三維地質(zhì)模型構(gòu)建與更新在Peregrino油田的應(yīng)用

周國文，任懷建，段麥倫，王 洪

(中化石油勘探開發(fā)有限公司，北京 100031)

三維地質(zhì)模型構(gòu)建與更新在Peregrino油田的應(yīng)用

周國文，任懷建，段麥倫，王 洪

(中化石油勘探開發(fā)有限公司，北京 100031)

位于巴西坎普斯盆地的Peregrino油田為一大型構(gòu)造巖性重油油藏，如何構(gòu)建符合油田地質(zhì)特點(diǎn)的地質(zhì)模型以應(yīng)用于井位部署和方案優(yōu)化存在較大挑戰(zhàn)。本文系統(tǒng)總結(jié)了Peregrino油田地質(zhì)模型構(gòu)建與更新方面的主要技術(shù)與應(yīng)用情況，主要包括:基于地質(zhì)特點(diǎn)的三維網(wǎng)絡(luò)構(gòu)建，基于儲層物性特點(diǎn)的儲層分類，波阻抗體三維約束下的巖相建模，巖相控制下的物性參數(shù)體創(chuàng)建，分相J函數(shù)方法建立飽和度模型，多參數(shù)不確定性分析技術(shù)，以及基于Petrel軟件的工作流編制實(shí)現(xiàn)模型快速更新等。油藏數(shù)值模擬與新井結(jié)果表明建立的地質(zhì)模型比較符合油田的實(shí)際情況，可以較好地應(yīng)用于井位部署與方案優(yōu)化研究。所采用的方法對于類似油田的地質(zhì)建模與更新具有很好的借鑒意義。

地質(zhì)模型;Peregrino油田;相控建模;Petrel軟件

三維地質(zhì)模型能夠直觀地反映油藏內(nèi)部結(jié)構(gòu)，實(shí)現(xiàn)對油藏構(gòu)造、儲層和流體等屬性的三維定量表征，為石油勘探開發(fā)決策與風(fēng)險分析提供科學(xué)依據(jù)。因此，近年來，地質(zhì)建模在油藏研究中得到廣泛的應(yīng)用，地質(zhì)建模方法也取得令人矚目的進(jìn)步［1］。但隨著油氣勘探開發(fā)的深入，新發(fā)現(xiàn)油藏的地質(zhì)特征趨于更加復(fù)雜，油氣田開發(fā)對于地質(zhì)建模精確性的要求也越來越高，對于儲集層空間非均質(zhì)性嚴(yán)重、油氣水系統(tǒng)較多、直井資料少的復(fù)雜地層構(gòu)造油藏，如何構(gòu)建可以準(zhǔn)確描述油藏構(gòu)造、儲層與流體分布特點(diǎn)的三維地質(zhì)模型仍存在較大挑戰(zhàn)。通過對地球物理、測井、地質(zhì)和生產(chǎn)動態(tài)等資料的分析，探索確定了適用于Peregrino油田的三維地質(zhì)建模技術(shù)與方法，建立起具有較高可信度的油藏地質(zhì)模型，并實(shí)現(xiàn)地質(zhì)模型的快速更新。

1 油田地質(zhì)概況

Peregrino油田位于巴西坎普斯盆地，為海上地層構(gòu)造復(fù)合圈閉重油油藏，地質(zhì)儲量40～50億桶，平面上分為三個油藏，各油藏油水界面存在差異。油田分為兩期開發(fā)，一期于2011年4月投產(chǎn)，采用大位移水平井開發(fā)，截至2014年底，共投入開發(fā)井31口，累計采油量近1億桶。

目的層Carapebus層為白堊系晚期超覆沉積在下伏Macae灰?guī)r層上的一套碎屑巖層，地層發(fā)育受下伏Macae灰?guī)r層頂卡斯特地貌和后期侵蝕雙重影響，西北高部位地層變薄，地震分辨率難以準(zhǔn)確識別尖滅線。目的層整體為東南傾向的單斜構(gòu)造，構(gòu)造傾角2°－6°，構(gòu)造高點(diǎn)－1900 m，油藏高度達(dá)430 m，構(gòu)造頂面起伏大。目的層為沿西北－東南向的水下重力流沉積，儲層巖性以砂巖、粉砂巖為主。儲層孔隙度20%～33%，滲透率2～10 D，儲層物性好。存在西北－東南向切入下伏Macae灰?guī)r層的侵蝕谷，優(yōu)質(zhì)儲層空間連續(xù)性差，油田地質(zhì)特征較為復(fù)雜。

