張洋洋 郭 敏 劉志慧 郭 祥

1. 中國(guó)石油大學(xué)(華東)石油工程學(xué)院實(shí)驗(yàn)教學(xué)中心, 山東 青島 266580;2. 中國(guó)石化勝利油田分公司技術(shù)檢測(cè)中心, 山東 東營(yíng) 257000;3. 中國(guó)石化勝利油田分公司勘探開發(fā)研究院, 山東 東營(yíng) 257000

0 前言

油藏?cái)?shù)值模擬與地質(zhì)建模技術(shù)是油氣田勘探開發(fā)各階段地質(zhì)油藏研究工作的重要組成部分,廣泛應(yīng)用于工程生產(chǎn)和油氣田開發(fā)[1-4]。由于油田地下地質(zhì)特征的復(fù)雜性和基礎(chǔ)資料的差異性，目前尚無(wú)關(guān)于油藏地質(zhì)模型質(zhì)量控制的正式標(biāo)準(zhǔn)。在油藏三維地質(zhì)模型建模過(guò)程中的每一個(gè)環(huán)節(jié)應(yīng)用質(zhì)量控制的方法,可以提高模型結(jié)果的合理性。首先,在井點(diǎn)上模型數(shù)據(jù)應(yīng)該與井點(diǎn)的輸入數(shù)據(jù)一致;其次,在三維空間中斷層特征、斷層組合形式、構(gòu)造特征、地層之間的接觸關(guān)系以及屬性數(shù)據(jù)的統(tǒng)計(jì)直方圖應(yīng)該符合油田的地質(zhì)特征[5-9]。

D油田E塊主要含油層系為沙河街組沙二段,地層厚度448～507 m。區(qū)塊整體為北、西、南三面由斷層封閉，東面開口的斷塊構(gòu)造。構(gòu)造整體地勢(shì)西北部及東南抬高,中間為低洼的鞍部,西北部地勢(shì)陡,傾角可達(dá)15°,東南部地勢(shì)較緩,內(nèi)部發(fā)育斷層走向大多數(shù)呈北西或北東走向,少數(shù)斷層呈近東西走向。

1 地質(zhì)模型的質(zhì)量控制

1.1 構(gòu)造模型

1.1.1 分層數(shù)據(jù)的控制

合理的構(gòu)造模型是三維地質(zhì)建模工作的重要依據(jù)[10-14],可以根據(jù)測(cè)井結(jié)果或地震勘探解釋結(jié)論繪制斷層模型,對(duì)測(cè)井分層方法進(jìn)行改進(jìn),以降低數(shù)據(jù)誤差。

1.1.2 斷層模型的控制

斷層模型不僅決定了油田區(qū)塊的劃分,而且影響了地下流體流動(dòng)邊界的分布。斷層模型質(zhì)量控制的基本原則是:斷層的空間分布和組合是合理的,必須符合區(qū)域結(jié)構(gòu)和局部結(jié)構(gòu)特征,并盡量減少模型中異常網(wǎng)格的數(shù)量。正常情況下,考慮到解釋人員不同的觀點(diǎn)、不同的數(shù)據(jù)來(lái)源和精度等因素的影響,會(huì)造成此類數(shù)據(jù)在三維空間交叉的地方并沒(méi)有顯著差別,此時(shí)需要人工矯正處理。

E塊斷層模型圖見圖1,區(qū)塊斷裂體系整體呈現(xiàn)三面封閉、低級(jí)序斷層伴生發(fā)育的特點(diǎn),斷層組合較為簡(jiǎn)單,無(wú)截?cái)鄶鄬影l(fā)育,5口井鉆遇斷點(diǎn)。首先需要對(duì)斷層生成的控制點(diǎn)數(shù)量進(jìn)行控制,區(qū)塊斷層面整體傾角傾向較小,采用2個(gè)控制點(diǎn)生成。然后對(duì)3條邊界斷層進(jìn)行組合連接處理,對(duì)過(guò)斷點(diǎn)的斷層進(jìn)行斷點(diǎn)鎖定控制,確保斷層模型質(zhì)量。

