CN113031065A - 一种油田砂体地质建模方法 - Google Patents
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Abstract
本发明涉及一种油田砂体地质建模方法，所述方法包括：A.基于井震结合的小层划分：在井点上的油组范围内细分小层，在地震反演数据体上，以油组标志层为基础，提取地震属性，根据地震属性的变化确定小层界面，再将井点小层的界面与地震反演数据体上确定的小层界面作对比，两者拟合得到最终的建模小层界面；B.构造框架模型的建立：利用小层划分得到的建模小层界面，建立以小层界面为控制的构造框架模型；C.采用模拟的算法建立岩相模型：确定砂岩岩相或泥岩岩相变程的方向和大小，利用每个小层的地震反演数据体属性作为约束，建立立体岩相模型；D.以岩相模型为控制，在砂岩岩相内部建立孔隙度及渗透率模型。本发明能更准确快速地对海上油田砂体地质进行建模。
Description
技术领域
本发明涉及油气开发技术领域，具体涉及一种油田曲流河条带状砂体地质建模方法。
背景技术
地质建模是运用计算机技术，在地震、地质、测井等研究成果的基础上，应用地质统计学方法在三维环境下表征地质参数在空间分布规律和变化特征的一门技术。地质模型是开发地质工作的集成，在油气藏评价、油气藏开发管理等方面有着重要的应用。传统的陆上油田密井网条件下曲流河砂体地质建模主要利用井点提供的基础数据(硬数据)，辅助于地震资料(软数据)进行小层的划分并建立构造框架模型；岩相模拟则是依靠地质工作者的经验基于多井资料的统计分析，人为设定主、次变程等参数，这些方法能一定程度上表征曲流河砂体空间展布。
但海上油田特有的大井距、稀井网的特点，使得传统陆上以井为主建构框架、凭经验确定岩相模拟变程的方法难以应对纵横向复杂的曲流河砂体空间展布和连通性的表征。
发明内容
针对上述现有技术的不足，本发明旨在提供一种油田曲流河条带状砂体地质建模方法，以能更准确快速地对海上油田砂体地质进行建模。
本发明提出一种油田砂体地质建模方法，所述方法主要包括：
A.基于井震结合的小层划分：在所述油田砂体井点上的油组范围内细分小层，在地震反演数据体上，以油组标志层为基础，提取地震属性，根据地震属性的变化确定小层界面，再将井点所述小层的界面与地震反演数据体上确定的所述小层界面作对比，两者拟合得到最终的建模小层界面；
B.构造框架模型的建立：利用所述小层划分得到的建模小层界面，建立以所述小层界面为控制的构造框架模型；
C.采用模拟的算法建立岩相模型：确定砂岩岩相或泥岩岩相变程的方向和大小，利用每个小层的地震反演数据体属性作为约束，建立立体岩相模型；
D.以所述岩相模型为控制，在砂岩岩相内部建立孔隙度及渗透率模型。
根据本发明的一种实施方式，在所述A步骤中，采用等高程对比的原则在油组范围内细分小层，在所述地震反演数据体上采取自上而下的方式提取地震属性。
根据本发明的一种实施方式，所述步骤C中，所述岩相模型的建立，包括步骤：
根据已有的所述建模小层界面，在小层内提取属性，通过聚类分析，获得所述砂岩岩相、泥岩岩相的平面分布概率，并圈定砂岩边界。
根据本发明的一种实施方式，所述步骤C中，所述岩相模型的建立，还包括步骤：
所述砂岩边界由若干点组成的，每个点在所述圈定过程中形成的方向为所述变程的方向。
根据本发明的一种实施方式，所述步骤C中，所述岩相模型的建立，还包括步骤：
通过多次试验确定变程的大小，根据曲流河河道涌水面宽度确定次变程，根据河道的延伸确定主变程与次变程的关系。
根据本发明的一种实施方式，所述步骤C中，所述岩相模型的建立，还包括步骤：
采用所述地震反演数据体属性作为约束时，在剖面上采用井点统计砂岩百分比进行控制，平面上以地震属性作为约束，形成所述立体岩相模型。
根据本发明的一种实施方式，所述步骤C中，设置所述次变程为所述砂岩边界的1/4至1/8。
根据本发明的一种实施方式，所述步骤C中，采用序贯指示模拟的算法建立所述岩相模型。
