随机建模在滴水泉区油藏描述中的应用

在新疆油田滴水泉滴12井区侏罗系八道湾组砂砾岩储层非均质建模中,针对储层描述的不确定性因素,利用井内外信息的随机性特点,综合运用测井数据、岩心描述数据、地震数据等多方面信息,以减少储层描述的不确定性。利用层序地层基准面旋回等时对比方法,进行单井单砂体细分对比,确定储层格架和沉积微相展布特点,建立地质数据库。在此基础上,用Petrel软件对该区块的油藏构造、沉积微相和油藏属性建立储层三维地质模型,从而使得油藏的非均质性描述和认识更为直观、合理,为油田增产提供了地质依据。     

苏里格气田致密砂岩气藏储层表征技术及其发展展望

储层表征与建模是油气田开发领域的一项关键技术,致密砂岩气藏因其特殊性,储层表征技术仍处于探索阶段。鄂尔多斯盆地苏里格气田主力产气层下二叠统石盒子组8段由多期河道砂体叠置而成,具有低孔隙度、低渗透率、强非均质性的地质特征,随着水平井的规模开发,更加精细的储层表征就显得尤为重要。为此,在借鉴油藏表征技术的基础上,结合苏里格气田致密砂岩气藏的地质特点及多年的开发实践,提出了该气田储层表征的技术思路:①精细地层划分对比,建立等时地层格架;②以刻画砂体、有效砂体为重点,建立储层地质知识库;③优化三维地质建模方法,建立精细地质模型。根据苏6区块历年地质建模效果和当前国内外河流相储层的地质建模方法,总结归纳出了不同开发阶段、含不同生产资料的相控建模技术。最后结合气田开发实际,展望了致密砂岩气藏储层表征技术的主要发展方向。     

苏里格气田36-11井区气藏地质特征研究

位于苏里格气田中部的苏36—11井区气藏,构造特征显示不具备形成构造气藏圈闭条件,属于砂体控制地层圈闭类型。气藏主要气层为：下二叠统下石盒子组的盒8上亚段1、2砂层组,盒8下亚段1、2砂层组。山西组的山1段1、2、3砂层组,共7个砂层组14个砂体;气藏储层可精细描述为8种沉积微相：河底滞留沉积、心滩、河道充填、天然堤微相、决口扇／决口河道、泛滥盆地、泛滥沼泽和废弃河道,其中河道砂体及心滩的大小和数量是影响天然气富集的重要因素。气藏类型定性为低孔、低渗、低产非均质岩性气藏。     

苏里格气田25区块盒8段基于水动力能量的沉积微相展布

为了更精确地预测苏里格气田下二叠统下石盒子组盒8段辫状河有效砂岩储集层的分布,指导气田有效开发,开展了基于水动力能量的辫状河沉积微相展布研究。建立了苏里格气田下石盒子组盒8段辫状河储集层单一河道砂体边界的识别标志和砂体叠置模式,划分对比单一河道砂体;分析辫状河不同沉积微相的测井响应特征,建立了研究区岩电相转换模型及单井沉积微相类型;利用自然伽马与补偿中子曲线包络特征,重构水动力指数曲线,并以水体能量厚度平面展布为约束,精细刻画了沉积微相的平面展布特征。实际应用结果表明,有效砂体分布的预测结果与实钻结果吻合度较高,可有效指导气田的开发部署。     

基于井震联合逐级约束的沉积微相展布刻画——以鄂尔多斯盆地锦72井区盒1段H1-2小层为例

鄂尔多斯盆地北部杭锦旗锦72井区具有巨大开发潜力,但该地区基础地质研究相对薄弱。为明确该区主要目的层盒1段层序地层与沉积特征,精细描述开发小层的沉积微相展布,利用岩心、测录井、地震等资料,观察目的层岩心以确定沉积环境和沉积微相类型,进一步分析取心段的测井曲线和地球物理属性特征,通过岩心—测井—地震紧密结合,相互标定,建立了层序界面和沉积微相的地震综合响应模式,划分了太原组—下石盒子组小层,分析了下石盒子组1段沉积微相特征,重点精细刻画了H1-2小层沉积微相平面展布。研究区下石盒子组1段厚度约为60 m,可划分为4个小层,各小层厚度稳定,结合岩相标志、相序特征、砂体纵横展布等分析,综合认为沉积类型属于辫状河道。基于小层精细划分结果,利用地球物理属性切片技术,井震联合、逐级约束,有效刻画了以小层为单元的辫状河微相边界。盒1段H1-2小层在平面上发育约6条辫状河道,河道宽度为2～7 km,呈近南北向长条带状分布。研究结果可进一步为小层储层分析和选区评价提供约束框架。     