圖1 E塊斷層模型圖Fig.1 Fault model of Block E

在建模過(guò)程中需要特別注意負(fù)體積網(wǎng)格和異常形態(tài)網(wǎng)格,它們通常產(chǎn)生在斷面處或斷層相交處,這是由地質(zhì)構(gòu)造的復(fù)雜性和斷面斷層的多態(tài)性造成的。為減少或消除異常形狀網(wǎng)格,根據(jù)斷層走向添加網(wǎng)格方向趨勢(shì)線,并減少異常模型網(wǎng)格數(shù)量,同時(shí)保持油氣田總體地質(zhì)特征。

原始模型網(wǎng)格圖見圖2，由圖2可以看出,原始的設(shè)計(jì)網(wǎng)格方向?yàn)檎险狈较?由于模型邊界和斷層走向的影響,在交界處產(chǎn)生了網(wǎng)格切割變形現(xiàn)象。根據(jù)模型特征,依托邊界斷層重設(shè)網(wǎng)格方向,設(shè)計(jì)模型網(wǎng)格圖見圖3。由圖3可以看出，模型網(wǎng)格走向存在一個(gè)近40°的旋轉(zhuǎn),邊界處的網(wǎng)格切割現(xiàn)象消除,異常網(wǎng)格數(shù)量減少。最后,通過(guò)提取模型網(wǎng)格體積分布,確定網(wǎng)格“負(fù)體積”現(xiàn)象消除。

1.1.3 地層接觸關(guān)系

地層接觸關(guān)系圖見圖4，根據(jù)圖4所示,砂層組內(nèi)部的小層需要進(jìn)行厚度約束處理,層與層之間的接觸關(guān)系采用厚度圖疊合的方式生成,對(duì)部分存在尖滅現(xiàn)象的小層,可以選擇合適的快速收斂的層面生成算法與厚度加權(quán)進(jìn)行控制。最終,通過(guò)檢驗(yàn)任意方向下的油藏地質(zhì)剖面和層面與斷層之間的交線,達(dá)到合理的空間配置關(guān)系。

圖2 原始模型網(wǎng)格圖Fig.2 Original model grid

圖3 設(shè)計(jì)模型網(wǎng)格圖Fig.3 Designed model grid

a)層面與斷面的交線a)Intersection of planes and sections

b)小層網(wǎng)格接觸關(guān)系b)Contact relationship of small layer mesh

1.2 屬性模型

1.2.1 數(shù)據(jù)采樣

由于井?dāng)?shù)據(jù)是地質(zhì)建模的基礎(chǔ)數(shù)據(jù),所以模型在井點(diǎn)上一定要與井?dāng)?shù)據(jù)一致[15-20]。井的原始屬性數(shù)據(jù)呈連續(xù)樣本的曲線形式,且三維模型的網(wǎng)格厚度大于樣本間距。在屬性建模之前,應(yīng)選擇適當(dāng)?shù)钠骄椒?并對(duì)相應(yīng)網(wǎng)格的連續(xù)樣本進(jìn)行平均,得到一系列平均值作為屬性建模的控制點(diǎn)。選擇合適的平均方法,并且在計(jì)算變差函數(shù)之前將平均后的屬性與原始屬性值進(jìn)行比較,以確保建模的控制數(shù)據(jù)能合理表征原始屬性。

算術(shù)平均:M=(X1+X2+X3+…+Xn)/n;調(diào)和平均:M=n/(1/X1+1/X2+1/X3+…+1/Xn);幾何平均:M=(X1·X2·X3…Xn)^(1/n)。其中,M為平均值;Xi為各取樣點(diǎn)樣值(i=1,2,3…,n);n為樣本區(qū)域內(nèi)的個(gè)數(shù)。

