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长庆气田靖边区气藏地质建模

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气田 靖边 区气藏 地质 建模
资源描述:
  我国油气资源丰富 ,但是勘探难度越来越大。进入 21 世纪 ,我们除了继续做好探井非目的层油气层的测井与井壁取心组合解释工作外 ,还要推广应用测井复查老井发现新气藏的经验 ,对提高复杂油气藏勘探效益和增加新的油气储量及其产量 ,意义重大。参  考  文  献1   阎敦实主编 . 中国典型石油测井解释图集 . 北京 :石油工业出版社 ,19932   谭廷栋 . 天然气勘探中的测井技术 . 北京 :石油工业出版社 ,1994(收稿日期   2000 - 03 - 13  编辑   韩晓渝 )3 李元觉 ,简介见本刊 1998 年第 5 期。地址 : (710021)陕西省西安市兴隆园。电话 : (029) 3591622。长庆气田靖边区气藏地质建模李元觉 3(中国石油长庆油田公司勘探开发研究院 )   冯军祥 赵宏民(长庆石油勘探局井下作业公司 )李元觉等 . 长庆气田靖边区气藏地质建模 . 天然气工业 ,2000 ;20 (6) :50~ 54摘 要   针对靖边区下古生界碳酸盐岩储层非均质性强的主要矛盾 ,以随机模拟建模为主要方法 ,对长庆气田靖边区地质研究和气藏描述成果进行定量化转变 ,形成了包括构造模型、物性模型和流体分布模型的长庆气田靖边区整体地质模型 ;以此模型为基础 ,进行储量的风险估计、归纳气井产能与地质情况的关系、提供井位优选的参考依据及提供气藏数值模拟的网格参数场。主题词   鄂尔多斯盆地  马家沟期  天然气藏  储集层  地层参数  地质储量  数值模拟建模区及地质资料长庆气田靖边区整体建模拟主力气层马五 1 为对象 ,北起陕 158 井 ,南到陕 1121 井 ,包含了 1999年 6 月以前的所有正式试采井。含气面积共3 17015 探明地质储量约 1 700 × 108建模区内可引用资料的探井 108 口 ,开发评价井 9 口。建模所依据的地质资料有 : ①马五 1 底部凝灰岩构造图 ,这是一张依据地震资料所作的气藏底面构造图 ,是建立构造模型的基础 ; ②马五 1 4 个小层的边界线图 ,包含了地质结合地震研究所给定的各小层尖灭线及潜沟、潜坑造成地层缺失的形状与面积 ; ③井眼小层分层数据 ,包括各小层顶界深度、底界深度、补心海拔、井位坐标等 ,这些数据用于建立构造模型 ;④储层段测井解释的孔隙度、渗透率、含水饱和度结果数据 ,数据按测井分辨率给出 (8 点 / m) ,与深度坐标对应 ,该数据用于建立储层物性模型 ; ⑤根据气井产水情况的有效段取值 100 % ,产水的有效段取值由气水比换算给出 ,该数据用于建立流体分布模型。地 质 模 型靖边区马五 1 储层分为 4 个小层。根据储层非均质性强的特征 ,模型的重点是定量描述层间非均质性和层内非均质性。分别建立气藏的构造模型、储层物性模型和流体分布模型。目前 ,长庆气田在探井基础上已有 10 口开发评价井 ,有 40 多口井进行了不同程度的试采 ,对地质情况有了较为明确的认识。对处于开发早期阶段的气藏 ,可以建立储层的静态模型。这种模型要求把气藏地质面貌依据资料控制点实测数据加以如实描述 ,并不追求局部之预测精度 ,而是着眼整体分布规律。利用静态模型 ,可以从宏观上定量把握气藏整体物性及流体分布 ;筛选高产富积区块 ,提供井位优选的参考依据 ;分析单井产能与地质因素间的定量关系 ;结合试井资料确定气井附近地质结构 ;定量研究储层非均质性 ;为数值模拟提供网格参数场以便进行动态预测 ;进行开发方案优化设计等。