根据本发明的一种实施方式，所述方法还包括：
E.采用模型计算储量与实际储量对比的方式进行模型的质控。
根据本发明的一种实施方式，若储量用模型计算的储量与实际储量对比变化符合不超过10％的要求则确定该模型合理。
本发明以小层界面建立框架模型，在小层划分的过程中充分考虑了砂体在空间上的分布状态，结合条带状曲流河砂体“一砂一藏”的典型特点，遵循条带状曲流河砂体分布的地质规律，与开发方案编制阶段现有的地质建模方法相比更符合地质规律，且小层内砂体有了新的认识后可以不断更新，尤其是这个过程可以通过工作流的形式控制，钻井后即使小层界面发生变化，也可以迅速升级，这些都是现有地质建模方法无法做到的，因为现有的地质建模方法手工控制的部分较多，后期有了新的认识就必须重新建立模型，耗时耗力。
本发明在岩相的模拟过程中，变程方向采用砂体边界各点方向图代替现有建模方法中的单一方向，解决了曲流河砂体模拟过程中由于河道的不断摆动使得变程方向难以确定的难题。同时，通过多次试验，最终选择以曲流河涌水河道宽度为次变程，根据河道延伸情况确定主变程与次变程的关系，为以后此类砂体建模过程中变程的确定提供了定量的知识库。
本发明以地质规律为主线，摒弃从现象入手的误区，从探究地质体本质入手建立地质模型，既符合前期研究阶段对地质模型的要求，又考虑开发生产后地质模型的更新升级，可以大力推广应用到海上油田开发方案编制当中。
附图说明
图1为本发明一实施例井点小层划分的示意图；
图2a为本发明一实施例根据地震属性确定小层界面16ms处提取切片的示意图；
图2b为本发明一实施例根据地震属性确定小层界面20ms处提取切片的示意图；
图2c为本发明一实施例根据地震属性确定小层界面24ms处提取切片的示意图；
图3a为本发明一实施例砂体边界刻画及成图的小层总负振幅属性示意图；
图3b为本发明一实施例砂体边界刻画及成图的提取砂体属性示意图；
图3c为本发明一实施例砂体边界刻画及成图的砂体边界示意图；
图4a为本发明一实施例通过地震属性刻画砂体的边界示意图；
图4b为本发明一实施例通过数据分析获得的砂体变程示意图；
图4c为本发明一实施例主变程600、次变程300的模拟效果示意图；
图4d为本发明一实施例主变程100、次变程50的模拟效果示意图；
图5a为本发明一实施例孔隙度分布图；
图5b为本发明一实施例渗透率分布图。
具体实施方式
以下将结合附图对本发明的较佳实施例进行详细说明，以便更清楚理解本发明的目的、特点和优点。应理解的是，附图所示的实施例并不是对本发明范围的限制，而只是为了说明本发明技术方案的实质精神。
本发明提供了一种海上油田稀井网条件下的曲流河条带状砂体地质建模方法，一方面以提高曲流河条带状砂体地质建模的速度，另一方面以最大程度地发挥海上地震资料横向高密度采样的特点，从而降低地质模型的不确定性。
为实现上述目的，本发明的实施方式采取以下技术方案：
一种海上油田稀井网条件下的曲流河条带状砂体地质建模方法，如图1所示，其包括以下步骤：
1)首先针对曲流河条带状砂体特征，在井点上采用等高程对比的原则在油组范围内细分小层，然后回到地震反演数据体上，以油组标志层为基础，自上而下提取地震属性，根据地震属性的变化确定小层界面，最后井点小层界面与地震上确定的小层界面做对比，两者拟合得到最终的小层界面；
2)利用得到的小层界面，建立以小层界面为控制的构造框架模型；
3)采用序贯指示模拟的算法(本领域技术人员均掌握的petrel软件内置，即采用petrel软件提供的序贯指示模拟的算法)建立岩相模型，其中曲流河砂体岩相分砂岩和泥岩两种，主要确定砂岩相的变程，首先确定砂岩岩相变程的方向和大小(泥岩岩相确定方法相同)，然后利用每个小层地震属性作约束，最终建立立体岩相模型；
4)以岩相模型为控制，在砂岩相内部建立孔隙度及渗透率模型；
5)采用模型计算储量与实际储量对比的方式进行模型的质控，若符合储量变化不超过10％的要求则确定该模型合理。
