CN1912655A - 一种沉积相控制预测砂岩油藏储层属性的方法 - Google Patents
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Abstract
本发明公开了一种用于石油开采领域的沉积相控制预测砂岩油藏储层属性的方法，采用该方法获取的数据可用于创建沉积相控制油藏地质模型。该方法基于储层沉积微相和储层砂岩属性间相关性的研究成果，包括将沉积相带图数字化、沉积相控制井间储层参数预测和沉积相控制岩石－流体相互作用特征描述的过程，本发明不但实现了分单砂层、分沉积相进行储层砂岩孔隙度、渗透率、初始含油饱和度等物性参数的相控预测，还实现了储层砂岩的厚度和反映岩石－流体相互作用特征的油水相对渗透率和毛管压力曲线的相控预测，使油藏一体化描述又向前迈进了一步。
Description
技术领域
本发明属于石油开采领域，涉及建立油藏地质模型中沉积相控制预测砂岩油藏储层属性的方法。
背景技术
油藏储层的属性是决定油藏开发及调整决策的重要因素之一。砂岩油藏储层的属性与物源类型、沉积环境、成岩过程等多种因素有关，而对于储层的直接认知又只能通过非常有限的已钻井点的测量。所以，井间储层属性的预测是油藏描述一个重要的内容。
这里，对于砂岩油藏储层属性的定义比通常意义下的定义要宽泛一些，它不但包括储层砂岩的孔隙度、渗透率、初始含油饱和度等物性参数，还包括储层砂岩的厚度和反映岩石-流体相互作用特征的油水相对渗透率和毛管压力曲线。
现代油藏储层属性预测的基本思路是，首先通过地震资料确定油藏的圈闭范围和厚油层的分布范围，然后通过已钻井点的测试和岩心分析进一步细化储层在这些点上的属性，最后利用已知井点属性依据一定的外推手段进行井间属性预测。由于计算机技术的发展，上述三个步骤通常结合到一起，进行联合预测。
目前，在油藏储层属性预测方面有很多软件，如RMS、(RC)2、SGM、Petrel、GoCAD等国外商业化软件已经进入我国市场多年，这些软件通常将储层属性预测与地质建模结合起来，可以为油藏数值模拟提供地质描述数据体和地质图件。
但是，多年的应用实践表明，这些引进软件在功能设计上还存在一些不足，不能将我国一些油田进行的沉积微相研究成果用于储层属性预测和地质建模；同时，这些软件对于储层属性描述还没有涉及到岩石-流体相互作用特征的描述，一体化油藏描述的范围还比较有限。
储层沉积微相研究是指在油田大面积密井网资料条件下，运用当代沉积学理论和知识，对储层的砂体几何形态、内部建筑结构和物性非均质特征进行分层次解剖和模式预测，在纵向上把储层细分对比到单砂层，在平面上详细解剖到沉积微相。如大庆油田在“八五”期间研究形成了储层沉积微相研究技术，“九五”期间进行了大规模推广应用，进一步完善了技术，取得了大量的成果，完成了长垣各区块约40000口井萨葡高油层单砂层沉积相带等精细地质研究成果图8000余幅。
由于某一区域同一沉积微相的沉积物、砂体形成条件和成岩过程基本相同，相应的储层属性也比较接近；而不同沉积微相沉积物和砂体形成条件有明显差别，相应的储层属性通常会有系统性差别。这就是以沉积相控制进行储层属性预测的基础。
岩石-流体相互作用特征与储层物性一体化描述的基础是对于碎屑岩储集层，储层岩石物性特征与各相流体在其中的分布、流动特征间通常有很密切的关系。国内外大量研究结果表明，碎屑岩储层的相对渗透率与岩石的物性、孔隙结构和润湿性等有明显的相关性；岩石的孔隙度、孔隙半径、润湿性、束缚水饱和度等与岩石的渗透率又都有明显的相关性；毛管压力曲线的形态与岩石的渗透率也密切相关。
在地质建模理论上，人们一直主张对于岩石-流体相互作用特征与储层物性进行一体化描述。大庆油田在“九五”期间开发的“地质模型与油藏数值模拟一体化软件”在这方面进行了积极的探索，曾实现了按油层组来描述岩石-流体相互作用特征，虽然有所进步，但描述仍然过于粗糙。所以，要实现油藏的精细描述，就要把岩石-流体相互作用特征与储层物性特征的联系充分体现出来。