2 地質(zhì)模型構(gòu)建

2.1 構(gòu)造模型的建立

合理搭建構(gòu)造格架是創(chuàng)建高質(zhì)量地質(zhì)模型的基礎(chǔ)。需要合理確定地質(zhì)模型的建模邊界，選取適合的平面網(wǎng)格尺寸與方向，建立與地質(zhì)認(rèn)識一致的層面接觸關(guān)系，合理劃分垂向網(wǎng)格厚度與模式，盡量避免不規(guī)則網(wǎng)格。

在全面覆蓋目標(biāo)區(qū)域的前提下，建模范圍盡量小且形狀規(guī)則。西北高部位建模邊界覆蓋了目的層最大尖滅線，其它方向以部署井或油水邊界線外推2－3井距作為模型邊界，建模工區(qū)面積313 km2。根據(jù)油田的構(gòu)造特征與油藏特點(diǎn)，平面上，按照Main區(qū)和SW區(qū)分界線及低于地震分辨率區(qū)分界線，將一期區(qū)域分成4個分區(qū)，以分區(qū)設(shè)置油水界面與巖相比例。平面網(wǎng)格方向設(shè)置為西北－東南向，與沉積方向一致。權(quán)衡油藏描述精度與數(shù)值模擬要求，平面網(wǎng)格尺寸100×100 m。縱向上，自下而上劃分為Basal、Lower和Upper三個小層，Basal層位于油水界面之下，平面展布面積小，研究重點(diǎn)為含油的Upper和Lower層，各小層依次向西北方向上超(圖1)。垂向網(wǎng)格劃分采用平行于頂面的模式，與沉積特點(diǎn)一致。含油層網(wǎng)格厚度為1 m，水層及非儲層設(shè)置為2 m，垂向共劃分了245層網(wǎng)格，地質(zhì)模型網(wǎng)格數(shù)823萬。

2.2 巖相模型的建立

對于相控地質(zhì)建模而言，巖相模型的創(chuàng)建是極為關(guān)鍵的一環(huán)，其既是地球物理、地質(zhì)與測井信息的綜合體現(xiàn)，也是孔隙度、滲透率與飽和度等屬性模型的基礎(chǔ)。合理建立巖相模型是構(gòu)建高質(zhì)量地質(zhì)模型的保障。

圖1 西北－東南向地層模型剖面圖

2.2.1 巖相劃分與比例確定

不同巖相的空間幾何形態(tài)存在差異，物性特點(diǎn)、變差函數(shù)、垂向與橫向滲透率比值也各不相同。通過巖相的合理劃分，可以更精細(xì)地刻畫儲層展布特征。結(jié)合本區(qū)沉積特點(diǎn)，根據(jù)儲層物性、泥質(zhì)含量與電阻率差異，將目的層分為三種巖相。其中F1為高孔高滲的砂巖儲層，以水下河道與扇口沉積為主，F(xiàn)2為物性較差的生物擾動粉砂巖層，主要為溢岸沉積，F(xiàn)3則是以細(xì)粒沉積物為主的非儲層，為深水沉積環(huán)境(表1)。

由于絕大多數(shù)完鉆井為水平井，直接根據(jù)井?dāng)?shù)據(jù)統(tǒng)計趨向于得出好儲層比例偏高的結(jié)果。因此，在確定巖相比例時，主要依據(jù)直井與水平井大斜度段數(shù)據(jù)，并去除了平面距離較近的井，以使所選井具有較好地空間代表性，確保巖相比例數(shù)據(jù)相對客觀。

表1 巖相劃分方案

2.2.2 巖相概率體建立

在油藏開發(fā)初期，由于井網(wǎng)密度較低，儲層預(yù)測主要依靠地震資料，但受地震勘探技術(shù)本身的局限，儲層預(yù)測盡管在空間趨勢上可信度較高，但分辨率往往達(dá)不到油藏開發(fā)的技術(shù)要求［2］，如何有效利用地震信息的空間優(yōu)勢和井?dāng)?shù)據(jù)的垂向高分辨率，合理確定反演數(shù)據(jù)體對地質(zhì)模型的約束強(qiáng)度，一直是地質(zhì)建模的重要課題。

