三维建模在剩余油预测中的应用

2019-02-11王晨

中国锰业 2019年6期

王晨

(东北石油大学地球科学学院，黑龙江大庆 163000)

0 前言

X区块位于松辽盆地扶余Ⅲ号构造罗斯屯高点，油藏类型为构造断阶油藏，呈西南高东北低的构造格局。该地区油田的沉积相是比较常见的三角洲类型沉积结构，在油田的纵向沉积层上是发育良好且大片分布的砂体；横向的油层砂体结构稳定，连续性良好。平均孔隙度为25.3%，空气渗透率为316×10-3μm2，是中孔中渗的储层。区块含油面积近似为0.789 m2，地质储量超过180×104t，埋藏深度是280～500 m之间，平均有效厚度约为11 m。研究的主力油层是该油田的4～8、10～13开采层。

目前国内对于稠油剩余油的研究主要是利用地质研究、测井解释以及油藏数值模拟等方法对稠油剩余油在平面、层内及层间上的分布规律进行预测[1-4]，本文在此基础上，加入了三维地质建模技术，建立该区块精细三维地质模型，直观、准确的展现该区块稠油剩余油富集区，为本区的地质研究奠定了基础，也为后续X区块剩余油的研究提供了地质依据[5]。

1 精细地层划分与对比

1.1 地层划分

研究区域内的油田沉积岩层主要是砂岩和泥岩混合存在的沉积岩层，还分布有薄层灰岩区域。在扶余油田的钻井开采资料中可以发现层位由下至上分别是泉头组三、四段；青山钻井组的一至三开采段；姚家组；嫩江组的嫩一段、嫩二段以及第三系和第四系；我们主要研究的区域是松辽盆地X区块内的扶余油层，其区域为连续的沉积岩沉积相，含油层是包括泉三段和泉四段的上部开采区[6-7]。

对于储层区域的合理划分比对关系到整个研究的成败，首先需要准确的完成区域内砂岩体的分布划分，建立准确的沉积模型，结合钻井资料和测井数据，客观的完成储层划分对比工作。本研究将扶余油层至上而下划分为4个砂层大区域，13个小层。第1砂层有4个小层；第2砂层内包含3个小层；第3砂层划分为3个小层；第4砂层组有3个小层。

1.2 连井地层对比

对研究区域内75口井建立北东—南西向的7条剖面，东西向的9条剖面，骨架剖面线如下图(见图1)。进行比对时以区域内的标准开采井为基础，沿着开采剖面横向和纵向向外扩展，完成整个区域的对比工作。为了科学合理的完成整个工作，需要采用旋回分层模式，首先进行标志层和砂体层的对比工作，再次基础上逐步完成沉积相各个单小层的对比工作。

基于之前完成的对比数据和理论原则，对每一层面的单小层沉积相参数进行总结。通过对比发现，研究区泉四段地层的平均厚度约为95 m，各砂层组厚度为20～30 m，各小层厚度为6～8 m。

图1 地层对比骨架剖面线

2 测井资料二次解释

为了建立完整准确的模型，必须掌握好测井资料，对研究区块内数据进行精确校正，做出精细的解释。做到数据标准化，对比标准化，最大限度的减少误差，准确的完成沉积层的各项解释模型，具体的注意事项和模型建立如下。

2.1 测井曲线标准化

结合本区域内的实际情况和研究目的，这里采用的是标准层对比方法。该原理简单实用，按照理论，假设某一区域内的沉积岩层基本是稳定的，电化学参数也是一定范围内的，我们对整个区域内所有的测井数据进行比对，如果发现某一个测井的数据出现了偏离，就可以推断处该井的数据有误差，必须对整个区域内的标准分布进行验证和校正，必须遵循区域内所有测井的数据符合一定的分布规律。

本次研究选取扶余油层顶面的青一段泥岩作为标准层，对声波时差进行频率直方图分析，并将研究区内标志层的声波时差值统一至450 μs/m。

2.2 泥质含量解释模型

区域内沉积层的泥质含量是开采区界限的重要指标，在测井资料中准确的得到泥质含量模型的方法众多，由于该区域内的自然伽马射线量微弱，仪器测量不好开展，综合各项数据和实际情况，这里采用自然电位方案来得到泥质含量的模型，各项参数解释和具体的数据计算公式如下：

(1)

(2)

式(1)和式(2)中：SH为自然伽马相对值；SP为目的层自然电位测井值，mV；SPmin为纯地层自然电位值，mV；SPmax为泥岩层自然电位值，mV；Vsh为泥质含量；GCUR为与地层年代有关的经验系数，新地层取3.7，老地层取2。

