1、埕岛油田馆上段开发区地质建模的实践摘 要：在油田开发区块地质建模的实际过程中会遇到诸如地质分层、建模软件实现、各类地质数据的处理、二三维储量对应等各类问题，通过埕岛油田馆上段的地质建模，描述遇到的具体问题，分析原因，阐述了解决此类问题作者所采用的对策。通过地层统层、测井解释、井斜校正、净毛比改进等措施，建立的地质模型，初步达到数模生产模拟的要求。 关键词：埕岛油田 馆上段 地质建模 一、 埕岛油田馆上段开发区地质概况 埕岛油田位于渤海湾南部水深 3m20m 的极浅海海域，处于济阳坳陷与渤中坳陷交汇处的埕北低凸起的东南端，属前第三系潜山背景上发育起来的大型披覆构造。南邻桩西地区，西以埕北大断层与
2、埕北凹陷相连，向东和东南分别倾没于渤中凹陷和桩东凹陷，处于三个生油凹陷的包围之中。埕北低凸起是一个与埕子口凸起近平行的北西向低凸起带，沿埕北大断层呈北西向长轴背斜形态，倾向南西，东南斜坡带比较平缓，坡度在 1-5左右。中生代的印支运动和燕山运动，使济阳与渤中凹陷的格局基本定型。进入新生代后，整个盆地进入旋回性沉积阶段，其后，整个盆地接受连续沉积，在第三系末期的馆陶组时期，由于整个盆地的连续沉积，使得济阳坳陷与渤中坳陷几乎统一，在两个坳陷内，馆陶组以河流相沉积为主。埕岛主体馆陶组油藏为典型的曲流河沉积，岩石类型为岩屑质长石细砂岩。储层全区分布广，纵向上油层层多，含油井段长 250m300m，在含
3、油井段内划分 6 个砂层组、31 个小层；平面上变化大，连通性差。储层胶结疏松，渗透性好，平均孔隙度 34.3%，空气渗透率 271110-3m2；属常规稠油油藏，平均地面原油密度 0.9361g/c 方，平均地面原油粘度 287mPa.s；油藏具有高饱和特征，饱和压力11.22MPa，地饱压差 2.68MPa；油水关系复杂，天然能量不足，需适时注水补充能量开发。 截至 2012 年底，埕岛油田已发现上第三系明化镇组及馆陶组、下第三系东营组及沙河街组、中生界、古生界、太古界等七套含油气层系，自营区探明含油面积 156.54km2，探明储量 37950.2 万吨。已上报动用探明含油面积 104.
4、49km2，石油地质储量 24638.28 万吨，标定采收率 20.3%。其中人工注水驱埕岛主体馆上段油藏为其主要的含油层系和开发层系，已探明储量和开发储量分别占埕岛探明储量和动用储量的 54.8%和70.9%，年产油占采油厂年产油量的 78%。 二、地质建模所遇问题描述 本次建模工区面积近 50 平方公里，区域内近 600 口探井开发井，使用的建模软件为 Direct 软件，该软件是通过地层界线确定砂体连通，就要求馆上段开发区河流相地层砂组要划分精确，原来开发井的地层划分明显达不到建模要求，窜层现象明显。在具体建模中，单井数据准备中遇到最多的是测井数据问题，比如因历史原因，大多数井缺少孔渗饱
5、等连续解释数据，手工弥补难度大，测井数据存在不合理异常值等，油层有效厚度要精确，必须消除干层夹层影响。 在整理构造面时发现，存在异常构造高值或低值，在地层分层合理的情况下，异常点周围构造趋势明显与地震、区域地层倾向存在矛盾，分析出部分斜井因井斜测量的原因，需进行井斜校正。 二三维储量拟合时，运用软件自身运算出的净毛比，三维储量存在偏大问题。例如分区块建模中，开发中区二维储量为 9365 万吨，而三维储量为 12685 万吨，比二维多出 35%，明显超出二三维储量拟合误差 5%的合理范围，在优化各个储量计算参数后，包括计算用油参数采用定值，出去净毛比中泥岩影响等因素，三维储量为 10785，仍多
6、出 15%。净毛比需结合地质概念、软件特点优化改进。 三、解决对策合理建立地质模型 在建模前工区数据整理时，将单井测井数据各个测井项目异常值逐井消除，便于以后统计计算，砂体钻遇数据顶底深度精确到 0.1 米，补充干层等夹层，校对层解释结论。在此基础上针对遇到的问题采取如下措施。 1.地层统层 在旋回地层学、高分辨地层学、岩性对比、等高程对比等诸多方法理论中，为解决生产实际问题，寻找标准层、辅助层，等厚法划分对比河流相地层小层的方法，比较实用。因此对开发区进行全区河流相等厚统层，建立近 30 条骨干剖面，进行地层对比划分。骨干剖面采用 1：200测井纸图对比划分，其余井参照骨干井铺开，卡准标准层
