CN109387867A - 一种致密砂岩储层建模方法 - Google Patents

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Abstract

本发明公开了一种致密砂岩储层建模方法，包括：基于叠后三维地震解释资料，以钻井、测井资料为约束进行岩性反演，获得多个反演数据体；将多个反演数据体与测井解释结论对比，优选出最能体现不同岩性的反演数据体；根据测井解释出的岩性数据与优选出的反演数据体中的数值的相关性，确定岩性划分标准；基于所述岩性划分标准对三维空间中每个三维网格中的反演数据体的数值进行岩性识别，得到三维岩性数据体；在沉积相的主体中心和各边界内部的位置设置虚拟井，将虚拟井所对应的三维岩性数据体中的数值确定为虚拟井的岩性数据；将实钻井和虚拟井的岩性数据作为建模基础数据，进行随机模拟建模，得到三维储层岩相模型，达到精细描述储层的目的。

Description

一种致密砂岩储层建模方法
技术领域
本发明涉及石油天然气开发技术领域，尤其涉及一种致密砂岩储层建模方法。
背景技术
储层精细地质建模是油气田开发的基础和重点，其意义在于直观地描述一个油气藏的构造特征、沉积相的类型和展布，储集体的几何形态和大小、储层参数分布及非均质性特征等等，同时为气藏工程研究提供一个可靠的地质信息载体。目前比较常见的储层精细描述的基本思路是：首先进行岩芯观察分析确定岩相类型，结合测井曲线特征进行测井解释及测井相分析，在区域地质背景下，进行垂向及平面沉积相组合确定沉积相展布；然后以测井解释结论为基础，沉积模式为指导，利用地震属性和沉积相展布作为约束，建立储层三维地质模型。
现有的储层地质建模方法是综合利用岩心、露头、测井等手段分析沉积相和储层分布，结合井间地震解释预测的有利储层位置和边界，以井点硬数据为基础，综合地质、地震等手段进行约束，采用随机建模的方法建立三维地质模型。该方法主要是在密井网条件下，通过岩芯、露头、地震与测井相结合，并利用随机模拟方法进行储层地质建模。但是对于大井距的稀井网地区，在井间约束主要依靠地震数据的条件下，该方法中的储层三维精细刻画方案存在较大的不确定性。
现有技术的不足在于：
(1)在密井网条件下，主要利用岩芯、测井资料建立井点信息，在沉积相分析、地震解释和构型分析等约束下进行地质建模，对地震资料依赖程度较低，在一定程度上可以达到精细描述储层的效果，但是对于新区块井距大，特别是河流相致密储层变化复杂的情况，基于井点和常规相控约束的随机建模方法无法精细刻画出储层在三维空间上的分布；
(2)在稀井网地区，以地震数据约束为基础的随机建模技术主要是结合叠后地震反演数据与测井解释结论建立储层分布的概率体，以此为井间约束来建立地质模型，但是单纯地依靠地震数据进行概率约束模拟出的结果具有较大的多解性，也很难直观地描述储集体的几何形态和空间叠置关系，不能有效地体现储层的岩性变化和沉积模式特征。
发明内容
针对上述技术问题，本发明提供了一种致密砂岩储层建模方法，包括以下步骤：
S10，基于叠后三维地震解释资料，以钻井资料和测井资料为约束，进行岩性反演，得到多个反演数据体；
S20，将所述多个反演数据体与测井解释结论进行对比，在所述多个反演数据体中优选出最能体现岩性变化特征的反演数据体；
S30，根据测井解释出的多种岩性数据与优选出的反演数据体中井轨迹上的各数值的相关性，确定所述优选出的反演数据体中不同岩性所对应的数值的分布范围，以此作为岩性划分标准；
S40，在平面沉积相约束下，根据所述岩性划分标准，对整个三维空间中每个三维网格中的反演数据体的数值进行岩性识别，得到相应的三维岩性数据体；
S50，根据沉积相展布和储层发育规模，在地质模型中不同沉积相的主体中心和各边界内部的位置设置虚拟井，将虚拟井所对应的三维岩性数据体中的数值作为虚拟井的岩性数据；
S60，将实钻井的岩性数据和虚拟井的岩性数据作为建模的基础数据，将地质认识得到的储层构型参数作为建模的变差函数，以所述优选出的反演数据体为约束进行随机模拟，得到三维储层岩相模型。
在一个实施例中，在步骤S10中，利用波阻抗的方法进行岩性反演或者利用伽马方法进行岩性反演。
在一个实施例中，在步骤S30中，测井解释出的多种岩性数据包括粗砂岩数据、中细砂岩数据和泥岩数据。