发明创造内容
本发明基于储层沉积微相和储层砂岩属性间相关性的研究成果，目的在于提供一种沉积相控制预测砂岩油藏储层属性的方法，实现油藏储层属性更高层次的一体化描述，提高储层属性预测的准确性。
本发明提供一种沉积相控制预测砂岩油藏储层属性的方法，包括将沉积相带图数字化、沉积相控制井间储层参数预测和沉积相控制岩石-流体相互作用特征描述的过程。
其中，所述沉积相带图数字化包括以下步骤：
(1)修改沉积相图坐标系：沉积相图是采用绘图相对坐标，需要通过指定沉积相图上不在一条直线上的三口井的大地坐标，把CAD沉积相图坐标系转换到与井位相同的大地坐标系；
(2)定义沉积相图剪裁区域：以一个闭合的多边形定义沉积相图剪裁区域，剪裁区域以外的信息在积相图数字化过程中不做考虑；
(3)在CAD底图中不同沉积相的相带线用不同颜色绘制的基础上，建立VB与CAD的数据接口，通过颜色识别，从单砂层CAD沉积相底图中提取沉积相带线和断层线空间坐标；
(4)对已数字化的沉积相带图进行回放，连接开放的沉积相带线形成闭合曲线，组合断层上下盘线为一个断层多边形；
(5)对沉积相带线形成的闭合区域分相进行颜色填充；
(6)依据数字化后沉积相带图的相别颜色编号生成正整数型沉积相分布场，同层同相非连通区域要取不同的正整数。
所述沉积相控制井间储层参数预测包括以下步骤：
(1)从数据库中按单砂层提取钻井井点处的储层砂岩厚度、有效厚度、孔隙度、渗透率、初始含油饱和度和井位坐标；
(2)按单砂层建立油藏储层网格系统；
(3)根据已知井点数据，结合沉积相分布场，对每个层每个沉积相分连通区域进行井间储层岩石属性预测，为油藏储层网格系统赋参数值；
(4)网格系统粗化，形成油藏数值模拟要求的数据体。
其中，步骤(3)中所述井间储层岩石属性预测采用反距离加权平均法、Kriging方法、和序贯高斯模拟法这些地质统计学方法中的一种；对于涉及变异函数的方法，其产生应该基于同层同相的实验变异函数；
所述沉积相控制岩石-流体相互作用特征描述包括以下步骤：
(1)按油田不同地区、不同沉积相统计岩心分析资料，得到该区分相储层砂岩的平均相对渗透率曲线；毛管压力曲线典型形态；相对渗透率曲线端点值、岩石润湿性与有效渗透率间的统计关系；以及毛管压力曲线形态变化与有效渗透率间的统计关系；
(2)对岩石-流体相互作用特征按油田地区和沉积相编号；
(3)根据统计规律，建立该油田地区不同沉积相与有效渗透率对应的相对渗透率曲线和毛管压力曲线的计算方法；
(4)建立岩石-流体相互作用特征编号与正整型沉积相别数值的映射关系，由于存在同层同相非连通情况，该映射可能是一多对应；
(5)在该油田地区按沉积相分别使用有效渗透率对应的相对渗透率曲线和毛管压力曲线的计算方法，得到与有效渗透率匹配的岩石-流体相互作用特征描述曲线族，形成岩石-流体相互作用特征分布场；
(6)用油藏数值模拟软件的相应功能，将岩石-流体相互作用特征分布场体现到数值模拟地质模型中。
本发明不但实现了分单砂层、分沉积相进行储层砂岩孔隙度、渗透率、初始含油饱和度等物性参数的相控预测，还实现了储层砂岩的厚度和反映岩石-流体相互作用特征的油水相对渗透率和毛管压力曲线的相控预测，使油藏一体化描述又向前迈进了一步。
采用本发明方法获取的数据可以建立沉积相控制油藏模型，该模型能充分体现出储层属性相内的相似性和相间的差异性，也能反映出相内储层属性的变化，不同储层属性间具有内在的相关性，使油藏描述结果更接近实际。
附图说明
图1为沉积相控制预测砂岩油藏储层属性工作流程。
具体实施方式
以下以大庆油田为例，结合附图详细描述本发明。
本发明认为，储层砂岩厚度、孔隙度、渗透率和含油饱和度等属性的分布与沉积相密切相关，未知点的岩石属性数值可以用同层同相的已知井点的相应属性数值预测，而与其它相井点的储层属性数值无关。
本发明将不同的沉积微相划分为分流河道砂、河间薄层砂、主体席状砂、非主体席状砂和尖灭区等多种相模式分别进行储层属性预测。