各类模型的表现形式为储层空间网格化后的三·05·地 质 勘 探                 天 然 气 工 业                 2000 年 11 月© 1995o., 面上网格数为 300 × 558 ,纵向上构造模型取 5 层 ,对应于 4 个小层之分界面 ;物性模型和流体分布模型考虑到层薄且层内非均质性强 ,网格厚度取 01125 m ,对应于测井分辨率 (8 点 / m) 。模型数据量大 ,必须利用大型工作站在可视环境下完成。11 构造模型构造模型的三维数据体为各层面的海拔高度。这一数据体描述了储层的空间形态 ,反映出储层整体构造 (低缓背斜 ) 与局部构造 (鼻隆鼻凹 ) ,可以推演出储层沟槽分布及地层厚度展布。构造模型三维数据体的形成步骤为 : ①把构造图数字化 ,给网格系统的第一层赋对应点上的海拔高度值 ; ②把各小层边界图及地层缺失面积线图数字化 ; ③依照各井点所处网格的海拔高度、小层厚度及边界沟槽点之坐标 ,确定这些控制点上 4 个小层顶面之海拔值 ; ④对这些控制点利用 5 次曲面拟合分别形成各小层顶面海拔高度的网格值。21 物性模型储层建模的关键技术是如何根据已知资料内插、外推井间及外围储层物性参数。目前采用的建模方法有两类 :一类是确定性方法 ,如克里金方法、手工作图等 ;另一类是随机建模方法 ,该方法承认地质参数的分布及人的认识都具有随机性 ,建模中不直接应用控制点资料本身 ,而是按控制点在储层空间的方位得到空间分布特征 ,按控制点已知数据得到其统计特征 (均值、方差、转移概率、分布密度等 ) ,使用分布特征和统计特征模拟随机性引起的多种可能“实现” ,启发地质人员进行认识与选择。随机建模方法能很好地再现地质问题的不确定性 ,对井间物性展布具有良好的预测性。当前地质统计学的重点是发展随机建模方法。随机建模中 ,对井点所在区取值时有两种作法 :一种是按统计特征随机生成 ,另一种是取其原始值。后一种作法又称“条件模拟”。相对于巨大的网格数 ,这两种作法的结果几乎没有区别。对于井距较大、非均质性强的油气藏 ,随机建模方法更为合适。因为这种情形下 ,井间变化更难以预料 ,认识上的不确定性更大。对靖边区的物性模型采用了随机建模方法。(1)建立井模型逐井分小层准备好测井解释数据 ,包括孔隙度、渗透率和含水饱和度。数据按测井格式给出 (8 点 /m) ,非储层点物性数据取 0 值 ,有效点取真实物性数据。对于准备好的数据 ,统计出以下指标 : ①由非储层点变为有效储层点的频率 即物性值由 0 变为非 0 的转移概率 ) ; ②由非储层点跳入非储层点的频率 1 - ③由有效储层点变为非储层点的频率 即物性值由非 0 变为 0 的转移概率 ) ; ④由有效储层点跳入有效储层点的频率 1 - ⑤该小层有效厚度与储层厚度比 λ (有效储层点初始概率分布密度 ) ; ⑥该小层有效段物性数据 (孔隙度、渗透率、含水饱和度 )的均值及标准差。例如表 1 得陕 81 井马五 1 测井数据 ,表 2 和表 3是这些数据的上述统计指标。确定性建模直接应用表 1 的数据 ,随机建模则采用表 2 和表 3 的统计数据 ,这是两类方法的根本区别之一。表 1  陕 81 井马五 1 测井有效段结果数据深    度(m)孔隙度( %)渗透率(10 - 3μ 水饱和度( %)3 003. 0~ 3 004. 43 006. 2~ 3 006. 83 009. 2~ 3 009. 73 009. 7~ 3 012. 23 012. 2~ 3 013. 24. 54. 53. 58. 53. 80. 2170. 2170. 1023. 8050. 10227. 3624. 2834. 1615. 0525. 91表 2  陕 81 井有效储层段分布频率小  层 01 11 λ马五 11 0 0 0 0 0马五 12 0. 95 0. 048 0. 125 0. 875 0. 287马五 13 0. 8 0. 2 0 1. 0 0. 880 5马五 14 1. 0 0. 0 0. 2 0. 8 0. 