三維建模在剩余油預測中的應用

王 晨

(東北石油大學 地球科學學院，黑龍江 大慶 163000)

0 前 言

X區(qū)塊位于松遼盆地扶余Ⅲ號構造羅斯屯高點，油藏類型為構造斷階油藏，呈西南高東北低的構造格局。該地區(qū)油田的沉積相是比較常見的三角洲類型沉積結構，在油田的縱向沉積層上是發(fā)育良好且大片分布的砂體；橫向的油層砂體結構穩(wěn)定，連續(xù)性良好。平均孔隙度為25.3%，空氣滲透率為316×10-3μm2，是中孔中滲的儲層。區(qū)塊含油面積近似為0.789 m2，地質儲量超過180×104t，埋藏深度是280～500 m之間，平均有效厚度約為11 m。研究的主力油層是該油田的4～8、10～13開采層。

目前國內(nèi)對于稠油剩余油的研究主要是利用地質研究、測井解釋以及油藏數(shù)值模擬等方法對稠油剩余油在平面、層內(nèi)及層間上的分布規(guī)律進行預測[1-4]，本文在此基礎上，加入了三維地質建模技術，建立該區(qū)塊精細三維地質模型，直觀、準確的展現(xiàn)該區(qū)塊稠油剩余油富集區(qū)，為本區(qū)的地質研究奠定了基礎，也為后續(xù)X區(qū)塊剩余油的研究提供了地質依據(jù)[5]。

1 精細地層劃分與對比

1.1 地層劃分

研究區(qū)域內(nèi)的油田沉積巖層主要是砂巖和泥巖混合存在的沉積巖層，還分布有薄層灰?guī)r區(qū)域。在扶余油田的鉆井開采資料中可以發(fā)現(xiàn)層位由下至上分別是泉頭組三、四段；青山鉆井組的一至三開采段；姚家組；嫩江組的嫩一段、嫩二段以及第三系和第四系；我們主要研究的區(qū)域是松遼盆地X區(qū)塊內(nèi)的扶余油層，其區(qū)域為連續(xù)的沉積巖沉積相，含油層是包括泉三段和泉四段的上部開采區(qū)[6-7]。

對于儲層區(qū)域的合理劃分比對關系到整個研究的成敗，首先需要準確的完成區(qū)域內(nèi)砂巖體的分布劃分，建立準確的沉積模型，結合鉆井資料和測井數(shù)據(jù)，客觀的完成儲層劃分對比工作。本研究將扶余油層至上而下劃分為4個砂層大區(qū)域，13個小層。第1砂層有4個小層；第2砂層內(nèi)包含3個小層；第3砂層劃分為3個小層；第4砂層組有3個小層。

1.2 連井地層對比

對研究區(qū)域內(nèi)75口井建立北東—南西向的7條剖面，東西向的9條剖面，骨架剖面線如下圖(見圖1)。進行比對時以區(qū)域內(nèi)的標準開采井為基礎，沿著開采剖面橫向和縱向向外擴展，完成整個區(qū)域的對比工作。為了科學合理的完成整個工作，需要采用旋回分層模式，首先進行標志層和砂體層的對比工作，再次基礎上逐步完成沉積相各個單小層的對比工作。

基于之前完成的對比數(shù)據(jù)和理論原則，對每一層面的單小層沉積相參數(shù)進行總結。通過對比發(fā)現(xiàn)，研究區(qū)泉四段地層的平均厚度約為95 m，各砂層組厚度為20～30 m，各小層厚度為6～8 m。

圖1 地層對比骨架剖面線

2 測井資料二次解釋

為了建立完整準確的模型，必須掌握好測井資料，對研究區(qū)塊內(nèi)數(shù)據(jù)進行精確校正，做出精細的解釋。做到數(shù)據(jù)標準化，對比標準化，最大限度的減少誤差，準確的完成沉積層的各項解釋模型，具體的注意事項和模型建立如下。

2.1 測井曲線標準化

結合本區(qū)域內(nèi)的實際情況和研究目的，這里采用的是標準層對比方法。該原理簡單實用，按照理論，假設某一區(qū)域內(nèi)的沉積巖層基本是穩(wěn)定的，電化學參數(shù)也是一定范圍內(nèi)的，我們對整個區(qū)域內(nèi)所有的測井數(shù)據(jù)進行比對，如果發(fā)現(xiàn)某一個測井的數(shù)據(jù)出現(xiàn)了偏離，就可以推斷處該井的數(shù)據(jù)有誤差，必須對整個區(qū)域內(nèi)的標準分布進行驗證和校正，必須遵循區(qū)域內(nèi)所有測井的數(shù)據(jù)符合一定的分布規(guī)律。

本次研究選取扶余油層頂面的青一段泥巖作為標準層，對聲波時差進行頻率直方圖分析，并將研究區(qū)內(nèi)標志層的聲波時差值統(tǒng)一至450 μs/m。