辫状河储层三维地质建模研究

河流相储层常具有较难描述的几何结构,这往往可归结为砂体伴随着复杂的沉积环境。在开采过程中,主要流动路径是通过砂岩进行的,在特定的井位构形下,砂岩的连通性和非均质性对于油气采收率至关重要。以slg气田砂质辫状河盒8储层为实例,采用确定性内插与随机模拟相结合的建模方法,建立的地质模型揭示了河流相叠置砂岩分布连通性和传导性的一般特征。由于具有多个沉积微相分布的储层属性参数有较大差别,通过沉积微相的条件约束模拟,合理体现了微相内地质特征的相似性,使地质模型更符合实际。     

多点地质统计学在苏49-01井区沉积微相建模中的应用

鉴于两点地质统计学在沉积相建模中存在不能模拟多种微相空间接触关系的缺点,尝试用多点地质学建立苏49-01区块辫状河沉积微相模型。首先结合地震属性、露头观察、相似沉积环境密井网区地质认识和相关文献等资料分析了辫状河各微相的地质要素和空间接触关系,建立了研究区石盒子组盒8下段辫状河三维训练图像。然后以井上解释的沉积微相作为建模硬数据、地震反演成果作为软数据,利用多点地质统计学建模方法建立了苏49-01区块河流相三维沉积微相模型。研究结果表明,用多点地质统计学整合地质模式和地震数据建立的沉积微相模型能更准确地反映辫状河各沉积微相的空间展布,为苏里格气田有效砂体分布预测这一地质难题的解决提供了新的手段,对苏里格气田开发具有重要指导意义。     

砂质辫状河储层三维地质建模研究

河流相储层常具有较难描述的几何结构，这往往可归结为砂体伴随着复杂的沉积环境：在开采过程中，主要流动路径是通过砂岩进行的，在特定的井位构形下，砂岩的连通性和非均质性对于油气采收率至关重要。以FJC油田砂质辫状河Y9储层为实例，采用确定性内插与随机模拟相结合的建模方法，建立的地质模型揭示了河流相叠置砂岩分布连通性和传导性的一般特征由于具有多个沉积微相分布的储层属性参数有较大差别，通过沉积微相的条件约束模拟，合理体现了微相内地质特征的相似性，使地质模型更符合实际。利用流动单元识别原理和方法，划分出表征不同存储性和渗流性的流动单元，从宏观角度阐明砂体内部剩余油的分布，反映出流动单元与剩余油的内在联系。应用表明，三维建模在揭示砂体空间非均质性方面具有优势，对其它油田同类储层精细描述和潜力分析研究有实际意义。     

东方气田储层非均质性描述

东方气田储层非均质性强,对储层砂体叠置情况及其非均质性进行精细刻画对于现场生产有着重要的实用价值。从沉积后地层受重力流冲刷的模式出发,开展储层解释工作,结合属性投影、拟等时切片和高分辨率地震等资料刻画出了各气组的冲沟。通过对泥流冲沟带中储层纵、横向分布规律的认识,描述了造成该气田气层气体组分差异的储层非均质性影响因素。同时选取多项地震属性与孔隙度的多维线性回归,在平面向上预测了各气组的平均孔隙度,对以物性渐变为特点的储层非均质性进行了半定量预测。     

相控建模技术在磨溪气田嘉二段气藏中的应用

磨溪气田嘉二段气藏为构造-岩性复合圈闭气藏,受沉积微相和早期成岩作用的双重控制,其储层非均质性强,气水关系复杂。要科学布署井位并制定合理的气藏开发方案,就必须弄清储层物性和地层水在三维空间的分布状态。通过储层特征研究,认为沉积微相是磨溪气田嘉二段储层发育的主控因素。相控建模是依据沉积相在时、空域的展布特征对沉积储层随机建模进行约束,所建模型能够真实地反映地下地质体的空间展布特征。因此,利用单井各储层段沉积相分析成果并结合三维地震构造解释成果,建立了各储层段的三维沉积微相模型,又进一步结合单井储层参数解释成果,在相控的前提下采用序贯高斯随机模拟方法,建立了各储层段三维属性模型。实钻资料表明模型具有较高的可信度,为气藏开发部署提供了技术支撑,研究成果对类似地区相控建模技术的应用具有一定的借鉴意义。     

储集层参数随机建模方法在扇三角洲储集层非均质性研究中的应用

扇三角洲储集层在中国陆相盆地中广泛分布，各种亚相砂体的非均质性严重。在郯庐断裂带中段潍北盆地灶户鼻状构造带主力油层孔一段、孔二段扇三角洲相储集层的非均质性研究中，综合确定性建模和随机建模方法，建立其扇三角洲沉积相模型和物性参数模型；根据地质统计学变差函数和随机模拟理论，运用序贯指示模拟方法，建立沉积微相模型；同时利用分形克里金插值理论，建立了孔隙度和渗透率的分形几何模型。对各种模型进行的比较显示，克里金模型较好地表现了物性参数的整体趋势；序贯指示模拟较好地再现了储集层非均质性；而分形克里金模型既反映了储集层宏观物性分布，又反映了其内部非均质性变化。图6表1参12     