7、，按照一定原则统层： 1.1 以原划分方案为基础，以 4 砂组底 GR 抬升段为标准层。 1.2 从骨干剖面出发，确定砂层组界线，并控制小层的划分。 1.3 在等厚划分原则的基础上，考虑河道下切因素，劈层需找明显分期标志。 1.4 每小层尽量包括一个单砂体。 1.5 参考使用 INPEFA 曲线。 1.6 划分的每口井均与邻井闭合，不确定井最后进行划分。 1.7 参考地震资料，综合考虑砂体平面分布状况、油、气、水分布状况。 在具体划分中，常遇到四砂组底特征不明显，主要原因是多期河道冲刷、下切，致使砂体上下贯通，地层原状的测井特征不明显，需结合邻井，地震构造趋势加以划分，通过统层提高了地层闭合度
8、、砂体对应率、减少了窜层现象。 2.测井二次解释 埕岛油田勘探开发四十多年来，一直没有形成一套完善的，针对油田地质特点的解释模型和解释标准。近年来，随着勘探、开发程度的加深，测井解释中存在的矛盾也日益突出. 由于钻井液浓度、仪器的性能、测量时间等原因，造成研究区内同一储层不同井的相同测井曲线测量结果也可能不同。因此，对研究区内所有井资料标准化处理，使其具有统一对比标准也是测井解释的重要环节，消除测井数据中的系统误差。以使测井信息具有同一的刻度，增强其可比性，以提高解释精度。 在充分分析、研究全区钻井、测井、取心、分析化验、试油和生产动态等资料的基础上，利用全区资料对埕岛油田馆上段深入细致地进行
9、了参数解释模式研究和测井精细解释，给建模提供可靠的孔渗饱参数。基于目前测井数据现状，对区域内近 600 口井进行测井二次解释。根据岩心分析资料、测井信息，回归的线性公式，因进行密度、中子测井的井不广泛，不能全油田使用。进一步摸索适合埕岛的孔渗饱解释计算公式，依照测井解释公式，优选适合埕岛油田的计算参数。埕岛三孔测井数据中以声波测井数据较全。因此孔隙度依据声波计算。 为增加纵向分辨率，引入泥质变量， 精细求取伽码最值，提高解释精度。渗透率计算采用 PERM=0.136 其中优选参数 Sirr 埕岛馆上段取值 25-30 之间，最后取 28。 含油饱和度采用区块上报探明储量的计算方法。使用埕岛油田
10、馆上段岩电含油饱和度解释模式： 其中： Rt 用埕岛油田埕北 22 密闭取心井建立的真电阻率校正方程求取： Rt=2.91+25.99 lgRa 地层水电阻率采用下式求取： 采用孤东油田疏松砂岩含油饱和度压缩公式进行校正，公式为： 下图为一二次解释对照 通过测井二次解释，为单井提供了可靠的孔渗饱等油层物性参数连续点数据，为下步三维建模打好基础。为数模提供可靠的二维等值、三维参数场。 3.井斜校正 埕岛开发区近 600 口井中，除探井、部分井组的直井，大部分为斜井，占有 90%。井斜数据分工程井斜和测井井斜，深度换算时主要采用工程井斜。由于各种原因，井斜数据存在失真，导致个别井的斜深换算出的垂深
11、，与周围井垂深差别异常，个别井高程差达 30 米。为消除异常点，首先查找原始数据，逐井校对，消除录入错误。对深度存在差异异常的井，再利用地震资料标定、油水界面和构造趋势面等方法核查测井、工程井斜。采用测井倾斜角替换工程倾斜角的方法，对工区 30 余口井斜不正常井进行了校正。消除了构造上的 “假高点或假洼地” 。井斜校正后局部井区构造平顺。如下表 4.净毛比的改进 首先净毛比的定义目前普遍存在三种：（1） 、净毛比主要用于储量计算，地质含义就是能够产出油气的岩石体积占岩石总体积的比例，体现在地质模型中就是某一模型网格是否存在可动用油气，如果某一模型网格含有可动用的油气，则该模型网格的净毛比就是
