三维地质建模技术在油藏描述中的应用——以大庆油田T区块为例

三维地质建模技术作为精细油藏描述和储层表征的重要组成部分,有效推动了油藏描述技术从定性到定量的转化,为开发后期井型井网的调整和剩余油分布规律的揭示提供了地质基础。以大庆油田T区块为研究对象,综合运用地震、地质、测井、取心资料,采用多步建模思路,建立油藏沉积微相模型和属性参数模型。最后针对储层参数不确定性问题的来源,运用随机建模技术和地质统计学等方法,分析储层不确定性参数的变化范围和规律,特别是针对变差函数中变程求取的不确定性所产生的油藏储量风险评价问题,引入概率储量,采用Monte Carlo方法,对各个参数的概率累计分布函数进行随机抽样,对地质储量分布概率进行统计和不确定性分析。研究表明,此方法基于对储量参数值范围的认识和评估,可以针对不同的独立变量的不确定性进行量化估计,从而计算油藏储量的概率分布,定量分析对模拟结果的影响,预测储层存在的风险和潜力,同时也为油藏数值模拟提供了一组优选的三维地质模型。     

气藏储层地质建模研究——以红台2区块为例

在对红台2区块气藏23口井的地震、地质、钻井、测井、测试及生产资料分析的基础上,充分运用确定性Strata、Stratimagic随机(Jason)建模新技术、新方法,对储层进行全面、细致的三维定量表征,建立了气藏储层的构造模型、沉积微相模型和储层物性参数的三维数据体,网格大小为20m×20m×1μs(2m),提高了气藏储层描述的精度。本次模型从以下方面进行对比验证:模拟图像是否符合地质概念模式;模拟结果的统计参数与输入参数的接近程度;模拟结果是否忠实于真实数据,判别与未参与模拟的硬数据是否吻合;模拟结果是否符合生产动态变化;通过油藏数值模拟的历史拟合证明地质模型的准确性;以地质专业知识综合判断三维地质模型的可靠性。模拟结果改进了传统的井间插值法在储层预测方面的不足,为气藏开发部署提供了可靠依据。     

南海东部砂岩油田流体流动关键影响参数地质建模研究

在南海东部,受成本、施工条件限制,井网密度不高.导致地质建模时,模型不确定性较大,制约后续油藏动态模拟的准确性,影响油田挖潜、开发.建立地质模型的主要目的 是支持剩余油分布规律的研究.因此,在地质建模时,对影响剩余油分布、流体流动(油水)的储层关键因素进行精准刻画至关重要.本文建立了一套针对海相砂岩油田流体流动影响关键...     

台兴油田阜三段剩余油挖潜研究

台兴油田阜三段（Ef^3）为三角洲沉积,主要发育水下分支河道、河口坝、远砂坝（席状砂）和分支间湾4个微相,动态资料、油藏描述及数模研究表明：平面上河道砂微相油层水淹严重,剩余油仅分布在断层、油藏边角及微构造高点．河口坝及远砂坝微相的二、三类储层注采不完善,剩余油潜力仍较大;纵向上。主力油层剩余油集中在正韵律上部中低渗区,非主力层储层物性较差,动用程度低,剩余油潜力较大。根据本区剩余油分布的特点,采取了加密井网、细分层系、零散调整等挖掘剩余油的对策与建议,为油田综合调整方案的制定提供了依据。     

特高含水期砂泥岩水淹层解释方法

砂泥岩油田特高含水期开采阶段,准确识别水淹层对于剩余油分布评价尤为重要.基于岩石物理相的储层参数计算方法,建立了应用测井、地质、开发、油藏工程等多信息特高含水期水淹层解释方法.用该法解释水淹层,符合率超过84％.     