測(cè)井曲線重采樣圖見圖5,任意一口井的孔隙度與滲透率進(jìn)行采樣對(duì)比分析,未涉及到多參數(shù)協(xié)同約束?？梢钥闯鰧?duì)于孔隙度參數(shù),三種平均方法對(duì)高孔隙的采樣差異較小,但是算術(shù)平均方法對(duì)于低孔隙下的細(xì)節(jié)保留有更大的優(yōu)勢(shì)。對(duì)于滲透率參數(shù),調(diào)和平均方法對(duì)數(shù)據(jù)細(xì)節(jié)保留較差,算術(shù)平均方法對(duì)流動(dòng)模擬下的層間差異體現(xiàn)較差,優(yōu)選幾何平均方法。

1.2.2 數(shù)據(jù)分析

變差函數(shù)的好壞直接影響到基于克里金插值技術(shù)的序貫高斯模擬的效果的好壞,綜合考慮水平和垂直兩個(gè)方向上的變差函數(shù),一般主變程是平均井距的6～8倍,次變程是平均井距的3～4倍,以期在兩個(gè)方向都能達(dá)到最佳擬合效果,6砂組各小層孔隙度變差函數(shù)見表1。

1.2.3 算法參數(shù)優(yōu)選

序貫高斯模擬方法的原理是先找出變量的累積條件分布函數(shù),之后進(jìn)行正態(tài)變換使其標(biāo)準(zhǔn)正態(tài)化,再根據(jù)簡(jiǎn)單克里金利用正態(tài)變換后的變差函數(shù)沿隨機(jī)路徑序貫地模擬每一個(gè)值。通過(guò)設(shè)定統(tǒng)一的變差函數(shù),改變數(shù)據(jù)分布的標(biāo)準(zhǔn)差，見圖6,標(biāo)準(zhǔn)差分別為8、4、2、0.5,優(yōu)選多次實(shí)現(xiàn)中與灘壩砂沉積模式相一致的一次實(shí)現(xiàn)。

采用序貫高斯模擬方法,僅改變單一數(shù)據(jù)變量分布的標(biāo)準(zhǔn)差,分別取值8、4、2、0.5時(shí)的沙二段7砂組9小層的孔隙度模擬結(jié)果進(jìn)行對(duì)比。根據(jù)對(duì)小層砂體厚度圖的整體地質(zhì)認(rèn)識(shí)進(jìn)行比較,可以看出當(dāng)標(biāo)準(zhǔn)差=2時(shí),既保留了灘壩砂三個(gè)沉積中心部位的孔隙度分布特征,又能體現(xiàn)沉積邊緣物性逐漸變差的特點(diǎn),因此,本次模擬優(yōu)選標(biāo)準(zhǔn)差=2的特征值。

a)算術(shù)平均a)Arithmetic mean

b)調(diào)和平均b)Harmonic mean

c)幾何平均c)Geometric mean

表1 6砂組各小層孔隙度變差函數(shù)表

Tab.1 Variation function of porosity in each small layer of sand formation 6

層位主變程方向/(°)主變程次變程垂向變程變程/m塊金值基臺(tái)值變程/m塊金值基臺(tái)值變程/m塊金值基臺(tái)值Es261335556.20.141.24442.80.120.985.30.261.22Es262343799.70.230.84411.20.111.046.80.041.13Es263315856.50.110.85649.80.150.856.40.311.01Es264238573.40.290.81487.20.191.214.40.111.17Es265325608.30.461.13672.80.011.277.60.191.15Es266346973.20.471.37766.50.120.974.90.120.97Es267299632.80.110.82381.40.020.912.70.010.81Es268325838.40.020.91623.50.121.025.30.121.22Es269296776.30.181.03549.70.070.836.90.231.38Es2610275844.30.141.27663.80.261.375.20.271.26

2 地質(zhì)模型的檢驗(yàn)

如果地質(zhì)模型與實(shí)際地質(zhì)情況偏離較明顯,則需要重新建模,綜合考慮參數(shù)設(shè)置、思路方法等,持續(xù)修正直到兩者相符合。

2.1 儲(chǔ)量復(fù)算檢驗(yàn)

