海上复杂碎屑岩储层油气藏地质建模关键技术*

叶小明 王鹏飞 霍春亮 高振南 徐 静

(中海石油(中国)有限公司天津分公司渤海石油研究院 天津 300459)

渤海油田在区域构造上属于渤海湾盆地的海域部分,在已探明和已开发的油气田中，各类复杂碎屑岩储层油气藏占有相当大的比重，以河流相及浅水三角洲相油田为例，这两类油气藏的探明地质储量约占渤海油田总探明地质储量的60%[1]，因此实现复杂碎屑岩储层油气藏的高效开发，对于渤海油田上产、稳产意义重大。近年来的开发实践表明，在不同开发阶段，针对渤海海域的复杂碎屑岩储层开展精细地质研究、充分把握影响油水运动规律的重要地质特征，并建立能够反映地质认识与渗流特征的储层三维模型，是高效开发此类油气田的必要条件和重要基础[2-4]。本文从不同开发阶段、不同储层类型储层表征及建模过程中的难点出发，提出了海上复杂碎屑岩储层油气藏地质建模关键技术。

1 海上复杂碎屑岩储层地质建模面临的挑战

1.1 开发早期地质风险量化难度大

海上油田受高开发成本的制约，井网密度低、资料相对少[4]，同时由于碎屑岩储层本身较强的非均质性及研究人员认识的局限性，使得海上复杂碎屑岩油气藏的开发存在较大不确定性。这种不确定性在油田开发早期表现得更为明显，与钻前相比，较多新投产油田钻后认识在油藏模式、构造形态及储量规模等方面都发生了较大的变化，因此只建立一套地质模型的常规方法难以实现对地质风险的量化表征。

1.2 中深层储层精细表征难度大

随着油田勘探开发的深入，在渤海发现了大量中深层油田。这类油田储层大多以三角洲相沉积为主，储层横向变化大，非均质性强；同时，中深层储层埋藏深，地震资料分辨率低，资料品质难以满足储层预测的需求，给钻前储层定量化描述带来了较大困难，增加了油田开发的风险，使得开发井失利增多。

1.3 储层构型建模难度大

随着油田开发的进行，目前渤海各大主力油田相继进入中高含水阶段，为进一步挖潜剩余油，做好精细储层表征很有必要。油田开发实践表明，诸如曲流河点坝内部侧积夹层等储层内部的小尺度构型界面，对于油藏内部的流体运动具有重要的影响，但如何将其定量表征到模型中还存在较大挑战。国内外学者在构型建模方面也开展了许多工作，但主要是基于加密网格来进行表征，由于模型网格规模过大，在实际应用中存在数值模拟运算耗时巨大等问题[5-13]。

2 海上复杂碎屑岩储层地质建模关键技术

针对目前面临的挑战，以多专业联合驱动地质建模为手段，以最大程度提高储层预测精度为目标，形成了海上复杂碎屑岩储层建模关键技术。

2.1 基于模型的地质风险定量评价技术

从储层表征与建模的角度来看，油田开发的地质风险主要表现在储量规模及储层连通性两个方面。地质储量的多少直接决定了油田开发的规模与效益，可驱替体积的多少则反映了在同一井网下储层连通性的好与坏[14]。影响储量和可驱替体积的不确定性变量有地层体积、储层体积、孔隙体积、有效体积和含油体积等，在地质建模时通常用构造层面位置、砂地比、变差函数、NTG下限值和流体界面来表征。

从各不确定性变量分析入手，系统开展了模型不确定性分析(建模参数选取)、实验设计及模型实现、储量和可驱替体积概率分布统计及模型排队优选等工作。

首先应用概率统计的方法全面考察所有影响储层地质模型的因素，对不确定变量进行显著性分析，优选出主要不确定性变量并量化其分布范围，为建模参数选取提供依据。渤海BZ34-X油田主要含油层位为东营组和沙河街组，主要为辫状河三角洲沉积，其间发育大套火山岩，导致地震分辨率较低，构造解释存在较大不确定性；按照钻井的进度统计钻前地震解释预测误差，发现深度预测误差在-180～107 m。为了量化构造层面位置不确定性范围，根据井上统计的误差值，模拟得到井间误差范围；然后将井上的误差值校正为0，得到每个解释层面误差模拟图；最后将基于所有钻井分层标定进行解释的构造层面作为中方案，将误差模拟图加或减这套构造层面深度得到的构造层面作为高低方案(图1)。砂地比、变差函数、NTG下限值和流体界面等参数不确定性分布范围的确定，需要充分利用地震、测井、岩心等多种资料来进行研究，并最大程度缩小不确定性变化范围。