本油田地質(zhì)建模中，在對異常數(shù)據(jù)去偽存真基礎(chǔ)上，通過井?dāng)?shù)據(jù)與波阻抗反演數(shù)據(jù)體的相關(guān)性分析，建立了波阻抗數(shù)據(jù)與三種巖相的概率對應(yīng)關(guān)系(圖2)，進(jìn)而生成各巖相的三維概率體，用于約束巖相建模，這樣生成的巖相模型既忠實(shí)于井?dāng)?shù)據(jù)，也較好地反映了地震數(shù)據(jù)的空間變化趨勢，提高了三維地質(zhì)模型的精度。

圖2 F1巖相與波阻抗相關(guān)性分析圖

2.2.3 巖相模擬參數(shù)確定

采用序貫指示隨機(jī)模擬方法進(jìn)行巖相模擬。作為隨機(jī)建模的核心參數(shù)，變差函數(shù)的準(zhǔn)確求取關(guān)系到儲集層空間預(yù)測的準(zhǔn)確性，但變差函數(shù)的求取受到很多因素的影響，如數(shù)據(jù)采樣方式、均值變化、井分層、坐標(biāo)、模型方法、參與計算的井等，如何準(zhǔn)確求取研究區(qū)的變差函數(shù)是隨機(jī)模擬過程中面臨的一個難題［3］。由于本區(qū)直井?dāng)?shù)據(jù)少而水平井?dāng)?shù)據(jù)較多，利用解剖砂體幾何形態(tài)的方法確定了各巖相的變差函數(shù)。

圖3 水平井鉆遇單砂體示意圖

圖4 巖相模型三維圖

分區(qū)分層統(tǒng)計水平井鉆遇單砂體寬度180～860 m，平均420 m，根據(jù)數(shù)據(jù)分析和油田經(jīng)驗，砂體實(shí)際寬度與鉆遇寬度比值取2(圖3)。不同沉積環(huán)境下的砂體形態(tài)存在差異，目的層為水下重力流沉積，F(xiàn)1單砂體的長寬比取3，F(xiàn)2巖相以粉砂巖為主，其參數(shù)取F1巖相的2/3，F(xiàn)3巖相以泥巖為主，主次變程接近。各小層F1巖相厚度8～15 m，F(xiàn)2巖相厚度6～8 m，F(xiàn)3巖相厚度4～6 m。根據(jù)單砂體參數(shù)統(tǒng)計結(jié)果，分區(qū)分層確定了巖相模擬變差函數(shù)，創(chuàng)建了巖相模型，并對侵蝕谷部位進(jìn)行了手工編輯(見圖4)。

2.3 物性模型的建立

2.3.1 孔隙度模型

在巖相模型約束下創(chuàng)建孔隙度模型。根據(jù)單井巖相劃分結(jié)果和巖心分析資料，統(tǒng)計不同巖相孔隙度分布規(guī)律，并確定不同巖相下孔隙度概率曲線。F1巖相以高孔隙度儲層為主，F(xiàn)2巖相主要為中等孔隙度的儲層與非儲層，F(xiàn)3巖相主要為非儲層。根據(jù)巖相模型與各巖相孔隙度概率分布曲線，建立了儲層孔隙度模型(圖5)。

圖5 波阻抗、巖相與孔隙度剖面對比圖

2.3.2 滲透率模型

儲層滲透率與孔隙度成正相關(guān)關(guān)系，但不同巖相孔隙度與滲透率關(guān)系有所差異。根據(jù)巖心物性分析和巖相劃分結(jié)果，分巖相建立了水平滲透率計算模型(圖6)，并基于巖相與孔隙度模型完成滲透率模型的構(gòu)建。根據(jù)巖心分析水平滲透率和垂直滲透率結(jié)果，F(xiàn)1巖相垂向與橫向滲透率比值取0.8，F(xiàn)2和F3巖相取0.4。

圖6 分巖相滲透率模型

2.3.3 凈毛比模型

儲層孔隙度物性下限為20%，當(dāng)精細(xì)網(wǎng)格孔隙度大于該值時凈毛比賦值為1，其余網(wǎng)格凈毛比賦值為0。

2.4 飽和度模型的建立

油藏的含油飽和度主要受避水高度、儲層物性、油氣充滿度等因素影響，難以采用隨機(jī)模擬方法進(jìn)行描述。本油田含油飽和度模型采用J函數(shù)方法建立［4，5］，首先通過公式(1)計算每個網(wǎng)格J函數(shù)值，分巖相建立含油飽和度與J函數(shù)值關(guān)系式，以提高含油飽和度模型的精確性，進(jìn)而根據(jù)擬合公式建立了含油飽和度模型。

