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地下储层特征与评价

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地下 特征 评价
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地下储层特征与评价,第一节 储层非均质性,第二节 裂缝性储层,储层特性的研究方法,1)地质分析方法:沉积特征、成岩作用、成岩序列、微观孔隙结构、 粘土矿物及其敏感性、储层物性、储层含油气性2)地球物理测井法:岩性、物性、含油气性、沉积相3)地震方法:储层分布、几何形态、储层岩性、物性、含油气性4)动态测试法:储层的动态表现(吸水剖面、产液剖面、环空测试、 示踪剂测试、压力监测),第三节 储层地质模型,非均质类型,第一节 储层非均质性,Pettijohn 分类:,油藏规模:1—10km×100m层 规 模:100m ×10m砂体规模: (1—10)m2孔隙规模:(10—100)mm2层理规模:(10—100)um2,非均质类型,第一节 储层非均质性,Weber 分类:,非均质类型,第一节 储层非均质性,Haldorsen 分类:,非均质类型,第一节 储层非均质性,裘亦楠分类:,层间非均质性:层系的旋回性、砂层间渗透率的非均质程度、隔层 分布、特殊类型层的分布。平面非均质性:砂体成因单元的连通程度、平面孔隙度、渗透率的 变化和非均质程度、以及渗透率的方向性。层内非均质性:包括粒度韵律性、层理构造序列、渗透率差异程度 及高渗透段位置、层内不连续薄泥质夹层的分布频 率和大小、以及其它的渗透隔层、全层规模的水平、 垂直渗透率比值。孔隙非均质性:砂体孔隙、喉道大小及其均匀程度;孔隙喉道的配 置关系和连通程度,表征参数,第一节 储层非均质性,层间非均质性,表征参数,第一节 储层非均质性,平面非均质性,1)砂体几何形态(席状、土豆状、带状、鞋带状、不规则砂体)2)砂体规模及各向连续性 一级:砂体延伸大于2000m,连续性极好 二级:砂体延伸长度1600—2000m,连续性好 三级:砂体延伸长度600—1600m,连续性中等 四级:砂体延伸长度300—600m,连续性差 五级:砂体延伸长度小于300m,连续性极差3)钻遇率: 钻遇率=(钻遇砂层井数/总井数)×100%4)砂体的连通性(多边式、多层式、孤立式) 砂体配位数:与某砂体连通接触的砂体数 连通程度:连通砂体面积占总砂体面积的百分数 连通系数:连通砂体层数占总层数的百分数5)砂体内孔隙度、渗透率非均质程度平面等值线图(宏观、微观渗透率方向性),表征参数,第一节 储层非均质性,层间非均质性,1)分层系数——一定层段内砂层的层数。以平均单井钻遇砂层数表示 An=∑Nbi / n (Nbi —某井的砂层层数,n—统计井数) 2)砂岩密度——剖面上砂岩总厚度与地层总厚度之比。以百分数表示 Sn=(砂岩总厚度/地层总厚度)×100%3)各砂层间渗透率的非均质程度——各砂层间渗透率变异系数、突进系数、 渗透率极差、渗透率均质程度的层间差异,表征参数,第一节 储层非均质性,微观非均质性,1 碎屑岩喉道的非均质性,(1)孔隙缩小喉道(a) (2)缩颈型喉道(b)(3)片状或弯片状喉道(c,d) (4)管束状喉道(e),表征参数,第一节 储层非均质性,微观非均质性,1 碎屑岩微观孔隙结构,表征参数,第一节 储层非均质性,微观非均质性,1 碎屑岩微观孔隙结构,表征参数,第一节 储层非均质性,微观非均质性,1 反映孔喉大小的参数(排驱压力、最大连通孔喉半径、饱和度中值压力、喉 道半径中值、平均喉道半径、主要流动孔喉半径平均 值、孔喉半径均值、难流动孔喉半径),2 反映孔喉分选特征的参数(孔喉分选系数、相对分选系数、均值系数、偏态、 峰态、峰值),3 反映孔喉连通性和控制流体运动特征的参数(退汞效率、最小非饱和孔喉体 积百分数、迂曲度、孔隙结构综合评价系数、视孔喉 体积比、结构均匀度、孔喉配位数),表征参数,第一节 储层非均质性,碳酸盐岩微观孔隙结构,孔隙类型,,表征参数,第一节 储层非均质性,碳酸盐岩微观孔隙结构,喉道类型,,表征参数,第一节 储层非均质性,碳酸盐岩微观孔隙结构,孔隙结构特征,,裂缝性储层特征,第二节 裂缝性储层,1 裂缝成因,岩石中裂缝的产生,实际上就是岩石在受力作用下产生的破裂。