地質(zhì)建模中凈毛比場(chǎng)的精細(xì)表征

卜范青 陳國(guó)寧 高 丹 張凌杰

(1.中海油研究總院有限公司， 北京 100028； 2.遼河油田職業(yè)技術(shù)學(xué)院， 遼寧 盤錦 124103)

在地質(zhì)建模軟件中，儲(chǔ)量的計(jì)算公式為“STOIIP=Bulk Volume*NTG*Porosity*SoBo”。其中，Bulk Volume為巖石體積，Porosity為孔隙度場(chǎng)，NTG為凈毛比，So為含油飽和度場(chǎng)，Bo為體積系數(shù)。凈毛比的計(jì)算公式為“NTG=Net payGross thickness”。其中，Net pay表示凈產(chǎn)層厚度，Gross thickness表示地層厚度。

有關(guān)地質(zhì)建模的研究，巖石體積、孔隙度場(chǎng)、含油飽和度場(chǎng)的建立方法已經(jīng)比較成熟，但很少涉及凈毛比場(chǎng)的模擬方法。對(duì)于凈毛比參數(shù)場(chǎng)，常規(guī)的方法主要是采用優(yōu)選出的測(cè)井參數(shù)截?cái)嘀祦矶x為布爾數(shù)(0或1)不連續(xù)參數(shù)場(chǎng)。這種方法適合用于均質(zhì)性較強(qiáng)的厚砂體，而對(duì)于非均質(zhì)性較強(qiáng)的砂泥薄互層，則可能導(dǎo)致數(shù)據(jù)信噪比的降低，不利于表征儲(chǔ)層內(nèi)部的非均質(zhì)性。本次研究將重點(diǎn)探討的問題是：如何結(jié)合油田實(shí)際的沉積特征來表征凈毛比參數(shù)場(chǎng)。

1 非連續(xù)性布爾數(shù)表征

根據(jù)油田經(jīng)驗(yàn)，常規(guī)方法適用于沉積環(huán)境較為穩(wěn)定、砂地比較高的三角洲前緣相，或深水濁積體系中水道主體和朵葉主體砂巖相，其砂體連續(xù)性好，厚度較為穩(wěn)定，單砂體大于2 m。按傳統(tǒng)的凈毛比獲取方法，對(duì)以砂巖薄層為主的砂泥巖互層，賦值為1；對(duì)以泥巖薄層為主的砂泥巖互層，賦值為0。即通常是采用布爾數(shù)(0或1)表征無效儲(chǔ)層和有效儲(chǔ)層。

表征的關(guān)鍵是合理選取凈產(chǎn)層門檻值。常規(guī)方法是依靠巖心和流體取樣來判定，主要優(yōu)選測(cè)井參數(shù)定義門檻值，涉及參數(shù)主要為泥巖含量(Vcl)、孔隙度(Por)、滲透率(Perm)、飽和度(Sw)。具體選取何種參數(shù)來判定，目前沒有形成共識(shí)。在油田的地質(zhì)實(shí)踐中，存在不同測(cè)井參數(shù)組合計(jì)算凈毛比的方案(見表1)。其中，孔隙度是被公認(rèn)的關(guān)鍵參數(shù)；滲透率與孔隙度相關(guān)性較大，兩者同時(shí)參與計(jì)算意義不大；飽和度的參與，對(duì)于注水油田則存在較大的問題[1]。因?yàn)橛械挠吞餅檫叢孔⑺?，部分注水井的射孔層位在油水界面之下，而通過這種方法得到的凈毛比場(chǎng)會(huì)導(dǎo)致油水界面之下為無效網(wǎng)格，油藏?cái)?shù)值模擬就不能客觀反映實(shí)際注水情況。

表1 計(jì)算獲取凈毛比的不同方案

從實(shí)踐效果來看，凈產(chǎn)層門檻值判定參數(shù)應(yīng)該由泥質(zhì)含量和孔隙度這2個(gè)測(cè)井序列共同定義。根據(jù)泥質(zhì)含量可判定是否為儲(chǔ)層(砂巖)，然后根據(jù)孔隙度判定是否為有效儲(chǔ)層，這樣既保證了油水界面之上的有效儲(chǔ)層，也保證不丟失油水界面之下的網(wǎng)格。在建模實(shí)現(xiàn)過程中，需要首先以井點(diǎn)泥質(zhì)含量曲線為硬數(shù)據(jù)、地震泥質(zhì)含量數(shù)據(jù)體為約束變量，建立符合地質(zhì)認(rèn)識(shí)的泥質(zhì)含量三維體?？紫抖饶M時(shí)，主要以井點(diǎn)孔隙度曲線為硬數(shù)據(jù)，以沉積相為平面約束，以已建立的泥質(zhì)含量三維體為空間約束，建立相控孔隙度場(chǎng)。在此基礎(chǔ)上，采用表1中的方案1，計(jì)算得到凈毛比參數(shù)場(chǎng)。