苏里格气田苏53区块南部地区有效砂体预测

鄂尔多斯盆地苏里格气田苏53区块勘探开发的主力层位为下二叠统石盒子组8段和下二叠统山西组1段,为确定该区块总体低渗透背景下相对高渗透储集砂体的分布规律、优选出天然气相对富集区,在综合利用气藏勘探、开发过程中获得的地震、地质、测井、钻井以及开发动态资料的基础上,应用相控条件随机模拟方法建立了定量的储层地质模型（包括单砂体模型和物性参数模型,其中物性参数模型又包括孔隙度模型、渗透率模型和含气饱和度模型）,对该区块南部地区大面积低渗透、低丰度背景下有效储集砂体的展布规律及井间储层参数进行了预测。结果表明：①该区块有效储层主要分布在中南部和西部,以低孔隙度、低渗透率储层为主,其分布受沉积相控制明显,以河道砂为主的有效储层孔隙度明显高于其他岩性储层;②相对高孔隙度、高渗透率储层在侧向上和纵向均被相对低孔隙度、低渗透率储层所分隔,孔隙度、渗透率井间差异较大。     

苏里格南部地区盒8段致密砂岩储层成岩作用及成岩相划分

苏里格南部地区是苏里格气田新的资源接替区,目的层段为下二叠统石盒子组盒8段致密砂岩低渗透储层。为预测该区有利孔渗性成岩相,利用铸体薄片、扫描电镜等资料对盒8段储层的成岩作用及其演化规律进行了综合研究。结果发现：盒8段经过强烈的压实作用,原生孔隙基本消失殆尽,硅质胶结、黏土胶结、碳酸盐胶结现象在储层中都有发育,压实作用和胶结作用是造成储层致密和低孔低渗的主要因素,但是溶蚀作用又使得储层发育次生孔隙,从而为气藏形成提供了基础。通过判别自生矿物类型、镜下颗粒接触形态、孔隙类型、胶结物类型,以及对泥岩镜质体反射率的测定,认为该区盒8段已处于中成岩的B期和晚成岩期的过渡阶段。结合勘探现状及沉积相展布特征的研究成果,将该区储集层划分为4种成岩相,其中相对高渗粗粒弱压实-溶蚀相为最有利的储集相带;低孔渗中-粗粒溶蚀-胶结相次之;低孔渗中-细粒胶结相、特低孔渗细粒-泥质致密压实相为非有利储集相带,储集条件较差。     

大牛地气田盒2、3段高孔渗储层的形成条件

大牛地气田二叠系下石盒子组盒2、3段发育岩性气藏，致密背景下“相对高孔隙度、高渗透率”储层的发育是气藏高产富集的主控因素。为此，通过对高、孔渗储层的岩石学特征、物性特征、孔隙结构、岩石微相、沉积微相及成岩后生作用的分析研究，阐述了其发育特征和形成条件。结果表明：组成高孔、渗储层的砂岩类型主要是粗粒的岩屑石英砂岩和石英砂岩，其较多地保存了原生粒间孔，具有较高的中值半径和平均喉道半径以及较低的排驱压力；高能环境下有利的沉积微相和成岩早期包壳状胶结物对原生粒间孔隙的保护作用是形成高孔、渗储层的基础条件。     

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下石盒子组是鄂尔多斯盆地北部大牛地气田的主要勘探目的层。文章从沉积相和岩石学特征入手，结合常规薄片分析、孔渗分析、压汞试验分析成果，利用数理统计方法，对下石盒子组储层特征进行了分析研究，结果表明该套储层为低孔隙、低渗透率储层，具有较高的排驱压力，较小的孔喉半径，且孔喉分选性差。储集空间以残余粒间孔隙和溶蚀孔隙为主，有少量微裂缝和粒间孔隙。笔者利用孔隙度（φ）、渗透率（K）、排驱压力（p_d）、饱和度中值压力（p_c50）和孔隙喉道半径（R_m）5个参数对储层进行了分类，划分出Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ类。经压裂测试证明，Ⅰ、Ⅱ类储层是本区具有工业价值的储层，是增储上产的主要目的层。     