2.3 孔隙度模型

沉积层孔隙度的测定和模型建立工作是在测井资料准确的基础上，选取泥质含量少且沉积岩性明确的区域，一方面可以避免不必要的校正工作，节约时间和资源，另一方面可以精确的完成模型建立。

基于平均时间公式：

Δt=(Δtf-Δtma)Φ+Δtma

(3)

式(3)中：Δt为地层声波时差；Δtf为空隙中流体的声波时差；Δtma为岩石骨架的声波时差；Φ为纯岩石孔隙度。当岩石骨架成分及孔隙中流体性质已知情况下，Δtf和Δtma均为常数。

Φ=AΔt+B

(4)

式(4)中：A,B为常数。

由于缺少部分取心井资料，据前人对区域钻井的分析，统计了声波时差与孔隙度的相关性，拟合得方程：

Φ=0.159 7×Δt-29.701

(5)

2.4 渗透率解释模型

统计工区内J19、J20、J23井的岩心分析孔、渗资料共174组数据，通过拟合建立渗透率模型:

K=0.001 4×e0.4147×Φ

(6)

式(6)中：K为渗透率，103μm2；Φ为纯岩石孔隙度。

孔隙度模型及渗透率模型如图2所示。

2.5 饱和度解释模型

油田储层的含油饱和度是衡量该油田实际储量的重要指标，关系到了开采价值和经济效益，但是该参数的确认极易受到干扰，油水质量、储层高度和广度和该沉积区物理化学性质都可能对测量产生影响。由于本研究的沉积层为孔隙型储层，为了减少误差，采用了较为普遍的阿尔齐方法，具体的数据和计算如下：

图2 孔隙度模型及渗透率模型

(7)

式(7)中：So为地层含油饱和度；Rw为地层水电阻率；Φ为地层孔隙度；Rt为地层电阻率；m、n分别为胶结指数、饱和度指数；a、b为岩性系数。

3 三维地质模型建立

本次研究，根据扶余油田X区块井位集中于构造轴线的地质特点，选用序贯高斯模拟的建模方法，建立了扶余油田X区块的地质模型，并提供了相应的数值模拟粗化模型。

3.1 数据准备

根据工区建模类型和petrel三维地质建模软件的要求，准备了井轨迹数据文件、构造层面及断层数据文件、参数数据文件。其中，井轨迹数据文件的基本内容为储层模型范围内的井坐标；构造层面及断层数据文件的基本内容为地层分层数据、每个构造层面上各井的平面坐标及相应的海拔数据；参数数据文件的主要内容为储层孔隙度、渗透率和含油饱和度等。

1)坐标数据：对扶余油田X区块75口井的坐标进行了井轨迹整理。

2)层面数据：层面数据是建立三维构造模型的基础。对于每个构造层面，均需要该层面上所有井的平面坐标(x，y)及相应的海拔数据(TVD)。

3)储层数据：参数文件为层内各井的测井解释成果数据，包括孔隙度、渗透率和含油饱和度等。

4)断层数据：收集有前人解释的X区块的边界断层数据。

3.2 网格设计

3.2.1 平面网格设计

在平面上，分别沿X、Y方向划分网格。网格大小根据研究目标区的地质体规模及井网井距而定。平面网格一般以井间内插4～8个网格为宜，如对于200 m井网，平面网格大小一般为25 m×25 m～50 m×50 m，但也可适当根据井区特征进行加密。

根据探36区块的井距低于50 m的特征，为了能够反映平面上砂体的物性变化规律，将平面网格面积定为10 m×10 m。

3.2.2 垂向网格设置

垂向网格大小可从0.1～0.5 m，视研究目的而定。如需表征0.2 m厚度夹层的空间分布，则垂向网格最小应保证0.2 m的厚度，否则在三维模型中难于表述夹层。

为了能够模拟出探36区块的夹层分布，垂向网格划分时选择按比例划分网格，垂向最小网格不得小于0.5 m，垂向网格厚度在0.5～2 m之间。

3.3 三维构造建模

X区块为典型的断块油气藏，油气的分布直接受构造控制，因此建立精确的构造模型是此次地质建模的重要内容。

构造建模是三维储层地质建模的重要基础。主要内容包括3个方面：第一，通过地震及钻井解释的断层数据，建立断层模型；第二，在断层模型控制下，建立各个地层顶底的层面模型；第三，以断层及层面模型为基础，建立一定网格分辨率的等时三维地层网格体模型。后续的储层属性建模及图形可视化，都将基于该网格模型进行。建立过程如图3所示。