2 連續(xù)性非布爾數(shù)表征

大慶油田早在1978年就開始重視薄層對(duì)儲(chǔ)量及開發(fā)的影響[2-3]，地質(zhì)建模人員也開始探討如何表征低能環(huán)境下以油斑油浸產(chǎn)狀為主的泥質(zhì)粉砂巖的薄層沉積物。這種薄層沉積物主要分布于高能環(huán)境沉積物的頂、底、周邊及內(nèi)部變差部位，通常不能劃為有效厚度界限以內(nèi)的表外儲(chǔ)層；雖然它單層厚度很薄、面積小，但儲(chǔ)量潛力較大，而且與好油層一般都是連通的，會(huì)嚴(yán)重影響油田儲(chǔ)量評(píng)估和開發(fā)整體效果。

渤海油田新近系明化鎮(zhèn)組和館陶組，發(fā)育的淺水三角洲沉積體系[4]及深水濁流沉積中的濁積水道體系[5-6]砂泥薄互層的河漫灘及天然堤(厚度一般小于2 m)，巖性主要為泥質(zhì)粉砂巖和粉砂質(zhì)細(xì)砂巖，橫向變化大、連通性差。針對(duì)這些情況，地質(zhì)建模中如果沿用傳統(tǒng)的做法，就可能丟失表外厚度這部分儲(chǔ)量，油藏?cái)?shù)值模擬結(jié)果也必然存在問題。目前，在油田的地質(zhì)建模過程中，傳統(tǒng)凈毛比方法不能真正反映凈毛比的概念，高估了以砂巖薄層為主的儲(chǔ)層品質(zhì)，低估了以泥巖薄層為主的儲(chǔ)層品質(zhì)。我們嘗試采取了不同的策略來定義連續(xù)性的凈毛比參數(shù)場(chǎng)，主要有以下2種方法。

2.1 網(wǎng)格離散化表征

采用“先細(xì)網(wǎng)格布爾數(shù)表征，后離散化為連續(xù)性表征”的思路。首先將垂向網(wǎng)格精細(xì)化，單層垂向網(wǎng)格厚度要涵蓋80%的單砂體儲(chǔ)層厚度；然后通過泥質(zhì)含量和孔隙度測(cè)井序列共同定義，建立布爾數(shù)表征的凈毛比參數(shù)場(chǎng)；最后將細(xì)網(wǎng)格采用體積加權(quán)方式離散化，獲得分布于0～1之間的連續(xù)性非布爾參數(shù)場(chǎng)。

該方法通過垂向細(xì)模型凸顯薄層砂泥互層及砂泥突變區(qū)域的特征，借助模型離散化功能，實(shí)現(xiàn)了凈毛比參數(shù)場(chǎng)連續(xù)性分布。離散化是為了提高運(yùn)算速率，但離散化屬性時(shí)選用平均算法，則難免降低儲(chǔ)層屬性參數(shù)的絕對(duì)值，結(jié)果不利于表征儲(chǔ)層內(nèi)部的非均質(zhì)性。

2.2 指示曲線表征

實(shí)際上，通過網(wǎng)格離散化方法得到的是一個(gè)“假的”連續(xù)性表征，仍不能滿足對(duì)連續(xù)性凈毛比參數(shù)的精度要求。對(duì)薄互層已經(jīng)有人進(jìn)行了研究，并針對(duì)層狀的尤其是薄互層特征的砂泥巖，形成了定量化的圖版[7-11]。常規(guī)測(cè)井曲線一般是每間隔0.125 m設(shè)一個(gè)測(cè)量點(diǎn)，如果得到類似測(cè)井曲線間隔0.125 m的每個(gè)點(diǎn)凈毛比曲線，則可實(shí)現(xiàn)連續(xù)性。

