陈召佑. (2010)鄂尔多斯盆地麻黄山西区块宁东2,3井区侏罗系延8油层组三维储集层建模[J]. 古地理学报, 12(3): 346-354
Chen Zhaoyou. (2010)3-D reservoir modeling of the Jurassic Yan 8 interval in Ningdong 2 and 3 well-block of western Mahuangshan area in Ordos Basin[J]. Journal Of Palaeogeography, 12(3): 346-354.   
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鄂尔多斯盆地麻黄山西区块宁东2,3井区侏罗系延8油层组三维储集层建模
陈召佑1,2
1 中国地质大学(武汉)资源学院,湖北武汉 430074
2 中国石化华北分公司,河南郑州 450006

作者简介：陈召佑,男,1956年生,1982年毕业于武汉地质学院(现中国地质大学(武汉))石油地质专业,现为中国石化华北分公司副总工程师,勘探开发研究院院长,教授级高级工程师,享受国务院政府津贴,长期从事油气勘探开发研究.E-mail: czyint163@163.com.

收稿日期:2010-01-12
摘要

针对鄂尔多斯盆地麻黄山西区块宁东 2, 3井区延 8油层滚动勘探开发现状和需要,以层序地层学,沉积学,油气地质学和地质统计学等多学科的理论与方法为指导,从沉积微相特征分析和储集层特征等基础地质研究出发,充分利用现有的三维地震,测井,岩心和露头等资料,采用相控建模方法,建立了该地区侏罗系延安组延 8油层组三维储集层地质模型.建模结果分析表明,麻黄山西区块延 8油层组三维储集层模型与实际砂体展布和物性特征吻合较好,实现了储集层地质特征的定量化和可视化.

关键词: 鄂尔多斯盆地; 麻黄山西区块; 侏罗系延 8油层组; 三维储集层建模
中图分类号:P618.130.2+1 文献标志码:A 文章编号:1671-1505(2010)03-0346-09
3-D reservoir modeling of the Jurassic Yan 8 interval in Ningdong 2 and 3 well-block of western Mahuangshan area in Ordos Basin
Chen Zhaoyou1,2
1 Faculty of Resources, China University of Geosciences(Wuhan),Wuhan 430074,Hubei
2 Huabei Branch Company, SINOPEC, Zhengzhou 450006, Henan;
Abstract

A three-dimensional reservoir geological model of this area was established by using scientific facies-constrained stochastic modeling. The study has been carried out based on the present researches about the Jurassic Yan 8 interval in Ningdong 2 and 3 well-block of the western Mahuangshan area in the Ordos Basin, according to the theories of sequence stratigraphy, sedimentology, petroleum geology and geostatistics, starting from basic geologic researches including sedimentary microfacies analysis and reservoir characteristics discussion, making the best use of the data from seismic survey, well logging, core and outcrop.Analyses of the modeling results indicate that the simulated 3-D model accords well with actual sandbody distribution and petrophysics characters which makes quantification and visualization of reservoir geological characters become possible.

Key words: Ordos Basin; western Mahuangshan area; Jurassic Yan 8 interval; 3-D reservoir modeling

储集层地质建模是精细油藏描述的核心内容, 它能够较好地表征储集层的非均质性, 并预测井间砂体的分布.油田的高效开发须建立能够精细, 准确, 定量地预测井间储集层空间分布的地质模型, 但是由于中国陆相储集层砂体横向变化大, 井间储集层预测具有较大的难度.随着近年来随机建模技术的较快发展(裘怿楠和贾爱林, 2000; 吴胜和等, 2003; 李少华等, 2007), 储集层地质建模不论是在理论上还是在技术上, 都取得了长足的进展, 并形成了适应于不同类型油气藏和不同勘探开发阶段的储集层建模技术(尹艳树等, 2005; 宋子齐等, 2006; 廖成君等, 2008; 何辉等, 2009), 为井间储集层预测和建模提供了有效的途径.针对鄂尔多斯盆地麻黄山西区块宁东2, 3井区延8油层组河流相储集层非均质性强以及开发早期储集层地质模型存在较多的不确定性因素等问题, 采用地震资料约束的相控建模方法, 应用Schlumberger公司的Petrel软件, 建立了三维地质模型.具体思路为:采用普通克里金插值法建立变化趋势平缓的构造模型; 采用可以模拟复杂的非均质模型的序贯指示模拟技术建立沉积微相模型; 采用算法稳定的序贯高斯模拟技术在沉积微相的控制下建立孔隙度, 渗透率模型(Journel and Gomez-hernandez, 1989; Journal, 1998; 李少华等, 2003; 姜辉等, 2006).通过模型检验, 表明所建模型与已有地质认识较为符合, 较好地表征和预测了岩性, 孔隙度和渗透率的三维空间分布特征.