油藏数值模拟技术在陆梁油田开发中的应用

油藏数值模拟技术是迄今为止定量描述非均质地层中多项流体流动的唯一方法,此项技术在陆梁油田开发生产中发挥了巨大作用。陆梁油田陆9井区油藏具有构造幅度低,储层非均质性强,油层厚度薄,边、底水能量充足特点。开发初期,针对油藏地质特征,对各区块开展油藏数值模拟研究工作,对油藏开发方式、射开程度、临界产量进行评价和论证。经过近10年的全面开发,随着动(静)态资料数量、类型的增加,对油藏的认识不断深化,建立了数值模拟跟踪系统,通过修正地质模型,不断优化开发方式。通过油藏模拟研究,加深了对油水运动规律的认识,摸清了油藏剩余油分布规律,同时,对单井组注采比进行优化研究,为油藏精细注水提供依据,并开展了油水井措施优化研究,确保措施有效实施。此外,针对水平井,进行了可行性和开发方式的研究,为水平井开采边、底水油藏提供了依据。目前,该技术已成功应用于油田的动态调水、老区剩余油挖潜以及水平井设计等工作中,有效改善了油藏开发效果,减缓了油藏综合递减率,确保了油藏持续高效开发。     

储层建模研究——以J16块A油层为例

J16块为一被南、北两条正断层夹持的背斜构造,储层岩性以细砂岩及含砾不等粒砂岩为主,属高孔、高渗储层.油层埋深1010～1132m,平面上连片分布,构造高部位油层最发育.在建立J16块储层地质模型中,主要以该区地震解释的断层数据和层面数据以及单井的分层数据为输入数据源,利用PETREL软件建立构造模型,以构造模型提供的地层格架,采用确定性建模方法,建立沉积微相模型;在微相模型基础上,采用相控建模技术,利用顺序高斯模拟方法,建立储层的物性参数模型,并根据有效储层的孔隙度、渗透率下限值进行截断,得到有效储层的三维模型.采用容积法,分层、分段进行储量计算,计算结果与原始储量计算结果基本一致.根据油藏特点及数值模拟技术的要求,设计数值模拟网格系统,将精细的地质模型转换为油藏数值模拟静态模型,满足了油藏数值模拟研究的要求.     

南海东部深水油田开发初期储层预测研究

LH-A油田为南海东部珠江口盆地深水新区油田,其所在海域水深400m。开发评价初期,油田钻井少(2口),储层非均质性强,纵向发育有灰岩、灰质砂岩、砂岩等多种岩性储层,同时还交互分布有多层低阻油层,两口井钻遇的储层差异性大,地质特征复杂,储层预测成为本阶段研究难点。通过岩心、铸体薄片等资料分析,利用硬石膏、褐铁矿等胶结物对沉积环境的指示作用完成油田地层划分,解决了储层横向预测的瓶颈问题;同时采用地质统计学反演方法,综合测井、地质、地球物理等资料对储层进行空间预测和描述,特别是薄泥岩夹层的精细刻画。研究表明,LH-A油田ZJ30油藏为块状底水油藏,两口井钻遇的泥岩夹层不连片发育;低阻油层虽呈层状连片分布,但物性较好,不影响油田开发;采用"低平高直中斜"3种井型结合开采ZJ30油藏,预测出了较好的开发效果。     

塔河一区夹层控制型剩余油挖潜技术

塔河一区为辫状河平原亚相分流河道沉积的底水油藏,夹层较为发育。纵向上发育3套夹层,与相邻储层物性差异大,遮挡效果明显;平面上夹层展布面积小,但多套夹层相互遮挡,形成较大的遮挡范围,对剩余油控制作用明显。油藏进入中高含水期后,研究剩余油的成因和分布特征是开展调整挖潜的基础。针对塔河一区3套夹层对剩余油分布的控制,应用剩余油测井和数值模拟方法,研究了剩余油的分布。结果表明,塔河一区夹层控制型剩余油主要有两种类型:由于夹层遮挡形成的低渗部位剩余油及高部位的井间剩余油。结合夹层纵向分布及平面遮挡连片的展布特征,通过生产直井低渗段剩余油,在井间动态关系明显的井组应用井组优化,挖潜井间剩余油,通过注入介质改变井周压力场,实现对井周剩余油的调整挖潜,取得明显增油效果。经过两年的矿场实践,油藏开发效果得到明显改善。     