2.2 泥質含量解釋模型

區(qū)域內(nèi)沉積層的泥質含量是開采區(qū)界限的重要指標，在測井資料中準確的得到泥質含量模型的方法眾多，由于該區(qū)域內(nèi)的自然伽馬射線量微弱，儀器測量不好開展，綜合各項數(shù)據(jù)和實際情況，這里采用自然電位方案來得到泥質含量的模型，各項參數(shù)解釋和具體的數(shù)據(jù)計算公式如下：

(1)

(2)

式(1)和式(2)中：SH為自然伽馬相對值；SP為目的層自然電位測井值，mV；SPmin為純地層自然電位值，mV；SPmax為泥巖層自然電位值，mV；Vsh為泥質含量；GCUR為與地層年代有關的經(jīng)驗系數(shù)，新地層取3.7，老地層取2。

2.3 孔隙度模型

沉積層孔隙度的測定和模型建立工作是在測井資料準確的基礎上，選取泥質含量少且沉積巖性明確的區(qū)域，一方面可以避免不必要的校正工作，節(jié)約時間和資源，另一方面可以精確的完成模型建立。

基于平均時間公式：

Δt=(Δtf-Δtma)Φ+Δtma

(3)

式(3)中：Δt為地層聲波時差；Δtf為空隙中流體的聲波時差；Δtma為巖石骨架的聲波時差；Φ為純巖石孔隙度。當巖石骨架成分及孔隙中流體性質已知情況下，Δtf和Δtma均為常數(shù)。

Φ=AΔt+B

(4)

式(4)中：A,B為常數(shù)。

由于缺少部分取心井資料，據(jù)前人對區(qū)域鉆井的分析，統(tǒng)計了聲波時差與孔隙度的相關性，擬合得方程：

Φ=0.159 7×Δt-29.701

(5)

2.4 滲透率解釋模型

統(tǒng)計工區(qū)內(nèi)J19、J20、J23井的巖心分析孔、滲資料共174組數(shù)據(jù)，通過擬合建立滲透率模型:

K=0.001 4×e0.4147×Φ

(6)

式(6)中：K為滲透率，103μm2；Φ為純巖石孔隙度。

孔隙度模型及滲透率模型如圖2所示。

2.5 飽和度解釋模型

油田儲層的含油飽和度是衡量該油田實際儲量的重要指標，關系到了開采價值和經(jīng)濟效益，但是該參數(shù)的確認極易受到干擾，油水質量、儲層高度和廣度和該沉積區(qū)物理化學性質都可能對測量產(chǎn)生影響。由于本研究的沉積層為孔隙型儲層，為了減少誤差，采用了較為普遍的阿爾齊方法，具體的數(shù)據(jù)和計算如下：

圖2 孔隙度模型及滲透率模型

(7)

式(7)中：So為地層含油飽和度；Rw為地層水電阻率；Φ為地層孔隙度；Rt為地層電阻率；m、n分別為膠結指數(shù)、飽和度指數(shù)；a、b為巖性系數(shù)。

3 三維地質模型建立

本次研究，根據(jù)扶余油田X區(qū)塊井位集中于構造軸線的地質特點，選用序貫高斯模擬的建模方法，建立了扶余油田X區(qū)塊的地質模型，并提供了相應的數(shù)值模擬粗化模型。

3.1 數(shù)據(jù)準備

根據(jù)工區(qū)建模類型和petrel三維地質建模軟件的要求，準備了井軌跡數(shù)據(jù)文件、構造層面及斷層數(shù)據(jù)文件、參數(shù)數(shù)據(jù)文件。其中，井軌跡數(shù)據(jù)文件的基本內(nèi)容為儲層模型范圍內(nèi)的井坐標；構造層面及斷層數(shù)據(jù)文件的基本內(nèi)容為地層分層數(shù)據(jù)、每個構造層面上各井的平面坐標及相應的海拔數(shù)據(jù)；參數(shù)數(shù)據(jù)文件的主要內(nèi)容為儲層孔隙度、滲透率和含油飽和度等。

1)坐標數(shù)據(jù)：對扶余油田X區(qū)塊75口井的坐標進行了井軌跡整理。

2)層面數(shù)據(jù)：層面數(shù)據(jù)是建立三維構造模型的基礎。對于每個構造層面，均需要該層面上所有井的平面坐標(x，y)及相應的海拔數(shù)據(jù)(TVD)。

3)儲層數(shù)據(jù)：參數(shù)文件為層內(nèi)各井的測井解釋成果數(shù)據(jù)，包括孔隙度、滲透率和含油飽和度等。

4)斷層數(shù)據(jù)：收集有前人解釋的X區(qū)塊的邊界斷層數(shù)據(jù)。

3.2 網(wǎng)格設計

3.2.1 平面網(wǎng)格設計

在平面上，分別沿X、Y方向劃分網(wǎng)格。網(wǎng)格大小根據(jù)研究目標區(qū)的地質體規(guī)模及井網(wǎng)井距而定。平面網(wǎng)格一般以井間內(nèi)插4～8個網(wǎng)格為宜，如對于200 m井網(wǎng)，平面網(wǎng)格大小一般為25 m×25 m～50 m×50 m，但也可適當根據(jù)井區(qū)特征進行加密。