1 地质概况

麻黄山西区块位于鄂尔多斯盆地天环坳陷中段西部, 地跨宁夏回族自治区盐池县和甘肃省环县, 主体部分位于宁夏盐池县境内(图 1).燕山运动中期, 区块的西部受到强烈的挤压与剪切, 形成了冲断构造的基本面貌, 断裂与局部背斜和断鼻构造发育, 并成排成带分布, 形成有利的油气聚集带, 至今在该带上已发现了10多个油田(杨俊杰等, 2002), 除马家滩为三叠系油藏外, 其余均为侏罗系油藏.

图1 鄂尔多斯盆地麻黄山西区块宁东2, 3井区区域构造位置及井位分布Fig.1 Regional tectonic and well locations of Ningdong (ND) 2 and 3 well-block of western Mahuangshan area in Ordos Basin

下侏罗统延安组埋深约2000~2400, m, 厚约270~380, m, 局部地区延1段完全缺失, 其余层组发育完整, 总体上为一套河流--沼泽相为主的含油, 含煤地层组合, 岩性由浅灰色, 灰白色中细砂岩, 细砂岩与灰黑色, 深灰色泥质岩夹煤层不等厚间互而成, 含丰富的动植物化石(何自新等, 2003).该建模研究区位于麻黄山西区块的东北角圈湾子凸起带, 面积约25 km2, 现有钻井25口, 井网分布不均(图 1), 但三维地震覆盖较全.宁东2, 3井区主要产油层为延8和延9油层组, 建模研究对象为延8油层组, 其最大厚度约为25, m, 平均厚度约为9, m, 延8油层组又细分为2个小层, 分别为延81和延82小层.

延8油层组砂岩类型主要为岩屑石英砂岩, 砂岩碎屑成分以石英为主, 含量约为60%~85%, 岩石成分成熟度中等偏高; 碎屑颗粒分选较好, 磨圆度以次棱角状为主, 岩石结构成熟度中等偏低.

通过岩心观察和沉积微相标志研究, 测井相识别和砂岩地震反演以及砂岩粒度概率曲线和C-M图综合分析, 结合区域沉积背景分析, 认为研究区延安组延8油层组主要为河流相沉积, 进一步可划分为河床(河道)亚相和河漫亚相, 其中河道亚相进一步分为河道和河道砂坝微相, 河漫亚相分为河漫滩, 决口扇和河漫沼泽微相.

岩石薄片观察, 铸体薄片图像分析和扫描电镜实验分析表明, 延8油层组储集层以发育次生孔隙为主, 其中粒间溶孔, 粒内溶孔占主要地位(表 1).喉道类型主要以缩颈型喉道和窄片状喉道为主, 管束状喉道次之, 孔缩型喉道较少见.延81小层孔隙度分布区间在1.3%~19.2%, 平均值为13.5%; 渗透率分布区间在0.05× 10-3μ m2~495× 10-3μ m2, 平均值为99.4× 10-3μ m2.延82小层孔隙度分布区间在3.2%~17.2%, 平均值为14.3%; 渗透率分布区间在0.12× 10-3μ m2~315× 10-3μ m2, 平均值为78.3× 10-3μ m2.延81和延82小层层内渗透率变异系数分别是0.88和0.69(表 2), 延8储集层孔隙度和渗透率变化较大, 非均质性均较强.

表1 麻黄山西区块宁东2, 3井区延8油层组砂岩孔隙类型 Table 1 Types of sandstone pores of the Yan 8 interval in Ningdong 2 and 3 well-block of western Mahuangshan area
表2 麻黄山西区块宁东2, 3井区延8油层组物性和变异系数 Table 2 Petrophysical properties and variation coefficients of the Yan 8 interval in Ningdong 2 and 3 well-block of western Mahuangshan area
2 三维构造建模

构造模型是油藏地质建模的研究内容之一, 精细的构造描述是油藏评价的基础.构造建模主要反映储集层的空间格架, 由断层模型和层面模型组成.构造建模为确定性建模, 常采用三角剖分法, 径向基函数法和克里金法等建模方法.用地震构造解释的数据来建立, 用井点的分层数据和断点来进行校正, 使得构造模型更加准确, 合理.

