology,reservoir lithology distribution prediction model was established,and two new drill appraisal wells were used to evaluate the reliability of the model.The drilling results show that the prediction coincidence rate of reservoir sand body is above 90%.

sedimentarynumericalsimulation;3Dgeologymodeling;Paleogenereservoir;HuanghekouSag;BohaiBayBasin

TE121.1+5

A

国家科技重大专项“渤海油田加密调整及提高采收率油藏工程技术示范”（2016ZX05058001）

10.6056/dkyqt201705002

2017-02-19；改回日期：2017-07-15。

王鹏飞，男，1986年生，工程师，硕士，2012年毕业于中国石油大学（北京）地质工程专业，现主要从事油气田开发地质方面的研究工作。E-mail：wangpf7@cnooc.com.cn。

王鹏飞，叶小明，霍春亮，等.BZ油田古近系储层沉积过程数值模拟［J］.断块油气田，2017，24（5）：604-607.

WANG Pengfei，YE Xiaoming，HUO Chunliang，et al.Numerical simulation of sedimentary process for Paleogene reservoir in BZ Oilfield［J］.Fault-Block Oil&Gas Field，2017，24（5）：604-607.