需要说明的是，本说明中，油层组由若干个油层特征相近的小层组合而成，以较厚的泥岩作为盖层或底层，油层组是组合开发层系的基本单元；小层是术语，为组成油组的基本单元，上下由隔层封隔，可进一步细分为单油层。
所述步骤3)岩相模型的建立，又可包括以下步骤：①根据已有的小层界面，在小层内提取属性，通过聚类分析，获得砂、泥岩相的平面分布概率，并圈定砂岩边界；②砂体边界是由许多点组成的，每个点在上述圈定过程中都会形成一个方向，这个方向与砂体的延伸方向是一致的，也就是变程的方向，因此编制砂体边界上各点方向图，用其代表变程方向；③通过多次试验确定变程的大小，根据曲流河河道涌水面宽度确定次变程，根据河道的延伸确定主变程与次变程的关系；④地震属性约束的使用，剖面上采用井点统计砂岩百分比做控制，平面上以地震属性做约束，形成空间立体模式。
本发明由于采取以上技术方案，其具有以下优点：
本发明以小层界面为控制基础建立框架模型，在小层划分的过程中充分考虑了砂体在空间上的分布状态，根据等高程对比的原则，并结合条带状曲流河砂体“一砂一藏”的典型特点，遵循条带状曲流河砂体分布的地质规律，与开发方案编制阶段现有的地质建模方法相比更符合地质规律，且小层内砂体有了新的认识后可以不断更新，比如新发现的潜力砂体，可以补充进入模型中，尤其是这个过程可以通过工作流的形式控制，钻井后即使小层界面发生变化，也可以迅速升级，这些都是现有地质建模方法无法做到的，因为现有的地质建模方法手工控制的部分较多，后期有了新的认识就必须重新建立模型，耗时耗力。
本发明在岩相的模拟过程中，变程方向采用砂体边界各点方向图代替现有建模方法中的单一方向，解决了曲流河砂体模拟过程中由于河道的不断摆动使得变程方向难以确定的难题。同时，通过多次试验，最终选择以曲流河涌水河道宽度为次变程，根据河道延伸情况确定主变程与次变程的关系，为以后此类砂体建模过程中变程的确定提供了定量的知识库。
本发明以地质规律为主线，摒弃从现象入手的误区，从探究地质体本质入手建立地质模型，既符合前期研究阶段对地质模型的要求，又考虑开发生产后地质模型的更新升级，可以推广应用到海上油田开发方案编制当中。
实施例
本实施例对海上油田曲流河条带状砂体地质进行建模，具体操作步骤如下所述。
1、基于井震结合的小层划分。如图1所示首先在井上划分小层，根据条带状曲流河砂体“一砂一藏”(一个砂体形成一个独立的油水系统)的特点，结合等高程对比的原则，划分小层。
本发明的实施例根据开发目标油田的特征共划分出12个小层，在实际应用过程中则应根据油田特征划分，数目不限于此。
在井上确定小层界面以后，加入地震反演资料。本区通过拟波阻抗反演获得地震反演资料，波阻抗越小反映砂岩含量越高，因此在地震数据体上划分小层界面之前必须对井上砂体与反演资料进行对应，在对应过的地震资料上寻找小层界面，这是井震结合的基础。
根据等高程对比的原则，以油组界面为标准面，与此标准面距离相同或者相近的砂体属于同一个小层。以此理论为基础，在反演数据体上自油组界面从上到下依次提取4ms时窗长度(取样率为2ms)的总负振幅属性切片观察属性的变化，属性明显发生变化处说明上下砂体发生变化，不属于同一小层，确定为小层界面。如图2a、2b、 2c所示，16ms处提取属性切片与20ms处属性切片基本相似，但是在24ms处提取的属性切片发生了明显变化，可以确定在22ms或者23ms处存在一个小层界面。回到地震数据体上，根据“一砂一藏”的原则适时调整这个界面(避免砂体与小层界面出现穿层的现象)，并与井上划分的小层进行对比、校正，最终将小层界面解释出来。
2、构造框架模型的建立，利用小层划分得到的小层界面，建立以小层界面为控制基础的构造框架模型，相对于目前已有的建模方法(以储量单元的顶底面为主要格架)，本发明以划分的小层界面作为框架模型的主要格架，每个储量单元都包含在小层内部。
3、岩相模型的建立，利用序贯指示模拟砂体要先确定砂岩相变程的方向，通常情况下以物源的方向作为主变程方向，但是河流相储层随河道的不断摆动，物源供给的方向也是不断变化的，为解决此难题，本文从刻画砂体入手，以砂体边界上每点的方向变化来表征河道的摆动方向。