黄骅坳陷孔南地区碎屑岩潜山内幕储层特征及控制因素

黄骅坳陷孔南地区上古生界碎屑岩潜山是重要的油气勘探领域,勘探程度非常低,其主力勘探层系 下石盒子组储层特征及控制因素研究尚属空白。 综合利用岩石薄片、铸体薄片、扫描电镜及物性分析等资 料,对研究区下石盒子组潜山内幕储层特征及控制因素进行了深入研究。 结果表明：下石盒子组属于辫状 河沉积体系,岩石类型主要为河道微相的灰色中—粗粒岩屑石英砂岩和长石岩屑砂岩;潜山内幕储层的 储集空间以次生粒间溶蚀孔和构造裂缝为主,孔隙度为 5%～10% ,渗透率为 0.5～10.0 mD ,属特低孔、 （超）低渗的裂缝 - 孔隙型储层。 沉积、成岩和构造作用是控制储集层优劣的 3 大因素,其中微相、岩相和 构造作用决定潜山内幕储层的形成与发育,优质储层在平面上主要分布于河道、心滩砂体与裂缝带叠合 区。 综合研究认为, Ⅰ 类储层位于逆冲推覆带主体部位,是今后获得潜山内幕勘探突破的首选储层。     

低渗透砂岩油藏储集层建模研究

低渗透砂岩油藏的储集层非均质性强、成岩作用强、裂缝普遍发育，其储集层建模与中高渗透砂岩油藏不同，应包括结构模型、参数模型及裂缝分布模型三部分，其中裂缝分布模型是建模的重点。在储集层结构模型的建立中，划分储集相带不仅要研究沉积相、微相，而且要研究成岩作用；在参数模型的建立中．应充分利用结构模型、储集相带的研究成果作为控制条件。应用随机建模方法建立储集层参数模型；在裂缝模型的建立中，应在岩心观察、测井识别的基础上，采用构造应力场模拟技术来预测裂缝的分布．建立储集层裂缝模型。三者结合组成完整的储集层模型，能较好地反映低渗透砂岩油藏储集层的空间非均质特征。图6参20     

基于模型正演的测井曲线重构技术在储层表征中的应用

利用基于模型正演的测井曲线重构技术,采用同位协同克里金序贯高斯模拟方法将储层物性、测井响应、地震属性间的关系相结合进行随机建模,是稀井网条件下储层属性建模的有效办法,应用此方法建立了莺歌海盆地某气田莺歌海组二段Ⅱ下气组储层孔隙度模型.结果表明:测井正演重构曲线能有效地解决浅层气藏声波曲线畸变问题,建立较好的井震关系;用井约束反演波阻抗作为第二变量进行同位协同模拟,降低了随机模拟结果的不确定性.模拟结果符合地质认识,可以定量表征气藏内部的分隔关系,与实际生产测试结果相吻合.     

苏里格气田东区致密砂岩气藏储层物性下限值的确定

鄂尔多斯盆地苏里格气田东区下二叠统山西组山2段、山1段及下石盒子组盒8段致密砂岩储层具有典型的低孔、低渗特征,目前使用的储层物性下限值可能偏高。为此,采用经验统计法、孔隙度-渗透率交会法、最小流动孔喉半径法、测井参数法等多种方法对该区物性下限开展了进一步研究,并通过单层试气成果和产能模拟法验证了新确定的下限值。结果表明：盒8段砂岩孔隙度下限值为5.0%,渗透率下限值为0.10 mD,含气饱和度下限值为55%;山1段孔隙度下限值为4.0%, 渗透率下限值为0.075 mD,含气饱和度下限值为55%;山2段砂岩孔隙度下限值为3.5%,渗透率下限值为0.075 mD,含气饱和度下限值为45%。重新认识和确定储层物性下限值,对该区油气勘探后备储量的精确计算具有重要意义。     

Characteristics of the Permian coal-formed gas sandstone reservoirs in Bohai Bay Basin and the adjacent areas, North China

This paper focuses on the physical properties and spatial distributions of the Permian sandstone reservoirs in Bohai Bay Basin and the adjacent areas in the northeast China. The coal-formed gas sandstone reservoirs occur in the Permian Shihezi Formation and the maturity of the sandstone in the lower part is gradually higher than that in the upper part. The high-maturity sandstones are mainly the channel lag deposits and widely distributed in the study area. Due to the low porosity and permeability, however, the sandstones formed only the medium-poor reservoirs. The sandstones contain clay matrix and commonly a small portion of calcareous, siliceous, and authigenic clay cement. On the other hand, severe compaction and cementation caused nearly complete destruction of the primary porosity during diagenesis. Therefore, the main space of the sandstone reservoirs comes from the secondary pores. The distributions of reservoirs are affected by several periods of faulting and denudation. The sandstones of the Lower Shihezi Formation are thicker in the Jizhong and Bozhong depressions, and Luxi areas, and those of the Upper Shihezi Formation are thicker in Jizhong and Jiyang depressions and thinner in Luxi areas.