图2 麻黄山西区块宁东2, 3井区延8油层组顶面构造a--延81小层; b--延82小层Fig.2 Structure contour map of the Yan 8 interval in Ningdong 2 and 3 well-block of western Mahuangshan area

由于研究区单井资料较少, 井网分布不均, 此次构造建模以地震构造解释的数据为基础, 采用小层划分对比的单井层位数据进行校正; 根据工区内井网密度, 结合研究精度, 采用30m× 30m× 1m的网格精度建立小层的层面模型(图 2).总体来看, 研究区构造继承性较强, 现今构造起伏不大.根据研究区构造特征不明显的情况并结合前期认识, 可知对研究区成藏起主控作用的可能主要是岩性因素和微构造.

3 三维沉积微相建模

以井点沉积微相解释数据为基础数据, 以地震反演的数据为约束条件, 采用序贯高斯模拟建立沉积微相模型.

3.1 建模信息解析

3.1.1 单井沉积微相解释 根据岩心和测井资料, 对研究区各井进行沉积微相分析(图 3), 可将研究区延安组延8层段河流相沉积划分为河床(河道)亚相和河漫亚相.其中, 河道亚相进一步划分为分支河道, 河道砂坝和边滩微相, 河漫亚相分为河漫滩, 决口扇和河漫沼泽微相.

图3 麻黄山西区块宁东2井和3井延8油层组单井相分析a--宁东(ND)2井; b--宁东(ND)3井Fig.3 Single well facies graphics of the Yan 8 interval in Ningdong 2 and 3 wells of western Mahuangshan area

河道 常由中--细砂岩组成, 单层厚度不大, 一般2~6, m, 单套砂体厚度可达8 m.砂体层序多呈正韵律, 有的呈块状, 有的中部略粗.底部常见冲刷充填构造, 砂体内见剥离线理, 平行层理及交错层理, 自然伽马曲线多呈箱状和指状.河道砂体底部常为深灰色泥岩, 有时为煤层; 顶部常为粉砂和泥质沉积.

河道砂坝 河道砂坝沉积厚度大, 以块状, 槽状层理为主, 含炭屑及炭化植物化石碎片, 正韵律不明显, 自然伽马曲线为箱型, 顶, 底部见冲刷突变接触.

决口扇 岩性主要为薄层粉砂岩和中--细砂岩, 可见反韵律.其重要特征是砂体中夹泥质条带, 含岩屑, 而且砂岩杂基含量相对较高, 自然电位及自然伽马曲线以低幅齿状钟形为主, 常见波状及波状交错层理.

河漫滩 在垂向层序上常出现于分流河道砂体上下, 以薄层泥质粉砂岩, 粉砂质泥岩和泥岩沉积为主, 自然伽马曲线为指状.

河漫沼泽 以水平层理泥, 砂岩互层相, 复合层理灰色泥质粉砂岩相和水平层理泥岩相沉积为主, 伽马曲线以高值为主.

3.1.2 基于井点的沉积微相平面分布初步分析

为给三维沉积微相建模提供基本的沉积背景和地质约束条件, 应用研究区25口钻井的沉积微相解释成果, 初步编制了延8油层组2个小层沉积微相平面分布图(图 4-a).从图4-a可看出, 在延81小层沉积时期, 研究区主要发育河流相沉积, 河流方向自西北向东南延伸, 主要发育河道沉积微相与河漫沼泽沉积微相, 河漫滩微相不很发育, 局部地区发育河道砂坝与决口扇.在延82小层沉积时期, 研究区依然发育河流相沉积, 其中河道沉积微相较前期有所收缩, 河漫沼泽微相更为发育, 局部地区依然发育有决口扇, 但分布范围与前期不同(图 4-b).由于建模过程中, 微相类型太多, 会导致单一微相比例偏低, 不利于进行各微相变差函数的结构分析, 因此将河道与河道砂坝统一合并为河道, 河漫滩与河漫沼泽统一为河漫沼泽.

值得注意的是, 由于研究区井点分布不均, 井数稀少地区难于控制沉积微相的分布, 因此需要进一步应用地震资料对沉积微相的分布进行约束.

