CN116629023A - 一种融合地层正演模拟和地质统计学的三维油藏表征新方法 - Google Patents
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Abstract
本发明公开了一种融合地层正演模拟和地质统计学的三维油藏表征新方法，包括利用地震资料建立构造模型；综合资料和基础参数，开展地层正演模拟得到目标储层的SFM泥岩模型；以SFM泥岩模型为约束条件，采用地质统计学方法建立SFM泥岩模型约束下校准的岩性模型；根据岩心资料和测井曲线形态，在岩性模型中识别并划分出沉积微相类型，并开展连井沉积微相分析，获得沉积微相平面分布图；以沉积微相平面分布图转化成的沉积微相三维趋势体为约束条件，在砂岩区开展微相建模，获得沉积微相模型；利用变异函数建立孔隙度、渗透率和含油饱和度模型。本发明可以大大提高储层描述的精度，特别适用于少井或低分辨率地震资料的油田。
Description
技术领域
本发明属于油藏地质建模领域，具体涉及一种融合地层正演模拟和地质统计学的三维油藏表征新方法。
背景技术
储层地质建模对于科学的油藏评价、油藏开发管理以及三维油藏数值模拟具有很大的意义。但对于目前所使用的采用井间插值进行地质建模的方法，在可使用的井资料较少以及地震分辨率较低的情况下所建立的模型可信度较低。
因此，目前亟需一种能够在上述情况下建立较为贴合实际的地质建模方法。
发明内容
本发明的目的在于针对现有技术存在的问题，提供一种融合地层正演模拟和地质统计学的三维油藏表征新方法，该方法可以大大提高储层描述的精度，特别适用于少井或低分辨率地震资料的油田。
本发明解决上述技术问题所提供的技术方案是：一种融合地层正演模拟和地质统计学的三维油藏表征新方法，包括：
利用地震资料建立构造模型；
综合资料和基础参数，开展地层正演模拟得到目标储层的SFM泥岩模型；
以SFM泥岩模型为约束条件，采用地质统计学方法建立SFM泥岩模型约束下校准的岩性模型；
根据岩心资料和测井曲线形态，在岩性模型中识别并划分出沉积微相类型，并开展连井沉积微相分析，获得沉积微相平面分布图；
以沉积微相平面分布图转化成的沉积微相三维趋势体为约束条件，在砂岩区开展微相建模，获得沉积微相模型；
利用变异函数建立孔隙度、渗透率和含油饱和度模型。
进一步的技术方案是，利用地震资料建立构造模型包括：
收集目标区三维地震解释的构造层面数据；
利用构造层面数据形成三维地震数据解释的层位图；
基于钻井井岩性数据校正三维地震数据解释的层位图；
基于校正后的三维地震数据解释的层位图，建立与地层正演模型具有相同垂直分辨率的构造模型。
进一步的技术方案是，综合资料和基础参数，开展地层正演模拟得到目标储层的SFM泥岩模型包括：
收集并整理地层正演模拟需要的基础参数；
利用Dionisos软件开展三维地层正演模拟，得到目标储层的SFM泥岩模型。
进一步的技术方案是，所述基础参数包括沉积时间、水深、基本岩性、海湖平面升降曲线、构造沉降量、物源。
进一步的技术方案是，以校正后的SFM泥岩模型为约束条件，采用地质统计学方法建立岩性模型包括：
将SFM泥岩模型作为约束条件，分层导入Petrel软件中；
再形成三维趋势体；
基于钻井井岩性数据采用地质统计学方法进行校正，建立SFM泥岩模型约束下校准的岩性模型。
进一步的技术方案是，所述测井曲线形态包括伽马射线曲线形态和电阻率曲线形态。
进一步的技术方案是，所述沉积微相类型包括分流河道、河口坝、远砂坝和支流湾。
进一步的技术方案是，以沉积微相平面分布图转化成的沉积微相三维趋势体为约束条件，在砂岩区开展微相建模，获得沉积微相模型包括：
通过岩心资料与测井曲线标定的方法建立解释模板；
根据测井资料和地层模型中的三维泥岩模型，建立沉积微相分布模式；
基于沉积微相平面分布图，利用Petrel软件建立三个沉积微相概率模型；
将沉积微相概率模型同校正后的SFM泥岩模型相结合，建立在沉积微相三维概率体约束下的沉积微相模型。
进一步的技术方案是，利用变异函数建立孔隙度、渗透率和含油饱和度模型包括：
在沉积微相模型控制下，采用序贯高斯方法模拟得到储层物性参数和含油饱和度；
以钻井实测或测井解释的孔隙度、渗透率和含油饱和度数据为基础，对各类参数进行数据分析和标准正态变换；
再依据沉积体参数的空间变化特征，选择合适的理论变差模型及变程参数，构建变差函数进行模拟得到孔隙度、渗透率和含油饱和度模型。