在一个实施例中，在步骤S40中，所述反演数据体中粗砂岩对应的数值的分布范围为60至140，所述反演数据体中中细砂岩对应的数值的分布范围为140至230，所述反演数据体中泥岩对应的数值的分布范围为230至450。
在一个实施例中，在步骤S40中，所述三维岩性数据体为三维粗砂岩数据体、三维中细砂岩数据体和三维泥岩数据体。
在一个实施例中，在步骤S50中，虚拟井的设置还要满足研究地区的井距要求。
在一个实施例中，在步骤S50中，若所述沉积相为河流相，在所述河流相的河道中心轴和各河道边界内部的位置设置虚拟井。
在一个实施例中，在步骤S60中，所述储层构型参数为储层的形状和大小。
在一个实施例中，所述储层的大小包括储层的长度、宽度和厚度。
在一个实施例中，在步骤S60中，以所述反演数据体为约束进行序贯指示随机模拟，得到三维储层岩相模型。
与现有技术相比，上述方案中的一个或多个实施例可以具有如下优点或有益效果：
1、本发明根据反演数据体中不同岩性所对应的数值的分布范围，对每个三维网格中反演数据体的数值进行岩性识别，得到了三维岩性数据体，由于稀井网地区井距过大，在地质模型中的实钻井周围***虚拟井，并将三维岩性数据体中的数值确定为虚拟井的岩性数据，然后将实钻井的岩性数据和虚拟井的岩性数据一同作为建模基础数据，这样在建模过程中能够提高已知井的影响范围，同时提高稀井网地区地震数据在储层建模过程中的约束作用，进而达到精细描述储层的目的，尤其是达到精确描述河流相致密砂岩储层形态和空间分布特征的目的。
2、本发明提供的基于岩性识别和虚拟井约束的建模方法易于实施，可操作性强，所建立的储层三维岩相模型能够为井位部署和水平井设计提供重要依据。
本发明的其它特征和优点将在随后的说明书中阐述，并且部分地从说明书中变得显而易见，或者通过实施本发明而了解。本发明的目的和其他优点可通过在说明书、权利要求书以及附图中所特别指出的结构来实现和获得。
附图说明
附图用来提供对本发明的进一步理解，并且构成说明书的一部分，与本发明的实施例共同用于解释本发明，并不构成对本发明的限制。在附图中：
图1示出了本发明第一实施例的致密砂岩储层建模方法的流程图；
图2示出了本发明第二实施例的测井解释出的多种岩性数据与优选出的伽马反演数据体的相关性分析图；
图3示出了本发明第二实施例的东胜气田某区块下石盒子组反演数据体岩性识别透视图；
图4示出了本发明第二实施例的东胜气田某区块下石盒子组一小层虚拟井位置图；
图5示出了本发明第二实施例的东胜气田某区块下石盒子组储层三维岩相模型。
具体实施方式
以下将结合附图及实施例来详细说明本发明的实施方式，借此对本发明如何应用技术手段来解决技术问题，并达成技术效果的实现过程能充分理解并据以实施。需要说明的是，只要不构成冲突，本发明中的各个实施例以及各实施例中的各个特征可以相互结合，所形成的技术方案均在本发明的保护范围之内。
第一实施例
图1为本发明第一实施例的致密砂岩储层建模方法的流程图。如图1所示，主要包括如下步骤S10至S60。
在步骤S10中，基于叠后三维地震解释资料，以钻井资料和测井资料为约束，进行岩性反演，得到多个反演数据体。
具体地，首先建立研究区地质模型数据库，利用叠后三维地震资料，以钻井资料和测井资料为约束，利用波阻抗的方法进行岩性反演或者利用伽马方法进行岩性反演，得到多个反演数据体。在本实施例中，优选通过伽马方法获得的三维网格形式的反演数据体，它本身是由大量的三维网格构成的数据体，每个网格里有一个数值。
在步骤S20中，将多个反演数据体与测井解释结论进行对比，在所述多个反演数据体中优选出最能体现岩性变化特征的反演数据体。也即，在多个反演数据体中优选出一个能够清楚地区分出不同岩性的反演数据体。
在步骤S30中，根据测井解释出的多种岩性数据与所述步骤S20优选出的反演数据体中井轨迹上的各数值的相关性，确定所述步骤S20优选出的反演数据体中不同岩性所对应的数值的分布范围，也即岩性划分标准。具体地，所述测井解释出的多种岩性数据可以在所述步骤S10中进行岩性反演前，根据测井解释划分的岩性类型和响应特征进行解释来获得。
将测井解释出的多种岩性数据与优选的反演数据体中井轨迹上的各数值进行相关性分析，也即，将测井解释出的二维空间中井轨迹上的岩性数据与三维空间中反演数据体中井轨迹上的的数值进行交汇分析，以便确定岩性划分标准。