图4 麻黄山西区块宁东2, 3井区延8油层组沉积微相平面分布图a--延81小层; b--延82小层Fig.4 Microfacies distribution of the Yan 8 interval in Ningdong 2 and 3 well-block of western Mahuangshan area

3.1.3 地震信息品质及井--震关系分析

麻黄山西区块研究区现有三维地震数据体为25 km2.延8油层组储集层具有较高的波阻抗, 与围岩形成较强的波阻抗差, 这使得延8油层组的储集层在地震数据上有较好的反映.

虽然岩性(或岩相, 沉积相)与波阻抗之间没有严格的确定性关系, 但是可以通过分析二者之间概率关系(崇仁杰和刘静, 2003)而建立的相概率函数, 来描述三维空间网格内某一波阻抗值对应某一指定岩性(或岩相, 沉积微相)的概率.通过相概率函数来实现地震资料对随机模拟的定量约束, 这样一方面保证了各网格点的沉积相模拟遵从已知概率, 另一方面也在模拟过程和结果中体现了地震信息在描述储集层中存在的不确定性.

3.2 建模过程及结果分析

3.2.1 建模参数设置

变差函数是地质统计学特有的工具, 它既能描述区域性变量的结构变化, 又能描述区域性变量的随机变化.该研究针对油田开发的实际情况, 地质认识和单井沉积微相解释结果, 建立了建模数据库, 然后以井点数据为基础, 结合沉积微相平面图进行变差函数分析, 建立各小层三维沉积微相模型.针对各沉积微相进行了变差函数分析(表 3).

表3 麻黄山西区块宁东2, 3井区延8油层组沉积微相模型变差函数分析结果 Table 3 Variogram analysis results of facies model of the Yan 8 interval in Ningdong 2 and 3 well-block of western Mahuangshan area

3.2.2 建模结果分析

油藏随机建模的结果对于许多油田而言, 有助于其开展储量计算, 储集层预测, 数值模拟和井位优选, 设计等(韩登林等, 2007), 因此这就要求所建立的模型尽可能地真实反映地下油藏的各种地质特征.而对于随机建模所产生的多个实现, 如何进行模型的优选以及利用已有地质认识对模型进行验证是建模过程中至关重要的一步.此次建模采用了以下验证原则(周丽清等, 2001):

1)模型是否有地质含义并符合地质概念;

2)抽稀井实现是否接近密井网实现(或原模型);

3)相控的参数建模是否合理;

4)是否符合动态资料.

通过以上验证, 此次研究建立的三维沉积微相模型与地质认识基本吻合, 具有比较高的预测精度, 可用于进一步约束建立储集层物性模型.

选取模型中微相类型为河道, 决口扇的三维网格, 将其赋值为砂体骨架, 取值为1, 将河漫沼泽赋值为0, 就可以生成最终砂体骨架三维模型(图 5-a).由最终的岩相模型提取的砂体栅状图(图 5-b)分析可知, 砂体沿物源方向上连续性较好, 垂直物源方向上连续性略差; 垂向上砂体沉积受河道改道影响, 导致河道砂体频繁叠置和切割, 连续性较差, 厚度不均.

图5 麻黄山西区块宁东2, 3井区延8油层组砂体骨架模型(箭头指向为正北向)
a--砂体骨架模型; b--砂体栅状图Fig.5 Lithofacies model of the Yan 8 interval in Ningdong 2 and 3 well-block of western Mahuangshan area

4 三维储集层物性建模

储集层物性模型为储集层物性的三维空间展布, 通常是指储集层的孔隙度模型和渗透率模型.主要建模思路是在构造模型, 沉积微相模型的控制下, 以单井测井解释数据为基础数据, 地震反演数据为约束条件, 采用适用于连续变量模拟的算法稳健的序贯高斯模拟算法, 模拟得到孔隙度模型; 然后用此模型作为第二约束变量, 采用相同的方法建立渗透率模型.

图6 麻黄山西区块宁东2, 3井区延81和延82小层储集层孔隙度和渗透率平面等值线图
a--延81小层孔隙度曲线; b--延82小层孔隙度曲线; c--延81小层渗透率曲线; d--延82小层渗透率曲线Fig.6 Contour maps of porosity and permeability of the Yan 81 and Yan 82 interval in Ningdong 2 and 3 well-block of western Mahuangshan area

4.1 建模信息解析

4.1.1 单井储集层参数解释

三维储集层物性模型是以单井测井解释数据为基础的, 因此需要对研究区测井资料进行解释, 主要包括孔隙度和渗透率的确定.利用测井数据确定储集层参数, 其主要工作内容是用岩心分析数据标定测井资料, 建立岩心分析数据与测井数据之间的关系, 建立合适的参数解释模型, 提高测井解释精度.