102 6表 3  陕 81 井有效储层段统计指标小  层孔  隙  度 渗  透  率 含水饱和度均值 标准差 均值 标准差 均值 标准差马五 11 0 0 0 0 0马五 12 4. 5 0 0. 217 0 26. 4 1. 47马五 13 7. 15 2. 162 2. 747 1. 703 19. 3 7. 25马五 14 3. 8 0 0. 102 0 25. 9 0(2)建立层模型井模型得到的统计指标是按单井分小层给出的 ,把这些统计指标按小层平面插值 ,赋给划定的小层平面网格系统 ,即建立了层模型。插值方法采用克里金法 ,注意转移概率在 0~ 1 之间 ,λ 值在 0~ 1之间 , 1 和 1。·15·第 20 卷第 6 期               天 然 气 工 业                 地 质 勘 探© 1995o., 小层平面每个网格就有了 11 个属性值来表征本小层该区域的物性统计特征。(3)建立参数模型就是依据层模型的物性统计特征值逐网格进行随机模拟赋值 ,最终形成测井分辨率级的物性网格参数场。主要步骤为 : ①选定层模型中的一个层 ,称作当前层 ; ②按顺序选定当前层的一个网格 ,称作当前网格 ; ③由构造模型得到当前网格对应的地层厚度 ,并除以测井分辨率 (01125) 换算为测井数据点数( n) ; ④在一组 0~ 1 之间均匀分布的随机数中任意抽取一个数 τ ,如果 τ 不大于当前网格的 λ ,则第 1个数据点为有效储层点 ,执行物性赋值子过程 ,否则为非储层点 ,物性数据一律为 0 ; ⑤称下一数据点为当前数据点 ,模拟当前数据点之物性数据 ,在一组0~ 1之间均匀分布的随机数中任意抽取一个数 τ ,如果上一数据点为有效储层点 ,则把随机数 τ 与当前网格的 如果不大于 则意味着储层由有效储层点转入非储层点 ,当前数据点之物性数据一律取 0 ,如果大于 则意味着当前储层点仍然是有效储层点 ,执行物性赋值子过程 ,如果上一数据点为非储层点 ,则把随机数 τ 与当前网格的 如果不大于 则意味着储层由非储层点转入有效储层点 ,执行物性赋值子过程给当前数据点赋值 ,如果大于 则意味着当前储层点仍然是非储层点 ,物性数据一律取 0 ; ⑥反复步骤 ⑤ ,直到完成当前网格的 n 个数据点 ; ⑦选取当前层的下一网格为当前网格 ,从步骤 ③开始反复 ,直到当前层所有网格都模拟取值完毕 ; ⑧选定下一层为当前层 ,从步骤 ②反复 ,直到所有层处理完毕。物性赋值子过程步骤为 : ①从一组均值为 0 ,标准差为 1 ,满足对数正态分布的随机数中任意抽取一个数 (ξ ) ; ②当前网格的物性值 (孔隙度、渗透率、含水饱和度 ) 由公式求出 ———当前网格物性值 =ξ ×当前网格物性标准差 + 当前网格物性均值。纵向上达到测井分辨率的物性模型本质上是模拟生成未钻井位置的“测井曲线” ,既可以生成原始测井曲线 ,也可以生成解释结果曲线。这一模拟方法使用的前提是认为现有的测井解释结果已经反映了整个储层的物性全貌。在利用地震资料对物性预测较为困难的区块 ,不失为客观公正的方法 ,因为它充分利用了测井曲线中蕴涵的地质信息 ,考虑了物性分布和地质认识上的随机性 ,对物性的横向、纵向展布有较好的预测功能。因为没有现代计算机技术的介入 ,传统油气藏建模中 ,按小层把油气藏的垂直剖面集总成几个单元 ,并为每一个单元指定一个孔隙度、渗透率等物性平均值 ,这些数值只是一段储层的均值 ,忽略了层内物性非均质性 ,舍弃了 8 点 / 显然是不全面的。需要指出的是 ,按上述参数模型形成方法得到的是“客观情形”下的物性模型 ,因为储层有效点之分布完全是由有效储层点概率分布密度和转移概率决定的。其可信度为 6813 %。为了得到“乐观情形”下的物性模型 ,在建立参数模型的过程中 ,通过调整各网格的转移概率 保证该网格非储层点数与总点数之比等于 1 即在随机模拟中 ,把非储层点限制在最小可能概率上。“乐观情形”下的物性模型 ,代表了储层物性的最好上限 ,可信度为 1518 %。