本发明具有以下有益效果：本发明通过与井资料、地震资料和现有地质知识的对比，对地层正演模型进行多参数调整，达到较好的拟合效果，建立最终结果模型，刻画三维沉积演化过程和岩性分布，可以大大提高储层描述的精度，特别适用于少井或低分辨率地震资料的油田。
附图说明
图1为本发明一个具体实施例中的初始水深图；
图2为本发明一个具体实施例中的沉降图；
图3为本发明一个具体实施例中的物源位置图；
图4为本发明一个具体实施例中的从SFM中模拟的目标储层的泥岩含量模型图；
图5为本发明一个具体实施例中的SFM未校正的泥岩模型；
图6为本发明一个具体实施例中的井数据校正后的泥岩模型；
图7为本发明一个具体实施例中的由地震资料和井资料建立的栅栏图
图8为本发明一个具体实施例中的由地震资料和井资料建立的垂直地层格架模型图；
图9为本发明一个具体实施例中的沉积微相平面图；
图10为本发明一个具体实施例中的沉积微相的三维概率模型图；
图11为本发明一个具体实施例中建立的SFM泥岩模型约束的岩性模型；
图12为本发明一个具体实施例中在沉积微相三维概率体积的约束下，建立的精确的沉积微相模型；
图13为本发明一个具体实施例中在沉积微相模型控制下，采用序贯高斯方法模拟获得的孔隙度图；
图14为本发明一个具体实施例中在沉积微相模型控制下，采用序贯高斯方法模拟获得的渗透率图；
图15为本发明一个具体实施例中在沉积微相模型控制下，采用序贯高斯方法模拟获得的含油饱和度图。
具体实施方式
下面将结合附图对本发明的技术方案进行清楚、完整地描述，显然，所描述的实施例是发明一部分实施例，而不是全部的实施例。基于本发明中的实施例，本领域普通技术人员在没有做出创造性劳动前提下所获得的所有其他实施例，都属于本发明保护的范围。
本实施例依托本发明的技术方案，目的层段为渤海湾盆地沙河街组三段中段上段，西为辫状河三角洲，东为斜坡扇该井段平均厚度为38米，最大厚度为155米，顶面埋深约1850m。
利用地震资料建立构造模型；
综合资料和基础参数，开展地层正演模拟得到目标储层的SFM泥岩模型；
以SFM泥岩模型为约束条件，采用地质统计学方法建立SFM泥岩模型约束下校准的岩性模型；
根据岩心资料和测井曲线形态，在岩性模型中识别并划分出沉积微相类型，并开展连井沉积微相分析，获得沉积微相平面分布图；
以沉积微相平面分布图转化成的沉积微相三维趋势体为约束条件，在砂岩区开展微相建模，获得沉积微相模型；
利用变异函数建立孔隙度、渗透率和含油饱和度模型。
本发明中模拟需要的参数包括：网格、时间、沉积、水深、构造、水位变化、物源和运输。
所述网格参数是根据研究的需要以及研究成本而人为决定的参数。，所述水深参数需要制作初始水深图并输入，所述水位变化参数需要制作湖平面升降曲线并输入，所述物源参数需要制作物源位置图并输入。
其中所述的运输参数是利用水驱动的非线性扩散方程估计出来的，该方程表示垂直于水流方向的横截面的输运能力。在陆相环境下，砂土和页岩的扩散系数分别为1.2km2/kyr和12km2/kyr。而在湖泊环境中，砂页岩的扩散系数分别为0.019km2/kyr和1.9km2/kyr。
所述井资料包括单井地层厚度和单井地层岩性资料。
所述沉积微相三维趋势体是通过岩心资料与测井曲线标定的方法建立解释模板，后根据测井资料和地层模型中的三维泥岩模型，建立沉积微相分布模式。
所述的孔隙度、渗透率和含油饱和度是通过序贯高斯方法模拟得到的。以钻井实测或测井解释的孔隙度、渗透率和含油饱和度数据为基础，先开展数据分析再进行标准正态变换，依据类型参数的空间变化特征，选择合适的理论变差模型及变程参数，构建变差函数进行模拟。
下面对上述步骤进行详细说明：
1、收集目标区的钻井分层或地震解释的构造层面数据，利用井点或二维地震构造层面解释数据进行插值形成构造图，或者直接利用三维地震的构造解释层面数据；
2、基于校正的层位图，建立了与地层正演模型具有相同垂直分辨率的构造模型，如图7和图8所示。
3、收集并整理地层正演模拟(SFM)需要的基础参数(如表1所示)利用Dionisos软件开展三维地层正演模拟。将SFM作为约束条件，分层导入Petrel软件中，再形成三维趋势体；基于钻井井岩性数据采用地质统计学方法进行校正，建立SFM泥岩模型约束下校准的岩性模型。校正前后结果如图5和图6所示。
表1
4、根据岩心资料和测井曲线形态(如伽马射线和电阻率)，识别并划分出四种微相类型：分流河道、河口坝、远砂坝和支流湾，并开展了连井沉积微相分析，制作出不同层位的沉积微相平面分布图(图9)。