12、1，否则为 0。 （2） 、按照国内常规的做法，N/G 模型是为了把有效层和无效层分开，而有效层的定义在上交储量时就有明确的说法，通常是孔隙度或渗透率的下限值。你只需要根据这一下限值，利用计算器直接计算就可以。比如说上交储量时孔隙度下限是 12%，你只需以计算器中给出公式：N/G 模型=if 孔隙度模型0.12 than 1 else 0，就可以得到 N/G 模型，其中 1 的含义是100%，而 0 就是 0%，当把模型粗化后，N/G 模型的值就会有连续的变化。（3） 、净毛比为砂体厚度与地层厚度的比值、也有采取有效储层厚度与砂体厚度比值。 在埕岛建模中以馆上段开发区中区为例，中区二维储量为
13、9365 万吨.净毛比按砂体解释结论定义：砂体定义为 1，泥岩为 0。插值结果主力油层存在砂体不连片、点状。按此净毛比算三维储量 20885 万吨，净毛比按孔隙度定义：孔隙大于等于 30 的定义为 1，其余为 0，再定义一下泥岩的为 0，消除泥岩影响。插值结果主力油层，同样存在砂体不连片、点状。按此净毛比算三维储量 10013 万吨。以上两种方法效果均不理想，无法达到数模要求。 Direct 软件自身净毛比网格计算时，特点如下，定义砂体为 1 后，网格赋值如下图，在算三维储量时，同层的网格的 0、1 数字会被平均。 净毛比：根据净毛比的定义，储层的净毛比模型应该介于 0-1 之间，但是许多软件
14、对于井间净毛比分布无法解决，为此我们将砂地比来作为净毛比进行处理，效果较好。为此引入单井砂地比参数赋值，作为井参数三维插值形成净毛比场。 为此单井增加岩石物性参数-砂地比赋值。将平面层提取的砂地比数据编辑到单井砂体数据中，导入工区。单井砂地比数据如下图： 三维参数插值时相应采取截断边界设值等进行控制。其中、孔隙度：15-40 截断、边界 15。渗透率： 50-6000 截断、边界 50，采取由构造面读取的油水界面插值控制、净毛比指向砂地比赋值三维场、含油饱和度等油参数采用定值。 二三维储量计算时油参数单储系数采用埕岛油田历年上报探明储量时所取数值，具体取值如下 （1+2）砂组孔隙度取值 34%
15、，含油饱和度取值 61%，原油密度取值0.940g/cm3，体积系数为 1.056，单储系数为 18.5104t/km2.m； 3 砂组孔隙度取值 35%，含油饱和度取值 61%，原油密度取值0.942g/cm3，体积系数为 1.050，单储系数为 19.2104t/km2.m； 4 砂组孔隙度取值 34%，含油饱和度取值 63%，原油密度取值0.940g/cm3，体积系数为 1.056，单储系数为 19.1104t/km2.m； 51、2、3、4 层孔隙度取值 34%，含油饱和度取值 62%，原油密度取值 0.940g/cm3，体积系数为 1.056，单储系数为 18.8104t/km2.m
16、。 55、6 层和 6 砂组孔隙度取值 33%，含油饱和度取值 61%，原油密度取值 0.936g/cm3，体积系数为 1.066，单储系数为 17.7104t/km2.m。 通过以上方法，计算中区三维储量为 9418 万吨。这样二三维储量拟合较好，误差在 0.56%。符合地质理论。 四、结论 通过以上方法建立的地质模型，达到了数模要求，三维储量误差在0.56%。并为数模提供了可靠的孔隙度、渗透率、含油饱和度参数场。有利的推动数值模拟指导油井生产，提高措施等生产效率。地质建模与数模是相辅相成的，地质模型存在精度进一步提高。为将来满足生产需要，建模工作还需优化三维储量，将净毛比场去除干层影响。模型纵向网格过粗，下步目标建立一米一格的地质模型。测井二次解释精度不够，坚强理论学习，结合多种资料深化二次解释，进一步提高井的纵向分辨率。参考文献 1 雍世和，张超谟.测井数据与综合解释.东营：石油大学出版社，1996. 2 曾文冲.油气藏储集层测井评价技术M.北京：石油工业出版社，1991. 3 相控随机建模建模技术在埕岛油田的应用- 内蒙古石油化工，2011.5. 4 Petrel 建模技术在埕岛油田开发调整方案中的应用-内蒙古石油化工，2009.4.