D油田E塊沙二段有效孔隙度14.7%，含油飽和度59.6%,體積系數(shù)1.248，原油密度0.878 g/cm3,單儲(chǔ)系數(shù)6.16×104t/(km2·m)。根據(jù)儲(chǔ)量計(jì)算參數(shù)對(duì)模擬區(qū)域內(nèi)的儲(chǔ)量進(jìn)行擬合,分別對(duì)每個(gè)儲(chǔ)層單元的模型采用容積法計(jì)算儲(chǔ)量。

容積法計(jì)算公式:

N=100AHφ(1-Swi)ρo/Boi

式中:N為石油地質(zhì)儲(chǔ)量,104t;A為含油面積,km2;H為平均有效厚度,m;φ為平均有效孔隙度,%;Swi為平均束縛水飽和度,%;ρo為平均地面脫氣原油密度,103kg/m3;Boi為平均地層原油體積系數(shù)。

計(jì)算石油與模擬石油地質(zhì)儲(chǔ)量相對(duì)誤差是-1.60%,可見模型儲(chǔ)量擬合較好,區(qū)塊各小層地質(zhì)儲(chǔ)量對(duì)比統(tǒng)計(jì)情況見表2。

2.2 概率一致性檢驗(yàn)

如果原始數(shù)據(jù)分布形態(tài)和地質(zhì)模型的數(shù)據(jù)分布形態(tài)具有高度的相似性,主要分布區(qū)間、峰值等主要參數(shù)一致,則表明所建立的模型比較可靠,反之,模型精度較差,則需要重新分析數(shù)據(jù)并重新模擬。

進(jìn)行孔隙度概率一致性測(cè)試,測(cè)試后發(fā)現(xiàn)原始數(shù)據(jù)與模擬結(jié)果在數(shù)據(jù)分布趨勢(shì)上的一致性較高,見圖7,模擬結(jié)果可信。

a)平均值=0.12，標(biāo)準(zhǔn)差=8a)Mean=0.12，Standard deviation=8

b)平均值=0.12，標(biāo)準(zhǔn)差=4b)Mean=0.12，Standard deviation=4

c)平均值=0.12，標(biāo)準(zhǔn)差=2c)Mean=0.12，Standard deviation=8

d)平均值=0.12，標(biāo)準(zhǔn)差=0.5d)Mean=0.12，Standard deviation=4

表2 計(jì)算儲(chǔ)量與模擬儲(chǔ)量對(duì)比表

Tab.2 Comparison of calculated and simulated reserves

圖7 孔隙度概率分布柱狀圖Fig.7 Histogram of porosity probability distribution

2.3 抽稀檢驗(yàn)

選取E1-X14、E1-12、E1-1三口井作為檢驗(yàn)井不參與模擬,對(duì)其它井建立儲(chǔ)層參數(shù)模型,通過(guò)與原始數(shù)據(jù)進(jìn)行比較,認(rèn)為兩者基本一致,對(duì)比見圖8。

a)抽稀前模型滲透率剖面圖a)Model permeability profile before drainage

b)抽稀后模型滲透率剖面圖b)Model permeability profile after drainage

3 結(jié)論

1)通過(guò)對(duì)影響建模質(zhì)量的構(gòu)造模型和屬性模型的研究和分析,得出提高精度的控制因素,結(jié)合地質(zhì)模型與實(shí)際儲(chǔ)層的儲(chǔ)量復(fù)算檢驗(yàn)、概率一致性檢驗(yàn)、抽稀檢驗(yàn)等,確定了地質(zhì)模型建立的合理性。

2)對(duì)地質(zhì)建模過(guò)程進(jìn)行質(zhì)量控制能顯著提高模型質(zhì)量,改善屬性模型的質(zhì)量與統(tǒng)一性,以D油田E塊為例,通過(guò)構(gòu)造模型、屬性模型、模型驗(yàn)證等多個(gè)環(huán)節(jié)的嚴(yán)格控制,利用分層數(shù)據(jù)、斷層模型、地層接觸關(guān)系控制,提高了沙二段構(gòu)造模型精度。