利用油藏精细描述技术调整水驱开发方案

CYG油田C区块经过多年开发,逐渐暴露出井网时砂体的控制程度低、注采系统不够完善、含水上升较快和砂体水淹状况复杂等问题.为提高区块水驱开发效果,进一步挖潜剩余油,开展了油藏精细描述技术研究.利用井震联合三维储层建模技术深化了地质再认识,建立了C区块的精细构造、岩相和属性模型,明确了井间断层、微构造及储层空间特征.利用双重介质油藏数值模拟技术对地层压力、综合含水率、单井含水率、产液量、采出程度等开发指标进行了历史拟合.结合试验区各沉积单元、各砂体剩余油分布特征及数值模拟结果,将区块剩余油类型分为7种类型,分别提出了具体挖潜对策.根据试验区剩余油分布情况,设计3种周期注水方案,并据此进行了数值模拟预测.预测结果表明:采取周期注水调整后,当含水率为90％时,与不进行调整(采出程度为20.32％)相比,试验区平均水驱采出程度可提高1.5个百分点左右.剩余油挖潜对策和预测结果为下步编制水驱挖潜调整方案提供了依据.     

精细相控随机建模及其模型检验

在Y油田油藏非均质性和油水关系等分析基础上,运用Petrel相控随机建模技术,利用单井相分析数据和测井二次解释的属性数据,得到了沉积微相模型和微相控制下的属性模型。Y油田储层沉积模型主要为曲流河流沉积,发育有分流河道、分流河道侧缘心滩和河漫湖泊等微相;在相带约束下的模型,属性高值主要集中在分流河道和心滩内,能更准确反映物性在储层空间的展布规律。经模型一致性和抽稀井验证,结合动、静态资料进行分析,储集层属性分布与沉积微相展布相互对应。结果表明,物性参数模型能反映实际储层非均质性,地层压力检验验证了模型砂体是否对接的合理性;同时按照10%的比例随机抽取其中的20口井作为抽稀井,相对误差主要集中在1%左右,说明地质模型与原始数据吻合程度高,砂体在空间的展布和储层非均质性变化符合实际地质情况。精细相控建模降低了随机建模的不确定性,所建模型再现河流相储层复杂的空间结构和几何形态。     

低渗透油藏开发效果综合评价方法及应用

大庆油田低渗透油藏开发水平差异较大,尤其是老区块存在着可采储量不足、剩余油分布零散、含水高等制约油田发展的症结。为此,在分析低渗透油藏开发特征的基础上,开展低渗透油藏开发效果综合评价方法及应用,优选反映低渗透油藏开发水平特点的5类14项参数。以朝阳沟油田扶余油层为目标储层,复核储集层实际开发水平,落实开发潜力,解决开采中出现的问题。通过校正区块井数和有效厚度,沿用套改其他参数,选用容积法复算区块的地质储量;应用模糊综合评判方法,建立不同类型区块开发效果评价标准,分析影响评价指标的主控因素,依据井网形式、开发现状,找差距、找问题、找潜力,制定一类区块水驱调整对策。结果显示,一类区块水驱效率提高,年均含水下降0.36个百分点,两年时间老井综合递减率下降0.6个百分点。目前已在朝阳沟油田扶余油层31个区块应用开发效果综合评价方法,实践表明,其适应性和可操作性较好,取得了良好的增效成果,具有推广应用前景。     