本发明不但实现了分单砂层、分沉积相进行储层砂岩孔隙度、渗透率、初始含油饱和度等物性参数的相控预测，还实现了储层砂岩的厚度和反映岩石-流体相互作用特征的油水相对渗透率和毛管压力曲线的相控预测，使油藏一体化描述又向前迈进了一步。
参见图1，本发明的技术要点如下：
1、沉积相带图数字化技术
国内各油田开展的储层沉积微相研究所形成的成果图幅都是采用CAD绘图软件绘制的，这种电子图幅不能直接给出断层线和沉积相带线的空间坐标信息，所以不能直接用于约束储层属性预测。从这种图形文件中提取出断层线和沉积相带线的空间坐标的过程为相带图的数字化。它是实现沉积相控制储层属性预测必不可少的步骤。国外建模软件一般则没有这样的功能；国内类似软件采用鼠标重新描绘的方法数字化。
本发明的方法是在CAD底图中不同沉积相的相带线用不同颜色绘制的基础上(沉积相带图绘制惯例)，建立VB与CAD的数据接口，通过颜色识别从CAD沉积相底图中提取沉积相带线和断层线空间坐标。
该技术的实施步骤为：
(1)修改沉积相图坐标系。沉积相图是采用绘图相对坐标，需要通过指定沉积相图上不在一条直线上的三口井的大地坐标，把CAD沉积相图坐标系转换到与井位相同的大地坐标系；
(2)定义沉积相图剪裁区域。以一个闭合的多边形定义沉积相图剪裁区域，剪裁区域以外的信息在积相图数字化过程中不做考虑；
(3)在CAD底图中不同沉积相的相带线用不同颜色绘制的基础上，建立VB与CAD的数据接口，通过颜色识别，从单砂层CAD沉积相底图中提取沉积相带线和断层线空间坐标；
(4)对已数字化的沉积相带图进行回放，连接开放的沉积相带线形成闭合曲线，组合断层上下盘线为一个断层多边形；
(5)对沉积相带线形成的闭合区域分相进行颜色填充；
(6)依据数字化后沉积相带图的相别颜色编号生成正整数型沉积相分布场，同层同相非连通区域要取不同的正整数。
2、沉积相控制井间储层参数预测技术
沉积相带图数字化之后，储层各单砂层平面便可由相带线划分出不同的相区域。
沉积相控制井间储层参数预测是利用相内已钻井点的储层数据，按一定的地质统计学方法，分沉积微相和连通区域进行储层砂岩厚度、孔隙度、渗透率、初始含油饱和度等参数的相控预测。
该技术的实施步骤为：
(1)从数据库中按单砂层提取钻井井点处的储层砂岩厚度、有效厚度、孔隙度、渗透率、初始含油饱和度和井位坐标；
(2)按单砂层建立油藏储层网格系统；
(3)根据已知井点数据，结合沉积相分布场，对每个层每个沉积相分连通区域进行井间储层岩石属性预测，为油藏储层网格系统赋参数值。井间参数预测可以采用各种地质统计学方法，如反距离加权平均法、Kriging类方法、序贯高斯模拟法等。对于涉及变异函数的方法，其产生应该基于同层同相的实验变异函数；
(4)网格系统粗化，形成油藏数值模拟要求的数据体。
3、沉积相控制岩石-流体相互作用特征描述技术
岩石-流体相互作用特征主要由两相相对渗透率曲线和毛管压力曲线来描述。储层不同空间位置的岩石-流体相互作用特征是不同的，要用不同的相对渗透率曲线和毛管压力曲线来反映，这是适应油藏数值模拟要求的完整油藏地质建模所必须具备的内容。
大庆油田通过近几年的多学科油藏研究与实践，在沉积相控制储层岩石物性分布预测技术的基础上，结合大庆油田油水相对渗透率曲线和毛管压力曲线的统计规律，建立起了计算不同沉积微相不同渗透率岩石代表性油水相对渗透率曲线和毛管压力曲线的方法，形成了沉积相控制岩石-流体相互作用特征描述技术。
该技术的实施步骤为：
(1)按油田不同地区、不同沉积相统计岩心分析资料，得到该区分相储层砂岩的
平均相对渗透率曲线；
毛管压力曲线典型形态；
相对渗透率曲线端点值、岩石润湿性与有效渗透率间的统计关系；
毛管压力曲线形态变化与有效渗透率间的统计关系；
(2)对岩石-流体相互作用特征按油田地区和沉积相编号；
(3)根据统计规律，建立该油田地区不同沉积相与有效渗透率对应的相对渗透率曲线和毛管压力曲线的计算方法；
(4)建立岩石-流体相互作用特征编号与正整型沉积相别数值的映射关系，由于存在同层同相非连通情况，该映射可能是一多对应；