“悲观情形”下的物性模型也是通过调整各网格的转移概率 10 ,保证该网格储层有效点数与总点数之比等于该网格的 λ 值 ,即在随机模拟中 ,把有效储层点限制在最小可能概率上。“悲观情形”下的物性模型 ,代表了储层物性的最差下限 ,可信度为1518 %。三种情形下的模型在含气面积一定的条件下从不同角度定量描述了气藏整体 ,有助于气田开发更好地决策。31 流体分布模型生成流体分布模型所依据的数据是根据气井产水情况所标定的地层条件下可动气体积百分数。数据格式与物性模型所用的格式完全一致 ,建模步骤也与物性模型完全一致 ,在软件实现中 ,可与物性模型归在一起 ,一并完成。地质储量风险评估在给定的探明含气面积内 ,按照前述的条件模拟建模原理 ,分别形成了“客观情形”、“乐观情形”和“悲观情形”三种物性模型。这三种物性模型的主要区别在于有效厚度的分布不同 ,导致模型地质储量的储量不同。表 4 是三种情形下建模区 (马五 1 储层 )地质储量风险评估表。从表中可以看出 ,乐观情形与客观情形相差 33125 % ,悲观情形与客观情形相差 2218 %。三种情形的地质储量差距较大 ,这是因为储层物性非均质性强和目前井距大 ,使得认识上的不确定性大。在地层存在的前提下 ,气藏的某些部位由于复杂的地质背景 ,可能不含有效产气层段 ,这一点已被开发评价井所证实。地质统计学认为 ,·25·地 质 勘 探                 天 然 气 工 业                 2000 年 11 月© 1995o., 提取这些曲线的统计特征 ,就可以指导井间储层的物性预测。基于这种思路建立地质模型并计算的储量 ,与探明地质储量存在一定的差距 ,尤其物性空间分布差距较大 ,但它较为真实地反映了非均质性储层的面貌。特别是它能从概率角度对地质风险进行评估 ,适应市场经济对地质开发的要求。表 4  建模区地质储量风险评估表小   层 客观情形 (108 乐观情形 (108 悲观情形 (108 五 11 52. 1 70. 2 30. 2马五 12 210. 1 296. 0 157. 7马五 14 872. 4 1 028. 1 694. 0马五 14 162. 8 334. 5 119. 4合   层 1 297. 4 1 728. 8 1 001. 3生产井地质模型分析陕 150、陕 29 及陕 37 井是 3 口高产井 ,从这 3口井的“构造 + 孔隙度”剖面可以看出 :高产井的共同特征是处于陡壁拉张边缘 ,拉张缝发育 ;陕 37 井和陕 150 井孔隙度较高 ,有效储层连续性较好 ;陕 29井孔隙度较低且有效储层连续性差。陕 37 井有效储层连续性最好 ,陕 150 井次之 ,陕 29 井最差。 3 口井的无阻流量也依次为 :89 × 104d、 71 × 1048 × 104d。动态资料表明 ,在按无阻流量配产的情况下 ,陕 150、陕 37 井的井口压力下降较慢 ,陕29 井下降快。因此可以认为近井地带裂缝发育是高产井的必要条件 ,有效储层连续性及孔隙度高是长期稳产的必要条件。可以预料 ,陕 29 井依据无阻流量配产 ,虽然短期可以高产 ,但不会象另外两口井一样维持较长稳产期。陕 34 和陕 17 井是 2 口中产井 ,从“构造 + 孔隙度”剖面看出 ,这 2 口井处于平缓构造部位 ,裂缝不很发育 ,但有效储层连续性较好 ,马五 13 小层的孔隙度较高 ,所对产能中等且稳产能力强 ,尤其是陕 17井 ,马五 13 小层几乎无夹层。动态资料也证明了这一点 ,陕 17 井连续生产 2 年多 ,井口压力一直维持在 22 陕 34 井投产 1 年多来井口压力下降比较缓慢。这些再次说明了近井地带有效储层连续性好及孔隙度高是气井稳产的保证 ,裂缝不发育就不能高产。陕 57 井和陕 90 井是 2 口低产井 ,从“构造 + 孔隙度”剖面看出 ,陕 57 井周围孔隙度低于平均值 ,且处于平缓构造部位 ,裂缝不发育 ,渗透率低 ,故产量不高 ;陕 90 井虽处于岩溶坡地部位 ,但有效储层连续性很差 ,孔隙度不大 ,故而产量低。