喇嘛甸油田北东块二区萨Ⅲ油层组精细地质研究

喇嘛甸油田在进入特高含水开发期后,剩余油挖潜难度逐渐增大。喇嘛甸油田北东块二区萨Ⅲ油层属于三次采油的第一套上返调整层系。为了实现精细开发调整,开展了萨Ⅲ油层组的精细地质研究。为了更客观地描述该区块目的层沉积单元的沉积特征,将原来的8个沉积单元合并调整成6个沉积单元。分析了井网加密后萨Ⅲ组砂体变化特征：砂体连续性明显增强,河道边界更加明显;砂体连通率明显增加;砂体水淹程度由上至下逐渐减小。确定了剩余油的5种分布类型,为新井射孔方案的编制提供了必要的依据：①注采井均位于变差部位,造成油层动用较差,剩余油富集;②在网状分流河道中原井网控制不住的砂体,形成剩余油;③采油井不发育,形成有注无采剩余油;④注入井不发育。形成剩余油富集区;⑤由于废弃河道的遮挡形成剩余油。     

安塞油田王窑区裂缝性储层注水综合研究

安塞油田王窑区长6油藏属典型低孔低渗油藏,主力油层为长611油层。该储层物性差,微裂缝发育导致油藏非均质性强,注水及剩余油分布明显受裂缝影响。进入中高含水开发期后,综合含水率上升迅速,产量递减严重。在进行野外露头观测和室内岩心观察基础上,对裂缝类型、性质、规模、密度进行定性和定量描述,使用古地磁方法确定主应力方向。结合实际生产资料,对注水开发中裂缝发育引发的生产动态特征进行分析,对比王窑区裂缝分布综合图与油井见水方位综合图,用生产动态方法验证裂缝研究的正确性。采用油藏工程与数值模拟相结合的方法,分析裂缝对注水开发的影响和剩余油分布特征。根据王窑区长611储层裂缝发育状况和裂缝发育区剩余油分布特征,提出在控制注水压力的基础上,进行强化注水、合理布局有效井网,提高侧向水驱效率,以及注水剖面调整等措施。     

EP-A油田岩石分类及储层流动单元研究

储层流动单元划分对认识油藏的非均质性、注水开发效果和剩余油分布规律研究提供了有效手段。EP-A油田处于开发初期,存在两个问题有待解决:一是没有明确的孔渗关系,如果使用单一的孔渗关系计算渗透率,储层非均质性会被忽略,开发过程中历史拟合和开发指标预测也会受到影响;二是如何将岩石分类结果运用在三维地质模型中。本次研究运用岩心观察和实验数据进行岩石类型精细划分,共分为三类,每一类岩石类型给予相应的孔渗关系,并运用相应的孔渗关系计算渗透率,解决了储层非均质性无法准确表征渗透率的难题。在取心井上建立岩石类型与电性特征的关系,采用神经网络方法运用到非取心井中,进而运用到三维地质模型中,通过流动带指数(FZI指数)进行流动单元划分,从而有利于动态历史拟合,使下一步调整井的开发指标预测更加合理,降低了潜在开发风险。     

桩106块馆上段曲流河单砂体构型研究

桩106块位于老河口油田的埕东凸起北部缓坡带上,整体地势较为平缓。前人研究成果表明,老河口油田馆陶组上段为陆相沉积,主要发育辫状河及曲流河等河流相沉积。根据研究区岩性、沉积构造、粒度及测井相等相标志资料,判断出研究区目的层段主要发育曲流河相;在前人地层精细划分和对比的基础上,以现代曲流河沉积模式为指导,以砂岩厚度等值线图为依托,测井相控制,地震资料约束,结合末期河道地震响应,完成曲流河砂体的精细刻画,在现有认识基础上,与动态资料充分结合,不断修正上述认识,最终构建曲流河砂体平面展布形态及剖面配置关系,识别曲流河单体主要构型要素为河道和末期河道,建立曲流河的末期河道组合模式。曲流河河道呈"串珠状"分布,为被末期河道分割的相互独立的砂体单元,末期河道的存在既细化了储层认识,又解决了油水矛盾。     