以尼日利亞AKPO油田為例，其目的層為新近系中新世深水重力流沉積。重力流水道體系厚度0.3～16 m，平均厚度3 m左右，主水道厚度大于 16 m，最厚32 m；厚度自中心向翼部逐漸減薄，堤岸厚度僅0.3 m，儲(chǔ)層平面及內(nèi)部非均質(zhì)性較強(qiáng)[6]，尤其是有主水道兩側(cè)的泥質(zhì)及砂質(zhì)天然堤，對(duì)儲(chǔ)層及產(chǎn)量的貢獻(xiàn)至關(guān)重要。按上述思路，將不同測(cè)井參數(shù)進(jìn)行交匯分析，將有效孔隙度和泥質(zhì)含量曲線進(jìn)行交匯。結(jié)果發(fā)現(xiàn)，兩者呈現(xiàn)近似直線的特征(見圖1)，與Thomas-Stieber模型[8]中的砂泥巖薄互層泥質(zhì)含量與孔隙度關(guān)系圖類似。

從圖1可以看出，泥質(zhì)含量增大，有效孔隙度則減小。當(dāng)泥質(zhì)含量增大到一定值后，有效孔隙度減小至0，表明該處儲(chǔ)層為無效儲(chǔ)層。將此處凈毛比定義為0，將此泥質(zhì)含量值定義為基準(zhǔn)值(Vclshale)。當(dāng)泥質(zhì)含量為0即為純砂巖時(shí)，有效孔隙度達(dá)到最大，我們將此時(shí)的凈毛比定義為1。建立歸一化連續(xù)性凈毛比指示曲線，其公式為：

NTG=1-VclVclshale

(1)

式(1)可較好解釋凈毛比概念：當(dāng)泥質(zhì)含量為Vclshale時(shí)(小于100%，不是純泥巖)，有效孔隙度為0，說明此處為無效儲(chǔ)層，泥質(zhì)含量大于該值時(shí)仍為無效儲(chǔ)層；而隨著泥質(zhì)含量降低，有效孔隙度隨之增大，儲(chǔ)層則由無效轉(zhuǎn)為有效。當(dāng)?shù)竭_(dá)純砂巖時(shí)，有效儲(chǔ)層特征最為明顯，凈毛比達(dá)到最大值。

以該油田的2口井(A-1井和A-2井)為例，建立有效孔隙度和泥質(zhì)含量的交匯圖。通過回歸處理，得到Vclshale為65%。建立凈毛比公式為：

NTG=1-VclVclshale=1-Vcl0.65

(2)

通過式(2)，可求取中間任意點(diǎn)的凈毛比值，從而得到與測(cè)井曲線間隔一致的凈毛比曲線。以此凈毛比曲線為硬數(shù)據(jù)，采用與泥質(zhì)含量相關(guān)性較高的孔隙度屬性為約束變量，建立符合地質(zhì)認(rèn)識(shí)的凈毛比屬性體。這種方法，既能較好地反映凈毛比值非連續(xù)性的特征，同時(shí)也考慮了儲(chǔ)層對(duì)產(chǎn)能的貢獻(xiàn)率。

圖1 有效孔隙度和泥質(zhì)含量曲線交匯圖

3 結(jié) 語

目前國(guó)內(nèi)建模人員在建立凈毛比屬性時(shí)，主要采用的是布爾數(shù)和網(wǎng)格離散化表征2種方法；海外的大石油公司已開始嘗試建立連續(xù)性凈毛比場(chǎng)。通過總結(jié)現(xiàn)有的凈毛比參數(shù)場(chǎng)建立方法，我們提出了采用指示曲線獲取凈毛比指示曲線的思路。在地質(zhì)建模中，由于油田具體的沉積特征不同，表征凈毛比參數(shù)場(chǎng)的方法也應(yīng)該有所不同。

(1) 針對(duì)沉積環(huán)境較為穩(wěn)定、砂地比較高的三角洲前緣相，或深水濁積體系中水道主體和朵葉主體相，可采用離散型非連續(xù)的布爾數(shù)(0或1)表征。在建立凈毛比屬性時(shí)，可采用泥質(zhì)含量和孔隙度這2個(gè)屬性場(chǎng)，在巖石物理分析的截止值定義建立布爾不連續(xù)分布的屬性場(chǎng)。

(2) 針對(duì)極淺水三角洲沉積體系中的薄層砂體，或深水濁流沉積中水道體系發(fā)育的砂泥薄互層的天然堤相，在建立凈毛比屬性時(shí)，可通過“先細(xì)而后離散化成假連續(xù)性”或建立歸一化的凈毛比指示曲線的方式，建立連續(xù)性的非布爾凈毛比屬性場(chǎng)。