当岩石受力面处于平衡状态时,通过该岩石内部任意点总是可以截取这样一个微小单元体,使其六个面都只有正应力而无剪应力的作用。在单元体六个面上的正应力称为主应力,其性质可以是拉伸(既主张应力),也可以是挤压(主压应力)。当这六个面上的三对主应力值都相等时,岩石只会发生体积改变,而形状不变;当三对主应力大小不等时,岩石就会发生形状变化。最大主应力σ1与最小主应力σ3之差称应力差。应力差愈大,其所引起的形变亦最明显,当超过了岩石的抗压力强度时,岩石就发生破裂。,裂缝性储层特征,2 裂缝成因分类,第二节 裂缝性储层,裂缝性储层特征,3 裂缝地质分类,(1)构造裂缝(2)区域裂缝(3)收缩裂缝(干缩裂缝、脱水裂缝、热力裂缝)(4)矿物相变裂缝(5)与地表因素有关的裂缝,第二节 裂缝性储层,裂缝储层表征参数,1 裂缝组系2 裂缝倾角3 裂缝张开度4 裂缝大小5 裂缝的间距6 裂缝密度(体积密度、面积密度、线性密度)7 裂缝产状(水平缝、低倾角缝、高倾角缝、垂直缝)8 裂缝孔隙度9 裂缝渗透率,,,,第二节 裂缝性储层,储层建模的含义,储层建模就是建立储层的地质模型,也称精细油藏描述或储层表征。与传统油藏描述的重大差别就是要求建立定量化的储层地质模型。对“描述”的理解主要表现为三个显著的特点: 1. “描述”的预测性 “描述”的本意在于对储层的几何形态、成因、类型、规模、渗流能力等各个属性,进行客观真实地再现。如果说一个“客观”的描述真正达到了其真实性,那么,由该描述所建立的储层地质模型应该具有强大的预测能力。它不仅可以预测本油气藏中未揭示部分的特征,还可以应用于类似油气藏储层的预测,这一预测功能就可成为我们找油与开采中强有力的工具。 2. “描述”的层次性 这种层次性由两个方面所决定: 一是油气勘探开发的阶段性,不同阶段的资料信息不同,所建立的储层模型的精细程度不同; 二是储层的非均质的层次性,总体上包括层系规模、油组规模、砂体规模、小层规模、样品规模、孔隙规模等。 3. “描述”的定量化 即储层地质模型的表现形式是储层属性的三维数据体,易于三维可视化成像。这种定量的数据形式也是油藏模拟的基本要求或直接的输入。,第三节 储层地质模型,储层建模在油藏研究中的地位,储层建模是将传统的储层描述向定量化推进一步(国外谓之“储层表征, Characterization”)。 储层描述是油藏描述的核心, 储层建模是油藏数值模拟的基础。 储层建模定量地确定油藏数值模拟所需要的输入参数,把以储层建模为核心的油藏描述的最终成果直接作为油藏数值模拟的初始参数。因此,储层建模在油藏研究中的地位是介于油藏描述与油藏模拟之间,是将二者通过计算机技术直接连接起来,并达到互相渗透,互相修订。其核心就是建立三维定量的储层地质模型,而其中最引人注目的则是具有相当井间预测能力的储层建模技术。,第三节 储层地质模型,储层问题的极端复杂性,第三节 储层地质模型,(四)储层模型的类型,1. 砂体骨架特征模型(Weber & Van Genus,1989),对应的动态模拟网格,2. 层次化储层地质模型(Van De Graaff , 1989),油田尺度范围的储层概念模型,(a.原始地质模型 b.水洗后的流体分布概念模型),储层尺度的储层概念模型,(a.河道砂岩及其侧向沉积物;b. 假设的水驱后流体的分布),交错层尺度的储层概念模型,(a.