(5)在该油田地区按沉积相分别使用有效渗透率对应的相对渗透率曲线和毛管压力曲线的计算方法，得到与有效渗透率匹配的岩石-流体相互作用特征描述曲线族，形成岩石-流体相互作用特征分布场；
(6)用油藏数值模拟软件的相应功能，将岩石-流体相互作用特征分布场体现到数值模拟地质模型中。
本发明不但实现了分单砂层、分沉积相进行储层砂岩孔隙度、渗透率、初始含油饱和度等物性参数的相控预测，还实现了储层砂岩的厚度和反映岩石-流体相互作用特征的油水相对渗透率和毛管压力曲线的相控预测，使油藏一体化描述又向前迈进了一步。
采用本发明方法而建立的油藏模型，能充分体现出储层属性相内的相似性和相间的差异性，也能反映出相内储层属性的变化，不同储层属性间具有内在的相关性，使油藏描述结果更接近实际。
Claims (6)
1、一种沉积相控制预测砂岩油藏储层属性的方法，其特征在于，包括对沉积相带图数字化、沉积相控制井间储层参数预测和沉积相控制岩石-流体相互作用特征描述的过程。
2、根据权利要求1所述方法，其特征在于，所述沉积相带图数字化包括以下步骤：
(1)修改沉积相图坐标系：通过指定沉积相图上不在一条直线上的三口井的大地坐标，把CAD沉积相图绘图相对坐标系转换到与井位相同的大地坐标系；
(2)定义沉积相图剪裁区域：以一个闭合的多边形定义沉积相图剪裁区域，剪裁区域以外的信息在积相图数字化过程中不做考虑；
(3)在CAD底图中不同沉积相的相带线用不同颜色绘制的基础上，建立VB与CAD的数据接口，通过颜色识别，从单砂层CAD沉积相底图中提取沉积相带线和断层线空间坐标；
(4)对已数字化的沉积相带图进行回放，连接开放的沉积相带线形成闭合曲线，组合断层上下盘线为一个断层多边形；
(5)对沉积相带线形成的闭合区域分相进行颜色填充；
(6)依据数字化后沉积相带图的相别颜色编号生成正整数型沉积相分布场，同层同相非连通区域要取不同的正整数。
3、根据权利要求1所述方法，其特征在于，所述沉积相控制井间储层参数预测包括以下步骤：
(1)从数据库中按单砂层提取钻井井点处的储层砂岩厚度、有效厚度、孔隙度、渗透率、初始含油饱和度和井位坐标；
(2)按单砂层建立油藏储层网格系统；
(3)根据已知井点数据，结合沉积相分布场，对每个层每个沉积相分连通区域进行井间储层岩石属性预测，为油藏储层网格系统赋参数值；
(4)网格系统粗化，形成油藏数值模拟要求的数据体。
4、根据权利要求3所述的方法，其特征在于，步骤(3)中所述井间储层岩石属性预测采用反距离加权平均法、Kriging方法、和序贯高斯模拟法这些地质统计学方法中的一种；对于涉及变异函数的方法，其产生应该基于同层同相的实验变异函数。
5、根据权利要求1所述方法，其特征在于，所述沉积相控制岩石-流体相互作用特征描述包括以下步骤：
(1)按油田不同地区、不同沉积相统计岩心分析资料，得到该区分相储层砂岩的平均相对渗透率曲线；毛管压力曲线典型形态；相对渗透率曲线端点值、岩石润湿性与有效渗透率间的统计关系；以及毛管压力曲线形态变化与有效渗透率间的统计关系；
(2)对岩石-流体相互作用特征按油田地区和沉积相编号；
(3)根据统计规律，建立该油田地区不同沉积相与有效渗透率对应的相对渗透率曲线和毛管压力曲线的计算方法；
(4)建立岩石-流体相互作用特征编号与正整型沉积相别数值的映射关系，由于存在同层同相非连通情况，该映射可能是一多对应；
(5)在该油田地区按沉积相分别使用有效渗透率对应的相对渗透率曲线和毛管压力曲线的计算方法，得到与有效渗透率匹配的岩石-流体相互作用特征描述曲线族，形成岩石-流体相互作用特征分布场；
(6)用油藏数值模拟软件的相应功能，将岩石-流体相互作用特征分布场体现到数值模拟地质模型中。
6、沉积相控制油藏地质模型，为采用权利要求1至5任一所述方法获得的数据建立的。
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