然后通过实验设计，选出代表性强的少数实验方案，最大限度地反映不确定分布范围。表1为BZ34-X油田实验设计方案， 表中-1、0和1分别代表各不确定性变量的最小值、期望值和最大值。按照实验设计方案中对各不确定性变量的取值，建立了9套地质模型，并开展流线模拟，即可计算得到各套模型的储量和可驱替体积(表1)。

图1 BZ34-X油田构造方案示意图Fig.1 Sketch map of structural scheme of BZ 34-X oilfield

表1 BZ 34-X油田实验设计方案Table 1 Experimental design scheme of BZ 34-X oilfield

依据各个模型计算的储量与可驱替体积，应用统计学响应曲面法建立地质变量与储量及储层连通性的响应方程，为概率储量及概率连通性计算提供数学模型。BZ34-X油田储量响应曲面方程为

STOIIP=3 638+335V1+128.75V2+53V3+

429.75V4+200V5-384V1V2-2.25V2V3-135.25V2V5

(1)

式(1)中：STOIIP为地质储量；V1为构造层面位置；V2为砂地比；V3为变差函数；V4为有效厚度下限值；V5为油水界面。

利用响应曲面公式，即可通过蒙特卡洛方法计算概率储量及概率可驱替体积。用概率储量和概率可驱替体积绘制交会图，将实验设计中每个模型对应的储量及可驱替体积投到交会图上，即可选取出具有一定概率分布的最大、期望和最小值的模型作为乐观、期望和悲观模型。

对BZ34-X油田地质风险进行了定量评价，利用选取的3套地质模型开展油藏数值模拟，评价开发指标的差异。通过评价得出该油田最大累产为1 250×104m3，最小累产为782×104m3。基于此，再结合后期经济评价等工作，便可初步判别油田开发是否有经济效益，减小了油田开发过程中的风险。

2.2 基于沉积演化模拟的中深层储层定量表征技术

沉积演化数值模拟起源于20世纪60年代[15]，近年来主要在勘探阶段应用较多[16-17]，本文将其与储层随机建模相结合，实现对中深层储层的定量表征。该方法主要包含以下几步：①通过沉积物沉积过程参数定量化(包括可容纳空间、物源供应和沉积搬运参数等)[17]，还原沉积物的形成过程，建立初始沉积演化模型；②用实钻井的岩性分布特征来进行验证，在地质认识合理范围内调整沉积演化模拟输入参数，通过多次迭代使得模拟结果与井上特征基本吻合，得到最终的沉积演化模型；③通过网格等比例剖分、井点数据标定，将沉积演化模型转换为三维地质建模约束趋势体；④在趋势体约束下建立储层岩相及属性模型，实现中深层储层的定量化表征。

系统开展了BZ34-X油田单井岩石学及古生物学特征分析、沉积环境研究、可容空间变化规律研究、物源模式及供应速率研究、颗粒搬运方式研究，量化了沉积物沉积过程参数。其中，物源供应速率确定方法是：根据地层厚度、沉积相展布、沉积时间估算物源供给总速率，依据单井的厚度和岩性进行劈分，得到各个物源流入点的供给速率和岩性比例。

在基底初始水深、可容空间变化、物源供给和搬运方式研究的基础上，进行储层沉积演化模拟研究，将模拟结果与单井的厚度和岩性进行对比，调整模拟参数直至两者近似一致，最终获得经过校正的沉积演化模型(图2)。经过校正的沉积演化模型较好地模拟了砂泥岩在三维空间的分布特征，但由于其在模拟过程中并不直接使用井数据，模拟结果在井点处难以达到完全匹配，因此需要将沉积演化模拟与传统的建模方法相结合，以沉积模拟的砂泥岩分布结果作为约束条件，在井点数据的控制下进行常规的地质统计学建模。实际操作中，需要将沉积演化模型输入到地质建模软件中，将其转化为约束数据,通过协同模拟的方法来建立砂泥岩岩相模型，然后通过相控逐步建立孔隙度、渗透率等物性参数模型。图3为基于本文方法建立的模型预测的砂泥岩分布与Well7井钻后实际结果的对比，可以看出，模型预测结果在砂体垂向发育部位及厚度都与实钻结果具有较好的一致性。

图2 BZ34-X油田砂岩分布模型三维图Fig.2 Sandstone distribution model of BZ34-X oilfield

图3 BZ34-X油田砂岩分布模型预测与实钻结果对比图Fig.3 Comparison of sandstone distribution between model prediction and actual drilling results of BZ 34-X oilfield

2.3 基于油藏数值模拟动态响应的构型界面定量表征技术

针对油田开发中后期储层构型建模难度大的问题，提出了基于油藏数值模拟动态响应的构型界面定量表征技术,其方法步骤为：①基于数模动态响应确定需要进行构型界面定量表征的井区(范围)；②小尺度构型界面定量表征；③基于数模动态响应确定构型界面对流体渗流影响的大小。