交错层范围的储层非均质性;b.水驱后假设的流体分布),(五)储层随机建模的针对性,岩石相类 型,沉积层序,沉积规模,连通方式,连通程度,空间相序,水流方向,确定性模型,岩相-阻抗概率统计模型,几何形态,,,,,,,,,,,,,,,储层连续性,,,,,高分辨率层序地层分析,,成 因 单 元,,测 井 处 理,,沉 积 微 相 分 析,,,,,,,相特征参数的提取,储层空间展布特征,,井资料约束反演,1. 井下研究的基本流程,区域沉积背 景,测 井资 料,,,岩 心资 料,,,地 层 模 型,,地 震资 料,2. 地震反演确定性建模,,(1)常规地震资料反演,高升北部地区上倾尖灭砂体(扇三角洲砂体),鸳鸯沟地区扇三角洲和浊积砂体,(2)常规地震资料高分辨率处理的反演,速 度 反 演 剖 面 图,(3)高分辨率开发地震资料反演,大庆喇嘛甸油田三角洲水下分流河道砂体,秦皇岛32-6油田上第三系河流相砂体,第三步:模拟计算,两阶段随机建模是目前比较科学而普遍采用的建模思路,第一阶段,第二阶段,第四步:网格粗化、模型检验与输出,五、储层定量地质建立的实例 (一) 目标建模实例,1 数据统计 (1) 砂岩原始沉积厚度的恢复 (2) 砂体厚度的概率统计 (3) 河道宽/厚比的概率统计2。剖面骨架预测模型的建立 (1) 剖面NGR值的确定 (2) 深度校正 (3)剖面网格化 (4)剖面模拟生成 1) 井中砂体的恢复 2)确定砂体的形态 3)确定砂体的位置 4)生成剖面,3.条件约束 (1)NGR值的误差范围 (2)砂体的叠覆率 (3)砂体厚度的概率分布 (4)井中砂体厚度约束4.坐标反变换,,,,1. 剖面线的选择,2. 砂体几何形态的定义,根据Schumm等(1992)提出的利用河流砂岩中悬移质含量计算河道砂岩宽厚比的公式:B/h=255M-1.08 B-河流宽度(近似于河道砂体宽度)(m) h-河流深度(近似于河道砂体厚度)(m) M-河道砂体中的悬质含量(<0.074mm的粉砂-粘土含量)(%) 研究假设河道深度近似等于钻孔中钻遇河道砂岩的厚度,悬移质含量M利用资料较全的16井和40井的河道砂岩粒度分析资料统计得到,统计古河道宽度与河道深度的拟合方程为:B=11.43023h-6.793356 R=0.971 根据河道砂体宽度(B)与厚度(H)拟合方程,即可得到垂直河流流向的横截面上所有已知砂体的宽度。由此宽度统计得到河道宽度的条件概率分布函数。,3. 宽/厚比的统计,A 井,B 井,4. 井间剖面模拟,,5平面组合,花园油田Ⅰ油组21小层手工绘制的砂岩等厚图,6. 对 比 分 析,(四)剖面条件模拟,6-1721 6-1811 J6-1828,6-1731 6-1808 6-1833 J6-1933,7-1731 7-1801 7-1833 7-1933,莎尔图,莎尔图,高台子,(五) 三维定量预测模型1. 建 模 流 程 图,,,,,,,,,,,,,,,工区构造和井位分布图,,f(Zi| xi),0 1 XI后 验 分 布,0 1 XI似 然 函 数,0 1 XI先 验 分 布,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,∝,×,f(Zi| xi=0),f(Zi| xi=1),砂岩,泥岩,Zi,类型条件概率分布,p{ xi |x1, …, xi-1},PIK泥(i),PIK砂(i),p{ xi |Z, x1, …, xi-1},P泥(i),P砂(i),局部条件后验分布概率估计原理示意图,步骤 a. 随机地提取一个未模拟的网格i; b. 用指示克里格(IK)估计砂/泥局部先验概率分布; c. 计算每种岩相的地震似然函数; d. 结合b和c获得砂/泥的局部后验概率分布; e. 对局部后验概率分布进行随机抽样,得到网格i的一个模拟值xi; f. 将e所得到的模拟值xi作为模拟xi+1时的条件数据; g. 