随机建模中变差函数的敏感性研究

变差函数是随机建模中最重要的参数,它决定随机模拟结果中砂体的空间展布、储集层的物性和砂体的体积。在详细解剖M油田的砂体几何形态的基础上,对比分析球模型、指数模型和高斯模型的计算结果,3种模型计算的变差函数长变程误差15％,短变程误差25％,方向也不一样;同时运用不同模型计算的砂体体积亦有较明显的差别:砂体越发育,砂体连通性越强,不同模型计算的砂体体积相差越小;砂体越不发育,砂体连通性越差,不同模型计算的砂体体积相差越大。通过对变差函数的应用改进,提出空变变差函数的概念,即平面上变差函数是变化的,应用空变变差函数计算结果提高了随机建模的可靠程度。

塔河碳酸盐岩油藏地质模型

塔里木盆地塔河油田为以裂缝、溶洞为主的碳酸盐岩油藏 ,其储集层近水平方向延伸 ,横向连续性很差 ,特别是北西 南东方向储集层变异程度大。建立裂缝和溶洞模型的具体方法是 :对密度测井曲线进行标准化 ,与岩心实测孔隙度对比 ,控制数据质量后计算密度孔隙度 ;对密度孔隙度进行空间数据分析 ,得到变差函数 ,按裂缝和溶洞带水平延伸的框架模型进行条件模拟 ,建立基于井的孔隙度地质模型 ;用 13口井的密度测井曲线推导拟波阻抗曲线 ,建立整个油藏的三维地震速度模型 ,综合反演得到油藏的孔隙度模型。估算结果 ,塔河油田裂缝、溶洞的净厚度约为碳酸盐岩厚度的 5 %。由于油藏条件下的岩心分析数据非常重要 ,所以应在对油层进行酸化、压裂之前获取单层测试资料 ,以利于通过生产资料来检验模型的精度。图 5表 1参

伊拉克艾哈代布油田上白垩统Khasib组生物扰动对储层非均质性的影响

生物扰动可改变碳酸盐岩原始沉积组构,影响后期成岩作用,导致生物潜穴与基质间存在物性差异,进而增强碳酸盐岩储层的非均质性。在大量岩心、薄片观察和点渗透率等多种资料分析的基础上,对伊拉克艾哈代布油田上白垩统Khasib组Kh2段生物扰动遗迹组构类型及其对储层非均质性的影响开展研究。结果表明:①Kh2段发育海生迹(Thalassinoides)、蛇形迹(Ophiomorpha)、古藻迹(Paleophycus)等3种主要遗迹组构。Thalassinoides潜穴外壁光滑,不具有衬壁结构,呈三维网状连通管形,单个潜穴直径为5~25 mm;Ophiomorpha潜穴呈“T”形管状,多呈水平分布,部分发育泥质衬壁结构,直径为5~15 mm;Palaeophycus潜穴呈圆形—椭圆形的轻微弯曲—直管,直径为2.5~10 mm,主要呈水平分布,不具有衬壁结构。②由于物性差异导致的含油性差异,岩心具有明显的斑块状特征,同时不同含油级别区域分布与生物遗迹组构的形态及空间展布相关,这表明Kh2段储层非均质性主要受生物扰动作用的控制。③Kh2段不同沉积环境下发育不同的生物扰动遗迹组构类型,导致潜穴与基质的原始组构及沉积介质化学性质发生变化,形成潜穴与基质之间的孔隙结构差异,在此基础上,叠加后期成岩差异(胶结、溶蚀、压实等),进而导致Kh2段不同的储层非均质性类型。Thalassinoides遗迹组构主要发育于中缓坡绿藻生屑滩,潜穴内受到准同生溶蚀而形成大量铸模孔,基质部分受到早期强烈的胶结作用。Ophiomporpha遗迹组构主要发育于中缓坡中—低能浅滩,潜穴内因颗粒充填而发育粒间孔,基质部分灰泥含量高。Palaeophycus遗迹组构主要发育于中缓坡颗粒滩,潜穴内颗粒含量高,且早期胶结作用受到抑制;随着海平面下降,大气淡水优先进入潜穴通道进行溶蚀。