两井比较而言 ,陕 57 井有效储层连续性好 ,产能及稳产情况应比陕 90 井好 ,试采情况也正是如此 ,陕 57 井的合理量是陕 90 井的 2 倍。模型特征及认识马五 13 小层之所以成为主力气层 ,一方面是因为它大面积分布 ,更重要的是因为它的有效储层连续性好。马五 14 小层分布更为广泛 ,但它的有效储层连续性差 ,就决定了它难以成为主力气层。气井产能分析中 ,应以近井地带有效储层连续性作为判断气井生产能力的重要依据。有效储层连续程度是气井稳产的物质基础 ,裂缝发育是气井高产的主要因素。马五 13 小层内部有效层段分布远不是均匀的 ,在现今给出的有效面积内 ,还不同程度地存在着因岩性致密而形成的“麻点状”非储层或薄储层。这种情形使井位成功率的提高比较困难 ,使得废弃压力的降低比较困难。总结模型所反映的储层特征 ,有非均质性强、层薄、面积大、低渗透、低丰度这 5 个方面。但主要特征还是储层非均质性 ,特别是横向非均质性 ,表现为有效储层的连续性和储层渗透率的离散程度。弄清储层物性横向变化规律 ,是伴随气田开发全过程的问题。基于地质统计学的“随机模拟建模”方法 ,可以客观地预测井间有效储层连续性 ,这是其它确定性建模方法所不能的。而有效储层连续状况正是低孔低渗碳酸盐岩储层的要害所在。表 5是“客观模表 5  “客观情形”下物性非均质定量指标层   位 马五 11 马五 12 马五 13 马五 14孔隙度( %)最大最小平均λ10. 02. 53. 8910. 249. 652. 54. 050. 2215. 472. 55. 460. 2613. 452. 55. 240. 37有效厚度(m)最大最小平均λ4. 40. 41. 710. 735. 360. 41. 830. 734. 910. 42. 440. 753. 220. 41. 20. 71渗透率(10 - 3μ 大最小平均λ3. 340. 007 50. 430. 9958. 3460. 008 70. 5870. 96535. 070. 010 62. 4070. 88626. 490. 0152. 681. 189含  水饱和度( %)最大最小平均λ59. 2417. 524. 090. 2410019. 224. 430. 2349. 6918. 321. 890. 2848. 0417. 919. 990. 38·35·第 20 卷第 6 期               天 然 气 工 业                 地 质 勘 探© 1995o., 物性非均质定量指标。普遍认为 ,λ 小于 013为均质储层 ,在 013~ 016 之间为中等非均质储层 ,大于 016 就为非强均质性储层。由表 5 看出 ,储层物性的横向非均质性主要反映在渗透率和有效厚度上。“客观情形”下所得到的地质模型数据体 ,经过网格粗化处理 (,就是气藏数值模拟可靠的初始参数场。可以引导数值模拟正确把握气藏动态。(收稿日期   2000 - 07 - 05  编辑   韩晓渝 )3 本文系中国石油天然气集团公司“九五”重点科技攻关项目“探井保护油气层技术” (960026)的部分研究成果。3 3 张琰 ,女 ,1956 年生 ;1985 年毕业于中国地质大学 ,获硕士学位 ,1996 年毕业于德国 业大学获博士学位 ,现任石油大学石油工程系副教授 ,主要从事钻井液完井液和保护储层技术的研究。地址 : (102249) 北京昌平石油大学石油工程系。电话 : (010) 69745566 转 4160 (办 ) 。屏蔽暂堵分形理论与应用研究 3张 琰 3 3  崔迎春(石油大学·北京 )张琰等 天然气工业 ,2000 ;20 (6) :54~ 56摘  要   屏蔽暂堵技术是防止入井流体固相和液相侵入储层的最有效方法之一。在实际应用中 ,由于缺乏确定储层孔隙体积、暂堵剂颗粒大小和分布的测定以及定量计算方法 ,使得屏蔽暂堵技术的使用仍然处于非定量化阶段。