通常可采用声波时差(AC), 密度测井(DEN)和补偿中子侧井(CNL)曲线来进行孔隙度的计算.通过对取心井AC, DEN和CNL值与实测孔隙度的拟合, 可以发现AC, DEN与实测孔隙度有着良好的相关关系.地球物理测井方法计算储集层渗透率是个传统的难题, 不同油藏渗透率难以用一种既定的公式来表征(何生等, 2007).从岩心实测孔隙度和渗透率可知, 延安组储集层渗透率与孔隙度相关性较好, 因此采用孔隙度来对渗透率进行计算解释.

4.1.2 储集层物性参数统计分析

储集层物性参数分布特征 结合岩心孔隙度和测井孔隙度, 绘制了延81和延82小层物性平面展布图(图 6-a, 6-b, 6-c, 6-d), 目的是分析孔隙度, 渗透率在平面上的展布规律及其受控因素, 为相控建模提供依据.

图7 麻黄山西区块宁东2, 3井区延8油层组孔隙度与渗透率的关系
a--延81小层; b--延82小层Fig.7 Relationship between porosity and permeability of the Yan 8 interval in Ningdong 2 and 3 well-block of western Mahuangshan area

图8 麻黄山西区块宁东2, 3井区延8油层组孔隙度模型
a--延81小层; b--延82小层Fig.8 Porosity model of the Yan 8 interval in Ningdong 2 and 3 well-block of western Mahuangshan area

图9 麻黄山西区块宁东2, 3井区延8油层组渗透率模型
a--延81小层; b--延82小层Fig.9 Permeability model of the Yan 8 interval in Ningdong 2 and 3 well-block of western Mahuangshan area

从图6可以看出, 物性展布规律总体受控于沉积微相及砂体展布, 延81小层在ND3井附近顺河道中央部位砂体最发育, 物性也最好, 孔隙度一般在12%以上, 平均值在14%左右, 渗透率基本在100× 10-3μ m2以上, 属于中孔中渗储集层, 也是延81小层重点产油位置; 延82小层物性高值区在ND17井附近, 岩心分析结果表明砂岩分选好, 物性好, 平均孔隙度在15%左右, 渗透率也在100× 10-3μ m2以上, 属于中孔中渗储集层.

储集层孔渗关系特征 在孔隙度和渗透率分布特征分析的基础上, 分别绘制了延81小层, 延82小层的孔隙度和渗透率关系图(图 7).从图7可看出, 孔隙度和渗透率两者之间存在良好的指数正相关关系, 相关系数R2分别为0.8885和0.8345, 表明渗透率基本上随孔隙度的增大呈指数增大, 但渗透率的影响因素要比孔隙度复杂的多, 不仅和孔隙度大小有关, 而且与孔隙结构比如孔喉连通性, 孔喉分选程度等关系密切.

4.2 建模过程及结果分析

4.2.1 建模参数设置

与沉积微相建模参数设置相同, 以变差函数为工具, 分别按层位和相带分析储集层孔隙度和渗透率的空间分布特征.

4.2.2 建模结果分析

通过模型验证, 此次研究建立的三维储集层物性模型(图 8, 图9)与地质认识基本吻合, 主要表现在:渗透率高值分布与河道砂体分布具有良好的对应关系, 与前期基础地质研究趋势较为一致, 说明建模方法适合于研究区及相邻区域, 为研究区及相邻区域的进一步勘探开发研究提供了依据.

5 结论

采用相控建模和地震资料约束的方法, 建立了延8油层组的构造模型, 沉积微相模型以及储集层孔隙度模型和渗透率模型.

构造模型显示本区延81和延82小层构造继承性较强, 现今构造起伏不大.对成藏起主控作用的是砂体展布和物性变化以及微构造等因素.

由岩性模型提取的砂体栅状图分析可知, 平面上砂体沿物源方向连续性较好, 垂直物源方向连续性差; 垂向上砂体沉积受河道多次改道影响, 厚度不均.储集层属性建模结果表明, 储集层物性特征与河道砂体, 边滩砂体的物性特征有良好的对应关系; 边滩和河道微相的砂体较发育, 储集层物性也较好, 是本区的有利储集层.

The authors have declared that no competing interests exist.

作者声明没有竞争性利益冲突.

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