重复a到f,直至所有网格都被模拟一次。,储层骨架模型的建立——贝叶斯顺序指示条件模拟,,,,,② 模拟算法的基本步骤 顺序高斯模拟算法包括下列几步: a. 将所有条件数据(硬数据和已模拟实现的数据)进行正态变换,从非正态分布变换为正态分布,作为先验条件概率分布; b. 对变换后的条件数据进行变差函数计算与建模; c. 对模拟网格,定义一个模拟的随机路径; d. 对每个网格点,根据邻近的条件数据(包括井的硬数据和已模拟的数据)和地震波阻抗数据进行协克里格估计,得到后验条件概率分布; e. 从后验条件概率中随机抽样,得到该网格点上的一个模拟值; f. 将模拟值加到条件数据中去; g. 重复d——f,直至所有网格点模拟一遍; h. 进行高斯条件模拟值的正态逆变换。,储层参数模型的建立——顺序高斯模拟,1.岩相、孔隙度、渗透率模型 通过机建模方法,可以得到工区的岩相、孔隙度的三维定量模型,模型的建立采用了相空控的建模思路,即首先建立岩相模型(储层骨架模型),然后在岩相的边界控制下,建立孔隙度模型。渗透率模型的建立则采用了比较简单的方法,通过不同岩相的孔隙度——渗透率关系,直接由孔隙度模型导出。因此,本次建模的技术关键就在于岩相模型和孔隙度模型的建立。 在岩相和孔隙度模型的建立中主要的输入参数包括: (1)单井的岩相划分数据、井斜数据; (2)单井的测井孔隙度解释数据; (3)地震波阻抗数据体; (4)各地层旋回的顶底界面解释数据; (5)地震速度场; (6)储层地质知识库。,2.饱和度模型、油藏模型和等效烃模型 这些模型主要通过前述模型的转换来得到,各转换的数学模型如下: (1)饱和度模型 中块涠三段: Ⅳ油组:Sw=88.59261-2.261216ф+0.526064фlog(h)-11.13693log(h) -1.880272[log(h)]2 (h为油柱高度,+5m) Ⅴ油组:Sw=84.38813-1.80946ф+0.3100441фlog(h)-12.46561log(h) -0.5147663[log(h)] 2 (h为油柱高度,m) Ⅵ油组:Sw=82.20556-1.285506ф+0.28089фlog(h)-8.927678log(h) -3.942551[log(h)] 2 (h为油柱高度,m) Ⅶ油组:Sw=149.0344-5.045702ф+1.673503фlog(h)-43.74666log(h) +1.14026(log(h)] 2 (h为油柱高度,+5m) Ⅷ油组东砂体: Sw=53.68606-0.9149746ф-1.09103фlog(h)-9.37444log(h) +4.743464(log(h)] 2 (h为油柱高度,m) 涠四段: Ⅰ油组:Sw=-1.6549ф+61.179 Ⅱ油组:Sw=-2.1914ф+71.187 南块:涠三段 Ⅲ油组:Sw=35.7% (So=64.3%) Ⅳ油组:Sw=75.6055-0.859235ф-0.9262696фlog(h)+5.699897log(h) -0.8420625[log(h)]2 (h为油柱高度,+5m) Ⅴ油组:Sw=43% (So=57%) (2)油藏模型 油藏模型在油水界面的研究成果基础上来建立,油藏模型的建立按照下列原则: 砂岩节点: ф≥12.5%,高程Z高于气油界面,节点为气层,赋值3; ф≥12.5%,高程Z高于油水界面、低于气油界面,节点为油层,赋值2; ф≥12.5%,高程Z低于油水界面,节点为水层,赋值1; ф<12.5%, 节点为干层,赋值0;,中块北东——南西向沉积微相演化剖面图,橘黄色—辫状河道砂岩浅绿色—分流河道砂岩红色—远砂坝+席状砂青色——泥岩相),南西,北东,南西,北东,,课程结束,
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