根據(jù)探36區(qū)塊的井距低于50 m的特征，為了能夠反映平面上砂體的物性變化規(guī)律，將平面網(wǎng)格面積定為10 m×10 m。

3.2.2 垂向網(wǎng)格設置

垂向網(wǎng)格大小可從0.1～0.5 m，視研究目的而定。如需表征0.2 m厚度夾層的空間分布，則垂向網(wǎng)格最小應保證0.2 m的厚度，否則在三維模型中難于表述夾層。

為了能夠模擬出探36區(qū)塊的夾層分布，垂向網(wǎng)格劃分時選擇按比例劃分網(wǎng)格，垂向最小網(wǎng)格不得小于0.5 m，垂向網(wǎng)格厚度在0.5～2 m之間。

3.3 三維構造建模

X區(qū)塊為典型的斷塊油氣藏，油氣的分布直接受構造控制，因此建立精確的構造模型是此次地質建模的重要內(nèi)容。

構造建模是三維儲層地質建模的重要基礎。主要內(nèi)容包括3個方面：第一，通過地震及鉆井解釋的斷層數(shù)據(jù)，建立斷層模型；第二，在斷層模型控制下，建立各個地層頂?shù)椎膶用婺Ｐ?；第三，以斷層及層面模型為基礎，建立一定網(wǎng)格分辨率的等時三維地層網(wǎng)格體模型。后續(xù)的儲層屬性建模及圖形可視化，都將基于該網(wǎng)格模型進行。建立過程如圖3所示。

圖3 X區(qū)塊層面模型建立過程

3.4 泥質含量建模

泥質含量模型的建立一般是應用測井資料二次處理得到的泥質含量曲線得到的，因為泥質含量是巖性的直接反映，所以首先要建立本區(qū)的泥質含量模型，繼而轉換為巖相模型。泥質含量模型是后續(xù)物性模型建立的基礎。X區(qū)塊泥質含量模型如圖4所示。

圖4 X區(qū)塊泥質含量模型

3.5 儲層物性建模

儲層的三維模型必須依靠研究區(qū)域內(nèi)泥質含量的數(shù)據(jù)，用序貫高斯模型和克里金方法來確定儲層的所有基本要素模型，包含了該儲層地質結構的孔隙度、油氣飽和度和液體滲透率等。沉積相儲層的建模包含了以下幾個主要的步驟來完成：基礎數(shù)據(jù)離散處理；數(shù)據(jù)的分析；模型建立和優(yōu)化。

孔隙度及滲透率模型如圖5和圖6所示。

圖5 X區(qū)塊孔隙度三維模型

圖6 X區(qū)塊滲透率三維模型

依據(jù)巖層模型來完成滲透率和孔隙度的建模，可以達到很高的精確度，在已完成的模型基礎上可以預測區(qū)域內(nèi)的油氣儲層分布，在儲層三維模型的基礎上，可以按照需求選擇某一方向進行延升，分析其維度上的地質變化趨勢。

建立了X區(qū)塊的泥質含量、孔隙度和滲透率3個參數(shù)模型之后，不僅可以在剖面上顯示本區(qū)井間砂體和物性的變化，也能在平面上反應各個小層的砂體的規(guī)模、展布規(guī)律以及物性的平面連續(xù)情況，如圖7～10所示。

圖7 Ⅰ砂組1～4小層單砂層剩余油分布

1小層和2小層砂體連續(xù)性差，1小層內(nèi)局部存在剩余油；3小層砂體連續(xù)較好；4小層砂體連續(xù)性一般。

圖8 Ⅱ砂組5～7小層單砂層及扶余油層組疊合剩余油分布

5小層局部砂體連續(xù)發(fā)育，局部剩余油分布；6到7小層砂體連續(xù)較好，具有較大潛力。

圖9 Ⅲ砂組8～10小層小層單砂層剩余油分布疊合

8～10小層砂體連續(xù)發(fā)育，剩余油分布。

圖10 Ⅳ砂組11～13小層單砂層及全部小層疊合剩余油分布

4 結 論

1)該地區(qū)的原油含水率低，粘稠度高，部分油層的飽和度系數(shù)高；

2)注采系統(tǒng)不完善的區(qū)域，剩余油飽和度和豐度較高；

3)砂體連通性較差區(qū)域，水淹相對較弱；

4)井網(wǎng)控制不住區(qū)域，剩余油飽和度較高；

5)構造高點剩余油飽和度、剩余油豐度高。