1)如图所示，首先在小层内提取地震数据总负振幅属性(图3a)，通过聚类分析划分砂泥岩相(本领域技术人员均掌握的基本技能)，其次根据河道的流动规律刻画砂体边界，最后并只保留边界内的地震属性(图3b)，用作后续的地震属性约束建模。
2)利用刻画的砂体边界上的每一点的方向成图(图3c)，利用此方向图作为变程方向的约束。
3)变程大小的确定则根据河流相的发育规律确定。通过对于现代沉积考察以及文献调研，变程的大小与河流涌水面的宽度存在正相关的关系。在实施例中，通过数据分析获得主、次变程模拟砂体与认识到的砂体差别较大(图4a，图4b)，减小主、次变程，当次变程设置为属性反映的砂体宽度300m、主变程设置为600m时，模拟的砂体与认识到的砂体还有差别(图4a，图4c)，但与前相比效果稍好。继续减小主、次变程，当次变程设置为50m、主变程设置为100m时，模拟的砂体与认识到的砂体基本一致(图4a，图4d)。通过多次试验发现，当设置次变程为刻画砂体边界的1/4到1/8 时，模拟效果最好(表1)，在实施例的研究区则可应用此规律。
表1次变程与测量砂体宽度关系表
| 地质小层 | 砂体宽度 | 次变程 | 比值 |
| 2-1240小层 | 300 | 50 | 1/6 |
| 9-1272小层 | 720 | 90 | 1/8 |
| 2-1353小层 | 300 | 75 | 1/4 |
主变程的确定，也是通过多次试验获得，根据曲流河延伸的长度，在实施例中，当设置主变程与次变程的比值与曲流河延伸长度与宽度的最小比值(1：2)相同时效果最好，因此设置主变程为次变程的两倍(表2)。
垂直变程的大小通过数据分析获得(本领域技术人员均掌握的基本技能)。
表2实施例变程大小
| 地质小层 | 主变程 | 次变程 | 垂直变程 |
| 2-1240小层 | 100 | 50 | 4 |
| 9-1272小层 | 180 | 90 | 7.2 |
| 2-1353小层 | 150 | 75 | 9 |
4)确定变程后，纵向上通过数据分析获得井上砂体的纵向百分比，平面上利用地震属性约束建立砂体的空间模型。
4、属性模型的建立，以已有的岩相模型为控制，在砂岩相内部建立孔隙度及渗透率模型。如图5a、5b所示，孔隙度及渗透率的变程设置与岩相变程的设置一致。
5、模型的质控，在油田开发方案编制中对于一个新模型最好的质控方式是利用这个模型计算储量与OIP(储量申报阶段)申报的储量进行对比，因为OIP阶段的储量经过了国家的认证，可靠性高。采用建立的相模型进行相控，通过序贯指示模拟获得属性模型以及净毛比模型，计算储量(表3)。从表中可以看出，模型孔隙度、储量与 OIP阶段的孔隙度、储量相差百分比都在10％以内，说明建立的模型可以满足前期研究的需要。
表3储量对比表
需要说明的是，在本文中，诸如“第一”和“第二”等之类的关系术语仅仅用来将一个实体或者操作与另一个实体或操作区分开来，而不一定要求或者暗示这些实体或操作之间存在任何这种实际的关系或者顺序。而且，术语“包括”、“包含”或者其任何其他变体意在涵盖非排他性的包含，从而使得包括一系列要素的过程、方法、物品或者设备不仅包括那些要素，而且还包括没有明确列出的其他要素，或者是还包括为这种过程、方法、物品或者设备所固有的要素。在没有更多限制的情况下，由语句“包括一个……”限定的要素，并不排除在包括所述要素的过程、方法、物品或者设备中还存在另外的相同要素。
上述各实施例仅用于说明本发明，其中实施例的各零部件、装置都是可以有所变化的，各实施方式都可根据需要进行组合或删减，附图中并非所有部件都是必要设置，本文中所定义的一般原理可以在不脱离本申请的精神或范围的情况下，在其它实施例中实现。因此，本申请将不会被限制于本文所述的这些实施例，凡是在本发明技术方案的基础上进行的等同变换和改进，均不应排除在本发明的保护范围之外。
Claims (10)
1.一种油田砂体地质建模方法，其特征在于，所述方法包括：