5、基于沉积微相平面分布图，利用Petrel软件建立了研究区目的层三个小层的沉积微相概率模型(分流河道、河口坝和支流湾)，如图10所示；将沉积微相概率模型同校正后的SFM泥岩模型相结合，建立在沉积微相三维概率体约束下的沉积微相模型。
6、在沉积微相模型控制下，采用序贯高斯方法模拟储层物性和含油饱和度；以钻井实测或测井解释的孔隙度、渗透率和含油饱和度数据为基础，对各类参数进行数据分析和标准正态变换，依据沉积体参数的空间变化特征，选择合适的理论变差模型及变程参数，构建变差函数进行模拟。
以上所述，并非对本发明作任何形式上的限制，虽然本发明已通过上述实施例揭示，然而并非用以限定本发明，任何熟悉本专业的技术人员，在不脱离本发明技术方案范围内，可利用上述揭示的技术内容作出些变动或修饰为等同变化的等效实施例，但凡是未脱离本发明技术方案的内容，依据本发明的技术实质对以上实施例所作的任何简单修改、等同变化与修饰，均仍属于本发明技术方案的范围内。
Claims (9)
1.一种融合地层正演模拟和地质统计学的三维油藏表征新方法，其特征在于，包括：
利用地震资料建立构造模型；
综合资料和基础参数，开展地层正演模拟得到目标储层的SFM泥岩模型；
以SFM泥岩模型为约束条件，采用地质统计学方法建立SFM泥岩模型约束下校准的岩性模型；
根据岩心资料和测井曲线形态，在岩性模型中识别并划分出沉积微相类型，并开展连井沉积微相分析，获得沉积微相平面分布图；
以沉积微相平面分布图转化成的沉积微相三维趋势体为约束条件，在砂岩区开展微相建模，获得沉积微相模型；
利用变异函数建立孔隙度、渗透率和含油饱和度模型。
2.根据权利要求1所述的一种融合地层正演模拟和地质统计学的三维油藏表征新方法，其特征在于，利用地震资料建立构造模型包括：
收集目标区三维地震解释的构造层面数据；
利用构造层面数据形成三维地震数据解释的层位图；
基于钻井井岩性数据校正三维地震数据解释的层位图；
基于校正后的三维地震数据解释的层位图，建立与地层正演模型具有相同垂直分辨率的构造模型。
3.根据权利要求1所述的一种融合地层正演模拟和地质统计学的三维油藏表征新方法，其特征在于，综合资料和基础参数，开展地层正演模拟得到目标储层的SFM泥岩模型包括：
收集并整理地层正演模拟需要的基础参数；
利用Dionisos软件开展三维地层正演模拟，得到目标储层的SFM泥岩模型。
4.根据权利要求3所述的一种融合地层正演模拟和地质统计学的三维油藏表征新方法，其特征在于，所述基础参数包括沉积时间、水深、基本岩性、海湖平面升降曲线、构造沉降量、物源。
5.根据权利要求1所述的一种融合地层正演模拟和地质统计学的三维油藏表征新方法，其特征在于，以校正后的SFM泥岩模型为约束条件，采用地质统计学方法建立岩性模型包括：
将SFM泥岩模型作为约束条件，分层导入Petrel软件中；
再形成三维趋势体；
基于钻井井岩性数据采用地质统计学方法进行校正，建立SFM泥岩模型约束下校准的岩性模型。
6.根据权利要求1所述的一种融合地层正演模拟和地质统计学的三维油藏表征新方法，其特征在于，所述测井曲线形态包括伽马射线曲线形态和电阻率曲线形态。
7.根据权利要求6所述的一种融合地层正演模拟和地质统计学的三维油藏表征新方法，其特征在于，所述沉积微相类型包括分流河道、河口坝、远砂坝和支流湾。
8.根据权利要求1所述的一种融合地层正演模拟和地质统计学的三维油藏表征新方法，其特征在于，以沉积微相平面分布图转化成的沉积微相三维趋势体为约束条件，在砂岩区开展微相建模，获得沉积微相模型包括：
通过岩心资料与测井曲线标定的方法建立解释模板；
根据测井资料和地层模型中的三维泥岩模型，建立沉积微相分布模式；
基于沉积微相平面分布图，利用Petrel软件建立三个沉积微相概率模型；
将沉积微相概率模型同校正后的SFM泥岩模型相结合，建立在沉积微相三维概率体约束下的沉积微相模型。
9.根据权利要求1所述的一种融合地层正演模拟和地质统计学的三维油藏表征新方法，其特征在于，利用变异函数建立孔隙度、渗透率和含油饱和度模型包括：
在沉积微相模型控制下，采用序贯高斯方法模拟得到储层物性参数和含油饱和度；
以钻井实测或测井解释的孔隙度、渗透率和含油饱和度数据为基础，对各类参数进行数据分析和标准正态变换；
再依据沉积体参数的空间变化特征，选择合适的理论变差模型及变程参数，构建变差函数进行模拟得到孔隙度、渗透率和含油饱和度模型。
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