伊拉克A油田白垩系孔隙型生屑灰岩高渗透层成因及分布特征

伊拉克A油田白垩系孔隙型碳酸盐岩高渗透储层具有分布普遍、类型复杂、成因多样等特征。岩石类型主要为泥晶生屑砂屑灰岩、亮晶生屑砂屑灰岩及泥晶生屑灰岩;生物扰动加剧了碳酸盐岩储层非均质性,导致高渗透储层在全油田广泛分布。通过岩心观察、常规薄片和铸体薄片的观察和测量,孔隙度、渗透率和毛管压力的测定,综合区域地质研究成果,发现高渗层的形成受层序演化、次级相对海平面变化、沉积环境、硬底形成、生物扰动及(准)同生期暴露淋滤等复杂多因素共同控制。高渗透储层形成模式表现为Khasib组沉积时期为晚高位域期,在Kh2-1-2L段上部沉积过程中,发生首次次级相对海平面下降,形成沉积间断。沉积间断期间硬底和区域规模性的生物扰动同时发育,在Kh2-1-2L段硬底尚未被胶结的相对疏松的基质中掘穴,形成厚几十厘米、迂曲状互相贯通的生物扰动通道。沉积间断结束后,在晚期高位域层序背景下,次级相对海平面上升,松散生屑砂屑充填扰动通道。由于沉积物堆积速率较快,限制了胶结作用的发生,使扰动通道内充填物能够发育连通性好的粒间孔,而后次级相对海平面再次下降,发生(准)同生期暴露淋滤。由于扰动部位连通性好,成为溶蚀流体优势通道,导致沿扰动部位发育溶孔及扩溶缝,形成了“粒间孔+溶孔+溶缝”高渗透网络。A油田高渗透储层物性表现出发育强烈生物扰动的部位具有明显高渗特征,其孔喉较粗,排驱压力低,孔喉配位数高、连通性好。高渗层全区稳定发育,由西至东厚度逐渐增大,高渗层的分布对油田单井产量、含水上升和油田采出程度影响较大。

碳酸盐岩油藏剩余油分布模型

雁翎油田雾迷山组油藏为双重渗流介质的碳酸盐岩油藏，裂缝、溶洞发育，储层非均质性严重。在综合研究钻井、测井和开发动态资料的基础上，运用油藏描述一体化系统建立了油藏三维静态模型，并应用全隐式三维三相黑油裂缝模型进行了模拟运算。将模拟结果返回到静态模型中进行循环建模。

西加拿大Montney盆地不同非常规天然气储层典型生产曲线及总产量影响因素分析

典型生产曲线是非常规天然气产能预测的重要因素,本文中西加拿大Montney盆地非常规天然气单井产能预测的评价方法是先确定气藏单井单压裂段的典型生产曲线,然后乘以单井压裂段数,预测单井在经济极限内的总产量。通过对西加拿大Montney盆地非常规气田大量的生产数据进行分析得出,致密砂岩气藏典型生产曲线一般具有三段生产特征,页岩气具有二段生产特征,煤层气藏具有一段生产特征;典型生产曲线的预测精度取决于曲线递减的计算参数优选、生产数据的质量和生产周期;非常规天然气藏在经济极限内的累积产量主要取决于储层的岩性和物性;同种岩性储层,物性越好,累积产量越高。

利用三维地震数据减少地质统计模型的不确定性

将三维地震数据应用于油藏地质模型 ,可以降低井间储集层估计的不确定性 ,需要采用地质统计学方法综合应用测井和三维地震数据。在四川盆地孝泉—青岗嘴构造带新场构造的储集层非均质性研究中 ,对 2 5口井的伽马测井数据进行三维变差函数分析 ,获得判别砂岩与泥岩的标准化伽马判别值 ,得到砂岩厚度分布图 ;利用协克里格方法得出协克里格方差模型 ,使硬数据 (井点的伽马测井曲线 )与软数据 (地震波阻抗 )的相关关系达到最优 ;综合地震数据和测井数据 ,获得砂岩有效厚度分布图。图 3参

中新生代柴达木叠合盆地解析、动力学机制探讨及对油气控制意义研究

柴达木盆地位于青藏高原北部,受喜马拉雅运动影响比较直接,构造复杂,以致对中新生代盆地的性质一直存在较大争论。通过对盆地地震大剖面和测井资料地质解释与统计成图,并结合前人研究成果,提出柴达木盆地中新生界三大构造层对应三类盆地,具体以古近系底(TR)与下油砂山组顶的不整合面(T2’),将中生界划为下构造层,古近系路乐河组、上下干柴沟组、新近系下油砂山组构成中构造层,新近系上油砂山组、狮子沟组与第四系组成上构造层,其分别对应三种不同构造背景的原型盆地。下构造层为燕山运动阶段形成,为侏罗纪早期伸展断陷、中后期坳陷盆地,主要分布于盆地北半部及柴西地区,现为残留盆地;中构造层发育于早喜马拉雅期,主体厚度区位于盆地西半部的菱形块体内,阿尔金断裂带的走滑与南祁连西段的顺时针旋转是中构造层盆地发育的主要动力学机制,原型盆地为走滑旋转盆地。一里坪—南八仙构造线以北一带因主要断裂带的走滑反转作用成为中、下构造层主要叠合区。上构造层盆地为晚喜马拉雅运动阶段走滑挤压构造背景下形成,沉积沉降中心具有由西向东迁移的明显特征,为走滑盆地。一里坪—东台吉乃尔湖一带为中、上构造层盆地叠合区,叠合机制为盆地基底持续挠曲坳陷作用。分析认为,盆地所处的大地构造背景及特殊的深部地质结构所导致的主要大断裂多次反转作用是造成盆地反转与走滑叠合的关键动力学机制。文章同时简述了对油气勘探的参考意义。