A.基于井震结合的小层划分：在所述油田砂体井点上的油组范围内细分小层，在地震反演数据体上，以油组标志层为基础，提取地震属性，根据地震属性的变化确定小层界面，再将井点所述小层的界面与地震反演数据体上确定的所述小层界面作对比，两者拟合得到最终的建模小层界面；
B.构造框架模型的建立：利用所述小层划分得到的建模小层界面，建立以所述小层界面为控制的构造框架模型；
C.采用模拟的算法建立岩相模型：确定砂岩岩相或泥岩岩相变程的方向和大小，利用每个小层的地震反演数据体属性作为约束，建立立体岩相模型；
D.以所述岩相模型为控制，在砂岩岩相内部建立孔隙度及渗透率模型。
2.根据权利要求1所述的，其特征在于，在所述A步骤中，采用等高程对比的原则在油组范围内细分小层，在所述地震反演数据体上采取自上而下的方式提取地震属性。
3.根据权利要求1或2所述的油田砂体地质建模方法，其特征在于，所述步骤C中，所述岩相模型的建立，包括步骤：
根据已有的所述建模小层界面，在所述小层内提取属性，通过聚类分析，获得所述砂岩岩相、泥岩岩相的平面分布概率，并圈定砂岩边界。
4.根据权利要求3所述的油田砂体地质建模方法，其特征在于，所述步骤C中，所述岩相模型的建立，还包括步骤：
所述砂岩边界由若干点组成的，每个点在所述圈定过程中形成的方向为所述变程的方向。
5.根据权利要求4所述的油田砂体地质建模方法，其特征在于，所述步骤C中，所述岩相模型的建立，还包括步骤：
通过多次试验确定变程的大小，根据曲流河河道涌水面宽度确定次变程，根据河道的延伸确定主变程与次变程的关系。
6.根据权利要求5所述的油田砂体地质建模方法，其特征在于，所述步骤C中，所述岩相模型的建立，还包括步骤：
采用所述地震反演数据体属性作为约束时，在剖面上采用井点统计砂岩百分比进行控制，平面上以地震属性作为约束，形成所述立体岩相模型。
7.根据权利要求5所述的油田砂体地质建模方法，其特征在于，所述步骤C中，设置所述次变程为所述砂岩边界的1/4至1/8。
8.根据权利要求1或2或4至7任一项所述的油田砂体地质建模方法，其特征在于，所述步骤C中，采用序贯指示模拟的算法建立所述岩相模型。
9.根据权利要求1或2或4至7任一项所述的油田砂体地质建模方法，其特征在于，所述方法还包括：
E.采用模型计算储量与实际储量对比的方式进行模型的质控。
10.根据权利要求9所述的油田砂体地质建模方法，其特征在于，若储量用模型计算的储量与实际储量对比变化符合不超过10％的要求则确定该模型合理。
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| CN202011398831.0A Active CN113031065B (zh) | 2020-12-02 | 2020-12-02 | 一种油田砂体地质建模方法 |
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Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
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-
2020
- 2020-12-02 CN CN202011398831.0A patent/CN113031065B/zh active Active
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Also Published As
| Publication number | Publication date |
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| CN113031065B (zh) | 2023-07-07 |
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