在步骤S40中，在平面沉积相约束下，根据所述步骤S30建立的岩性划分标准，对整个三维空间中每个三维网格中的反演数据体的数值进行岩性识别，得到相应的三维岩性数据体。也即，在平面沉积相约束下，根据步骤S30建立的岩性划分标准，来识别整个三维空间中的反演数据体中的数值所属的岩性。
在步骤S50中，根据沉积相展布和储层发育规模，在地质模型中不同沉积相的主体中心和各边界内部的位置设置虚拟井，将虚拟井所对应的三维岩性数据体中的数值作为虚拟井的岩性数据。
具体应用时，还需要结合研究地区合理的开发井距确定虚拟井的密度，在适合的位置***虚拟井。
在步骤S60中，将实钻井的岩性数据和虚拟井的岩性数据作为建模的基础数据，将地质认识得到的储层构型参数作为建模的变差函数，以所述步骤S20优选出的反演数据体为约束进行随机模拟，得到三维储层岩相模型。具体地，储层构型参数为储层的形状和大小，储层的大小包括储层的长度、宽度和厚度。
综上所述，本发明提供的致密砂岩储层建模方法，根据反演数据体中不同岩性所对应的数值的分布范围，对每个三维网格中反演数据体的数值进行岩性识别，得到了三维岩性数据体，尤其适用于稀井网地区的储层建模。由于稀井网地区的井距过大，在地质模型中的实钻井周围***虚拟井，并将三维岩性数据体中的数值确定为虚拟井的岩性数据，然后将实钻井的岩性数据和虚拟井的岩性数据一同作为建模基础数据，这样在建模过程中能够提高已知井的影响范围，同时提高稀井网地区地震数据在储层建模过程中的约束作用，进而达到精细描述储层的目的。
第二实施例
上述方法可操作性强，经中石化华北东胜气田某区块应用证实，该方法可以更精确建立目标区储层三维岩相模型，从而实现储层在三维空间上的精细刻画。下面以中石化华北东胜气田某区块为研究对象，对该研究区如何应用致密砂岩储层建模方法进行详细说明。
建立研究区地质模型数据库，基于叠后三维地震解释资料，以钻井资料和测井资料为约束，利用伽马方法进行岩性反演，得到多个反演数据体。并且，在进行岩性反演前，根据测井解释划分的岩性类型和响应特征解释出多种岩性数据。测井解释出的多种岩性数据包括粗砂岩数据、中细砂岩数据和泥岩数据。
将多个反演数据体与测井解释结论进行对比，在多个反演数据体中确定一个能够区分出不同岩性的反演数据体。
根据测井解释出的多种岩性数据(粗砂岩数据、中细砂岩数据和泥岩数据)与伽马反演数据体中井轨迹上的各数值的相关性，确定所述反演数据体中不同岩性所对应的数值的分布范围。如图2所示，是本实施例中的测井解释出的多种岩性数据与优选出的伽马反演数据体的相关性分析图(即交汇图)，横坐标表示伽马反演数据体中的数值，纵坐标表示概率。10表示伽马反演数据体的表示粗砂岩对应的伽马反演数据体中的数值分布区域，20表示中细砂岩对应的伽马反演数据体中的数值分布区域，30表示泥岩对应的伽马反演数据体中的数值分布区域。可以看出，不同岩性对应的反演数据体中的数值有明显差别。伽马反演数据体中粗砂岩对应的数值的分布范围为60至140，伽马反演数据体中中细砂岩对应的数值的分布范围为140至230，伽马反演数据体中泥岩对应的数值的分布范围为230至450。
在平面沉积相约束下，根据反演数据体中不同岩性所对应的数值的分布范围，对每个三维网格中反演数据体的数值进行岩性识别，得到三维岩性数据体，并进行三维透视显示。如图3所示，是本发明实施例东胜气田某区块下石盒子组反演数据体岩性识别透视图。其中，图3中所标的数字为实钻井的编号。三维岩性数据体为三维粗砂岩数据体、三维中细砂岩数据体和三维泥岩数据体。
根据沉积相展布和储层发育规模在地质模型中不同沉积相的主体中心和各边界内部的位置设置虚拟井，同时满足该地区合理的井距要求。在本实施例中，沉积相为河流相，在河道中心轴位置和各河道边界内部的位置设置虚拟井，然后根据该地区的合理开发井距800至1000米，在适合的位置***虚拟井，以控制整个研究区的储层分布。如图4所示，是本发明实施例东胜气田某区块下石盒子组一小层虚拟井位置图，图4中实心的点表示虚拟井，空心的点表示实钻井。在设置完虚拟井后将虚拟井所对应的三维岩性数据体中的数值确定为虚拟井的岩性数据。