苏里格气田相控建模及有利储层预测

苏里格气田含气面积几千平方千米,储层性质变化大,生产动态反映沉积微相明显控制有利储层的分布。通过研究该区古河流的几何形态参数,采用相控建模技术对苏里格地区储层进行预测。建模过程中优选砂体宽厚比参数在45-80范围内变化,河道的主方向在-10°-20°范围内变化,其中盒8下亚段的底部河道的弯曲度小,盒8下亚段的顶部河道的弯曲度较大,砂体的剖面几何形态为半圆柱体。在随机建模过程中考虑砂岩密度、各种厚度砂体比例、旋回性、砂体宽厚比、高效储层空间位置等地质参数为随机地质模型的约束控制条件。相控建模的结果反映出有利储层的分布,并与生产动态相吻合。

肯基亚克油田碳酸盐岩油藏地质模型

肯基亚克油田位于滨里海盆地的东缘,该油田石炭系油藏是一个以裂缝、溶洞为主的碳酸盐岩油藏,储层划分为三类:裂缝-孔隙-孔洞型储层、孔隙-孔洞型储层、微裂缝型储层。由于碳酸盐岩储层裂缝、溶洞发育的特殊性,长期以来如何建立裂缝、溶洞储层地质模型一直都是较为关注的难题。此次首先通过描述储层的沉积分布特征,确定了地质模型的框架;通过对岩心与测井数据的分析,确定了不同孔隙度范围内微裂缝与溶洞分布规律,并利用密度孔隙度和基岩孔隙度做裂缝和溶洞的定性描述;在对井间储层预测与地质建模时,运用了地质统计学原理,对不同类型的储层选取了不同变程,这样确保了不同类储层预测的精度,并采用条件模拟方法,建立了孔隙度模型。总结出了一套利用密度孔隙度、钻速、岩心分析孔隙度和渗透率资料,并运用地质统计学技术建立碳酸盐岩油藏储层分布模型的技术路线。

宝绕构造带油气分布规律研究

通过地化分析 ,搞清了宝绕构造带稠油、稀油的形成机理和油气分布规律 。

秘鲁1AB老油田强天然水驱油藏剩余油分布规律研究

文中针对秘鲁1AB老油田开发面临的低幅度构造识别、强天然水驱特高含水开发等难题,系统研究并总结了该油田的低幅度构造圈闭成因与识别技术、水淹油层的测井曲线特征与识别方法、隔夹层类型和识别技术以及对油田水驱开发的影响等。在此基础上,分析了不同类型油藏特征和剩余油分布规律,为老油田挖潜指明了方向并确定了目标。

碳酸盐岩潜山油藏古地貌及剩余油分布关系

任丘雾迷山组潜山油藏经历了２０余年的开采历程，已经进入了高含水后期开发阶段。三维地震资料的精细解释及其变速构造成图技术为潜山顶面形态古地貌的研究和认识提供了可靠的技术保证。钻井资料证实：调整井实钻进山深度与地震资料解释的进山深度误差在２０ｍ的范围内。与潜山顶面形态古地貌有关的剩余油分布描述工作认为：（１）受潜山古地貌控制的剩余油是油藏开发后期挖潜最现实、效果最好的潜力类型。（２）潜山古地貌与地质层位的配置关系研究是寻找剩余油富集区的重要途径。经过近三年的实践，收到较好的效益。

伊拉克AD油田上白垩统Kh2段生物扰动与储层非均质性

AD油田位于伊拉克中南部,上白垩统Khasib组是其重要的含油层系。Kh2段是Khasib组的主力产层,发育大量生物扰动构造,强烈的储层非均质性制约了油田的注水开发进程。为明确生物扰动与Kh2段储层非均质性的相关性及成因联系,基于岩心、显微薄片观察和阴极发光、点渗透率测试,通过岩相学、遗迹学及储层地质学研究方法,开展遗迹学特征与非均质性特征、类型及成因模式研究。结果表明:Kh2段主要发育Thalassinoides-Rhizocorallium、Ophiomorpha、Thalassinoides-Palaeophycus、Thalassinoides-Rhizocorallium-Planolites 4类遗迹组构,分别对应中缓坡固底底质颗粒滩、松散底质颗粒滩、绿藻滩/滩间以及外缓坡沉积。生物扰动造成不同环境沉积储层的非均质性,潜穴的储集空间、渗透率、含油性能等较基质得到改善。生物扰动造成潜穴与基质的组构差异,在此基础上叠加胶结、溶蚀、压实等差异性成岩改造作用后,进而形成3种储层非均质性类型。储层非均质性受控于沉积环境、岩石类型、遗迹组构、成岩作用等因素。生物扰动与沉积、成岩协同控制Kh2段多尺度的强非均质性。