研究过程中，首先在前期地质认识基础上，利用常规建模方法建立微相级别地质模型，基于该模型进行油藏动态历史拟合。将完成历史拟合后修改的物性参数与初始模型参数进行求差，开展油藏模型动态响应的地质因素判别与分析，识别由于小尺度构型界面的存在影响流体运动的井区及层段，将其确定为开展构型建模目标区域。这样便避免了依据常规构型分布模式来建立全区分布的构型模型，而只是对流体渗流有影响的小尺度构型界面进行定量表征，极大地减小了研究工作量。由于地质研究的不确定性，研究过程中还需要结合油藏动态响应来判别是否需要修正前期储层构型研究的成果，以确保表征到油藏模型中的构型界面的合理性。

明确需要表征的区域后，便可以开展小尺度构型界面的定量表征工作。提出了一种等效表征方法，即将小尺度构型界面对流体渗流的影响通过网格界面传导率表征到油藏数值模拟模型中去，而不是将其几何参数反映到油藏数值模拟模型中[2]。通过该方法，最终仅需提供给油藏数值模拟人员一套符合数模数据规范的传导率乘数数据卡，利用该数据卡实现在油藏模型中小尺度构型界面的定量表征。

传导率乘数数据卡给油藏人员提供了构型界面在模型中的空间分布位置，其对流体渗流影响的大小(传导率乘数数值大小)还需要基于数模动态响应来确定。研究中，需要根据注采井组的注采动态通过井组之间的历史拟合，来确定传导率乘数的初始值，然后再开展历史拟合，若无法很好地拟合，则重新对传导率乘数进行调整，直到最终能很好拟合生产动态为止。该方法实现了构型界面在三维模型中的定量表征，使得油藏数值模拟人员能更好地依据地质认识来开展历史拟合。

基于以上步骤，编制了一套油藏模型及地质模型双模耦合及等效表征软件，在提高工作效率的同时也方便了技术的推广使用。对QHD32-X油田点坝砂体内部侧积夹层进行了三维模型定量表征，大幅提高了动态历史拟合符合率及井间剩余油分布预测精度。图4a为该油田A03井的初始模型含水率与实际生产含水率曲线，图4b为采用常规修改物性参数的方法来进行历史拟合的结果。可以看出，通过常规历史拟合，A03井的含水率与实际生产含水率的吻合程度有了一定提高，但在开发后期，含水率的趋势不一致。图4c为利用本文方法完成侧积夹层等效表征后进行历史拟合的结果，可见A03井不仅保证了前中期含水率的高吻合度，后期含水率曲线下降趋势也拟合得很好。

图4 QHD 32-X油田A03井不同方法历史拟合结果对比Fig.4 History matching results contrast of Well A03 in QHD 32-X oilfield

3 应用效果

本文建模关键技术在渤海8个油田进行了应用，在油田开发方案编制及实施、综合调整等方面成效显著，3年间已见效增油量467.70×104m3。

基于模型的地质风险定量评价技术从储量规模与储层连通性进行了储层定量地质风险评价，在BZ25-XS、KL10-X及BZ34-X等油田开发方案编制及实施中为开发决策及方案优化提供了可靠依据，累积动用原油探明储量1.8×108m3。

应用基于沉积演化模拟的中深层储层定量表征技术，预测储层钻遇率得到了显著提高，在勘探开发一体化背景下，成功指导了BZ34-X油田勘探评价井位部署、储量评价及KL10-X、CFD6-X油田等多个油田开发方案研究。

基于油藏数值模拟动态响应的构型界面定量表征技术，实现了油田开发中后期储层构型建模，提高了储层建模精度及准确度，模型预测水淹程度与钻后测井解释符合率达到90%以上，成功指导了SZ36-X、QHD32-X及JZ9-X等油田236口调整井的部署实施，实现了油田高产高效开发。

4 结论

提出了海上复杂碎屑岩储层油气藏地质建模技术：基于模型的地质风险定量评价技术，为油田开发风险决策及优化开发方案提供了量化依据；基于沉积演化模拟的中深层储层定量表征技术，大幅提高了中深层储层预测精度；基于油藏数值模拟动态响应的构型界面定量表征技术，解决了小尺度构型界面在油藏模型中的表征难题，提高了模型准确度。渤海8个油田应用表明，本文建模技术实用有效，3年间已见效增油量467.70×104m3。今后将逐步推广应用于渤海多个复杂碎屑岩油气田，为“十三五”期间渤海油田年均超过亿吨新增石油天然气探明储量的方案编制提供技术支撑，指导渤海近50个在生产油田及多个在建油田的高效开发。

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