G油田古近系重力流水道相储层预测研究

重力流水道砂体多分布于半深湖、深湖的暗色泥岩中,具有良好的成藏条件,但其厚度小,分布零散,埋藏深度大,预测困难。以G油田主要开发层位沙一中、下亚段为研究目标,该区重力流水道砂体广泛分布,具有泥包砂的沉积特点,岩性致密,物性较差,属典型超高压深层低渗透油藏。在借鉴区域研究成果的基础上,通过岩心、测井、地震基准面旋回识别,建立高精度等时地层格架;通过地震统计分析,利用测井资料和井旁地震数据,估计子波振幅谱和相位谱,并用最小平方法提取子波,进行精细标定,落实层面和断层解释;利用LandMark软件Poststack模块,选取具有代表性的地震波形作为学习样板,进行波形结构分析。针对测井约束反演存在多解性的缺点,提出相控反演的思路,通过多种资料的综合来建立初始波阻抗模型,这种初始波阻抗模型的优点在于更接近实际地质情况,能够剔除非储层区的干扰,可以从宏观上反映出目的层段的沉积相展布形态。基于此模型进行反演,更易于预测储层分布范围,更易于对层内砂体进行解释、追踪,刻画出小层内砂体的分布特征。     

鄂尔多斯盆地F油田延7、延8油层组夹层分布特征及其对开发效果的影响

侏罗系延安组延7、延8油层组作为鄂尔多斯盆地F油田主力生产层位,储层内夹层广泛发育,开发效果表明夹层已对油藏油水运动规律产生影响。由于开发前期缺乏对目的层段储层非均质性的系统研究,直接制约了后期精细油藏开发工作。利用研究区测井资料解释成果以及岩心观察资料,全面总结研究区夹层类型、夹层规模及其电性特征,并在此基础上结合生产实例分析夹层对油藏开发效果的影响。研究认为,F油田延7、延8油层组夹层类型以泥质夹层和钙质夹层为主。其中,延8油层组夹层规模多属相对稳定夹层,延7油层组属较稳定夹层。不同夹层其电性特征差异较大,是实际生产中确定油藏夹层类型的重要依据。油藏开发特征表明,夹层可以通过抑制砂体的吸水能力降低油藏水驱动用程度,同时能够减缓边底水油藏底水锥进的速度,避免生产井过早见水。     

油层孔隙结构与剩余油分布实验研究

大庆油田LSX油层是开发的主力油层,随着油田进入高含水后期,剩余油分布越来越零散,需要认识储层微观非均质性、剩余油分布及水驱油特征。利用地质及动态资料,对储层砂体发育规模和储层性质、裂缝发育特征、驱替特征、微观孔隙结构以及油水分布规律等开展了模拟实验与分析,明确了不同储层微观剩余油分布及水驱油特征,定量表征孔隙结构分布,并对成果进行了验证。研究表明,LSX油层以原生粒间孔和片状、弯片状喉道为主,划分5类孔隙结构类型,以Ⅱ类、Ⅲ类、Ⅳ类为主,孔隙结构中等偏差;剩余油分布受孔隙结构控制,微观剩余油二维分布主要以角隅状、喉道状为主,三维分布以多孔状和孤立状为主;驱油效率受孔隙结构影响,从Ⅰ类到Ⅴ类驱油效率逐渐变差,不同孔隙结构储层与开发特征具有较好的对应关系。     

利用数值试井反演井组低渗透储层参数

储层非均质性研究是油藏精细描述中的重要内容,也是目前油气储层评价方面一个研究难度大且重要的课题。一般试井技术动态结合历史拟合方法只能求得单井附近一定范围内的平均有效渗透率,并不能描述井网或区块的油藏参数区域性非均质分布特点。针对长庆A油田长8低渗透储层渗透率非均质性问题,通过渗流理论与现代试井解释方法结合,利用试井测试和测井资料建立低渗透油藏压裂井试井解释数值模型。通过调整渗透率等主要物性参数的分布,在单井基础上,以井组为对象建立井组数值模型,进行井组数值模型的修正及数值模型可靠性验证和应用,结合生产历史,开展试井精细解释,进而反演出井筒、储层物性等参数。综合数值试井解释结果,可对井组范围内的储层非均质性特征、渗透率分布特征、地层压力分布特征等规律进行评价,为油藏精细描述提供参考。