所創(chuàng)建的含油飽和度模型充分反映了儲層巖相、物性、避水高度等差異，較好地刻畫了油藏的流體分布特點(diǎn)，為準(zhǔn)確地核算地質(zhì)儲量奠定基礎(chǔ)。油層段含油飽和度主要分布在65% ～92%，平均80%。

2.5 不確定性分析

基于隨機(jī)模擬方法創(chuàng)建的地質(zhì)模型進(jìn)行儲量核算具有不確定性，原因主要源于以下兩個方面:一是地質(zhì)建模過程本身，二是數(shù)據(jù)與認(rèn)識存在不確定性。識別造成不確定的因素，分析其變化范圍，并評價對地質(zhì)儲量的影響，將有助于更加全面地刻畫油藏儲量。

針對油藏的特點(diǎn)，界定了影響儲量的每項參數(shù)的變化范圍，并開展了不確定性分析，結(jié)果表明，高部位薄層厚度和F1巖相所占的比例對地質(zhì)儲量影響最大，孔隙度下限值、含油飽和度、油水界面和體積系數(shù)影響相對較小。

3 地質(zhì)模型更新

3.1 地質(zhì)模型及時更新的意義

三維地質(zhì)模型是基于有限的地質(zhì)數(shù)據(jù)對于未知地質(zhì)現(xiàn)象、地質(zhì)過程及地質(zhì)體的“先驗”表達(dá)，隨著油田開發(fā)工作的進(jìn)一步深入，所占有的數(shù)據(jù)也越來越豐富，基于原來較為粗糙的地質(zhì)數(shù)據(jù)建立的地質(zhì)體三維模型應(yīng)自適應(yīng)地進(jìn)行更新調(diào)整，以更準(zhǔn)確地描述油藏的構(gòu)造、巖性、儲層與流體特點(diǎn)［6］。尤其是對尚處于開發(fā)早期階段的Peregrino油田，及時將新獲取的水平井靜態(tài)數(shù)據(jù)與開發(fā)動態(tài)數(shù)據(jù)融入地質(zhì)油藏模型至關(guān)重要，以確保開發(fā)決策能夠全面建立在獲取的所有地下數(shù)據(jù)基礎(chǔ)上，有效規(guī)避和降低開發(fā)風(fēng)險。

3.2 地質(zhì)模型快速更新的途徑

三維地質(zhì)模型的構(gòu)建與更新依托Petrel軟件完成，Petrel軟件提供的工作流程管理工具可以方便地記錄建模過程、參數(shù)設(shè)置與目標(biāo)對象等，實(shí)現(xiàn)批量處理數(shù)據(jù)與圖件;可以應(yīng)用軟件語言編制包含多種建模過程與計算的工作流，實(shí)現(xiàn)模型的快速更新，有效地提高了工作效率。

先后完成14項工作流的編制，并將其串聯(lián)成幾個大的工作流，囊括了地質(zhì)建模的各個環(huán)節(jié)。如此大而復(fù)雜的模型更新一次，原來需要1個月左右，建立并完善工作流后，可節(jié)省近一半時間，顯著地提高了工作效率，從而實(shí)現(xiàn)每口井完鉆后及時地進(jìn)行模型更新。此外，工作效率的提高并不以犧牲工作質(zhì)量為代價，反而能根據(jù)單井生產(chǎn)動態(tài)和數(shù)值模擬結(jié)果高效地、反復(fù)地調(diào)整和更新模型，從而提高模型精度。

4 應(yīng)用效果

對粗化后的精細(xì)地質(zhì)模型進(jìn)行了油藏數(shù)值模擬研究。定油量條件下，對各井的含水率與井底流壓進(jìn)行了歷史擬合，在未修改孔隙度、滲透率與飽和度模型的前提下，只通過略調(diào)地層傳導(dǎo)系數(shù)與相滲曲線，就實(shí)現(xiàn)了80%以上生產(chǎn)井較好地歷史擬合，說明利用上述方法與流程建立的地質(zhì)模型能夠較客觀地反映油藏的實(shí)際情況，可以較好地應(yīng)用于井位部署與產(chǎn)量預(yù)測。

根據(jù)研究結(jié)果，在Main區(qū)和SW區(qū)部署新井18口井，2013－2014年度投產(chǎn)油井8口，水平段油層鉆遇率64%，較周圍老井高3%;8口井平均初產(chǎn)9300桶/天(表2)，與地質(zhì)模型和數(shù)值模擬預(yù)測結(jié)果吻合程度高，其初產(chǎn)水平與油田部署于有利部位第一批老井的初產(chǎn)接近。