为了减小对储层的伤害 ,特别是对低渗气藏的伤害 ,有必要对屏蔽暂堵技术进行深入研究。文章简要介绍了屏蔽暂堵定量计算和应用方法 ,其中包括 :屏蔽暂堵分形理论的主要内容 ,分维数的计算 ,确定岩样孔隙体积以及暂堵剂颗粒大小和分布的实用方法。还探讨了在使用过程中可能遇到的不满足单纯分形情况的储层 ,并给出了相应的确定孔隙分布及暂堵方案等方法。主题词   屏蔽暂堵  储集层  保护  分形理论  应用屏蔽暂堵技术的适应范围和发展现状屏蔽暂堵技术是防止入井流体固相和液相侵入储层的最有效方法之一。对适用于射孔完井的油气井 ,都可以采用屏蔽暂堵技术。过去 ,我们已经广泛地将屏蔽暂堵技术用作油藏的主要保护措施 ,随着天然气工业的发展 ,气藏的保护已上升到了重要的位置。研究结果表明 ,水锁损害是低渗气藏最为主要的损害方式之一 ,在井下作业的各项环节中 ,水锁造成储层的伤害主要是由工作液的水相侵入储层引起的。侵入的水相如果不能及时返排出来 ,就会造成储层损害 ,所以 ,首先在井下各项作业环节中应避免水相侵入储层。比如 ,在钻井过程 ,可采用空气钻井液或应用烃化合物钻井液和完井液。如果必须采用水基钻井液的话 ,应设法使钻井液侵入储层的量和深度减到最小 ,因此 ,除了采用低滤失量钻井液体系外 ,还应采用暂堵能力强的钻井液 ,以便形成暂堵效果良好的滤饼。因此在钻井过程中 ,特别是在低渗气藏钻井过程中防止钻井液侵入地层是十分重要的 ,这就对气藏的暂堵技术提出了更高的要求。屏蔽暂堵技术的关键 ,在于储层孔隙与钻井液中暂堵剂颗粒尺寸大小上的合理匹配。暂堵剂的优选 ,起初是凭经验决定微粒尺寸大小 ,然后通过多次岩心驱替试验进行选择。这种方法盲目性较大。后来 ,人通过研究表明 ,如果钻井液中含有足够量粒径大于 1/ 3 平均储层孔隙直径的颗粒时 ,这些颗粒便会通过架桥作用在井壁附近形成滤饼 ,从而阻止钻井液的固相和液相侵入储层。国内学者在此基础上进一步的研究表明 〔 1〕 ,当架桥颗粒直径等于储层孔隙平均直径的 2/ 3 时 ,桥堵效果最佳 ,并指出 ,暂堵颗粒应由起桥堵作用的刚性颗粒和起充·45·钻 井 工 程                 天 然 气 工 业                 2000 年 11 月© 1995o., in of in of at of as , 951 ,976. He in on is in on He in 197 ,50006) , (0371) 8611590 — 359……………………… . N A . . v. 20 , 6 ,42~ 47 ,11/ 25/ 2000. ( 00020976 ; of of in of is an of to to of is of is 2 ,of ;O2 is of . 00 % ;H4 e . 00 % ;. 00 %~ 1. 50 % ;2 . 1 %. δ 13 C =- 21. 33 ‰ ~ - 6. 02 ‰ ( 18 O = 8. 85 ‰~ 38. 95 ‰(,a is of in of as on at of ,966 ,s 999. he is in on 10 , 100083) , ( 010)62097380………………………… . N A . v. 20 , 6 , 47 ~ 50 , 11/ 25/ 2000.( 00020976 ; og of be is An be a in by a of or In t in a by at In of by to in of s v. 17 , 1 , 10 , 100083) , (010) 62097105…………………………T . N A . . v. 20 ,6 ,50~ 54 ,11/ 25/ 2000. ( 00020976 ; n het
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