将实钻井的岩性数据和虚拟井的岩性数据作为建模的基础数据，将地质认识得到的储层构型参数作为建模的变差函数，这里主变程为6000米，次变程为3500米，垂向变程为5米，以优选出的伽马反演数据体为约束进行序贯指示随机模拟，得到如图5所示的精细的三维储层岩相模型。
在中石化华北东胜气田某区块应用本实施例的致密砂岩储层建模方法，根据实验结果可以看出，本实施例的致密砂岩储层建模方法解决了河流相致密砂岩储层岩性变化快以及砂体分布复杂，难以精确描述储层，特别是在稀井网地区井间地震属性不能有效约束储层模型的问题，能够更精确建立目标区储层三维岩相模型，从而实现储层在三维空间上的精细刻画。
可见，与现有技术不同，本发明将实钻井的岩性数据和虚拟井的岩性数据一同作为建模的基础数据，在建模过程中提高了已知井的影响范围，降低了模拟结果的不确定性，进而达到精细描述储层的目的。
虽然本发明所公开的实施方式如上，但所述的内容只是为了便于理解本发明而采用的实施方式，并非用以限定本发明。任何本发明所属技术领域内的技术人员，在不脱离本发明所公开的精神和范围的前提下，可以在实施的形式上及细节上作任何的修改与变化，但本发明的保护范围，仍须以所附的权利要求书所界定的范围为准。

Claims (10)

1.一种致密砂岩储层建模方法，其特征在于，包括以下步骤：
S10，基于叠后三维地震解释资料，以钻井资料和测井资料为约束，进行岩性反演，得到多个反演数据体；
S20，将所述多个反演数据体与测井解释结论进行对比，在所述多个反演数据体中优选出最能体现岩性变化特征的反演数据体；
S30，根据测井解释出的多种岩性数据与优选出的反演数据体中井轨迹上的各数值的相关性，确定所述优选出的反演数据体中不同岩性所对应的数值的分布范围，以此作为岩性划分标准；
S40，在平面沉积相约束下，根据所述岩性划分标准，对整个三维空间中每个三维网格中的反演数据体的数值进行岩性识别，得到相应的三维岩性数据体；
S50，根据沉积相展布和储层发育规模，在地质模型中不同沉积相的主体中心和各边界内部的位置设置虚拟井，将虚拟井所对应的三维岩性数据体中的数值作为虚拟井的岩性数据；
S60，将实钻井的岩性数据和虚拟井的岩性数据作为建模的基础数据，将地质认识得到的储层构型参数作为建模的变差函数，以所述优选出的反演数据体为约束进行随机模拟，得到三维储层岩相模型。
2.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，在步骤S10中，利用波阻抗的方法进行岩性反演或者利用伽马方法进行岩性反演。
3.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，在步骤S30中，测井解释出的多种岩性数据包括粗砂岩数据、中细砂岩数据和泥岩数据。
4.根据权利要求3所述的方法，其特征在于，在步骤S40中，所述反演数据体中粗砂岩对应的数值的分布范围为60至140，所述反演数据体中中细砂岩对应的数值的分布范围为140至230，所述反演数据体中泥岩对应的数值的分布范围为230至450。
5.根据权利要求3或4所述的方法，其特征在于，在步骤S40中，所述三维岩性数据体为三维粗砂岩数据体、三维中细砂岩数据体和三维泥岩数据体。
6.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，在步骤S50中，虚拟井的设置还要满足研究地区的井距要求。
7.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，在步骤S50中，若所述沉积相为河流相，在所述河流相的河道中心轴和各河道边界内部的位置设置虚拟井。
8.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，在步骤S60中，所述储层构型参数为储层的形状和大小。
9.根据权利要求8所述的方法，其特征在于，所述储层的大小包括储层的长度、宽度和厚度。
10.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，在步骤S60中，以所述反演数据体为约束进行序贯指示随机模拟，得到三维储层岩相模型。
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