5 結(jié)論

油藏地質(zhì)特征分析基礎(chǔ)上，探索確定了適用于Peregrino油田的三維地質(zhì)建模技術(shù)與方法?；谶吔绱_定、平面網(wǎng)格尺寸與方向設(shè)置、層面接觸關(guān)系分析、垂向網(wǎng)格劃分等研究，建立起與地質(zhì)認(rèn)識一致的構(gòu)造模型。通過儲層特征分析、巖相分類、巖相比例確定與井震聯(lián)合分析，建立了既忠實(shí)于井?dāng)?shù)據(jù)、也較好地反映了地震數(shù)據(jù)空間變化趨勢的巖相三維概率體，采用解剖砂體幾何形態(tài)的方法確定了各巖相的變差函數(shù)，并在巖相概率體的約束下創(chuàng)建了巖相模型。進(jìn)而根據(jù)各巖相物性特點(diǎn)的差異，分巖相建立了孔隙度與滲透率模型。采用J函數(shù)方法創(chuàng)建了充分反映儲層巖相、物性、避水高度等差異的流體分布模型。并對影響地質(zhì)儲量的因素和范圍進(jìn)行了不確定性評價，以更全面地刻畫油藏儲量特點(diǎn)?；赑etrel軟件工作流的編制實(shí)現(xiàn)了地質(zhì)模型及時快速的更新。油藏數(shù)值模擬與新井結(jié)果表明建立的地質(zhì)模型比較符合油田的實(shí)際情況，可以較好地應(yīng)用于井位部署與方案優(yōu)化研究。

表2 2013－2014年新井投產(chǎn)初期生產(chǎn)情況表

［1］陳燁菲，蔡冬梅，范子菲，等.哈薩克斯坦鹽下油藏雙重介質(zhì)三維地質(zhì)建模［J］.石油勘探與開發(fā)，2008，35(4): 492－497.

［2］吳鍵，李凡華.三維地質(zhì)建模與地震反演結(jié)合預(yù)測含油單砂體［J］.石油勘探與開發(fā)，2009，36(5):623－627.

［3］王根久，趙麗敏，李薇，等.隨機(jī)建模中變差函數(shù)的敏感性研究［J］.石油勘探與開發(fā)，2005，32(1):72－75.

［4］楊永亮.一種利用J函數(shù)建立含油飽和度模型方法研究［J］.石油化工高等學(xué)校學(xué)報，2014，27(5):69－71.

［5］趙國欣，朱家俊，關(guān)麗.用毛管壓力資料求取原始含油飽和度的方法［J］.中國石油大學(xué)學(xué)報(自然科學(xué)版)，2008，32(4):38－40.

［6］翁正平.復(fù)雜地質(zhì)體三維模型快速構(gòu)建及更新技術(shù)研究［D］.北京:中國地質(zhì)大學(xué)，2013，6.

［責(zé)任編輯 李曉霞］

Building and Refreshing Three-dimensional Geological M odels in Peregrino Oilfield

ZHOU Guo－wen，REN Huai－jian，DUAN Mai－lun，WANG HONG

(Sinochem Exploration＆Production Corporation LTD，Beijing 100031，China)

Peregrino oilfield is located offshore in the Campos Basin with heavy oil characteristics.Since with complex structure and strong heterogeneous reservoir，it is very challenging in how to build a proper geologicalmodel for well placement and field development plan optimization.This paper gives an overview of themethodology implemented in geologicalmodel building and refreshing in order to deal with these challenges，such as building geological model grid based on geological concept，reservoir facies classification by petrophysical characters，rock faciesmodeling controlled by 3D impedance cube，rock property modeling by different facies，water saturation modeling by J function，uncertainty analysis formulti－parameters，and workflow compiling and implement druingmodel updating based on Petrel software.Historymatch and new wells results have proved thatgeologicalmodels built could properly describe Carapebus reservoir characteristic，themethodology used will be helpful for the similar oilfield geological model construction and updating.

geologicalmodel;Peregrino oilfield;Facies controlled modeling;Petrel software

TE

A

1004－602X(2015)03－0057－05

10.13876/J.cnki.ydnse.2015.03.057

2015 -07 -17

周國文(1981—)，男，北京人，中化石油勘探開發(fā)有限責(zé)任公司工程師。