水平井培训讲义2

四、地质建模—砂控建模•砂控建模的思路是相控建模思想的进一步发展，相控建模是用沉积相规律约束砂体在空间的展布，砂控建模是通过井震结合对砂体在空间的展布进行标定和刻画，砂体在井点上和井资料一致，在空间上和地震资料一致，在三维空间中描述出单砂体的展布规律，根据单砂体的油水分布规律在三维空间中建立油藏的油水分布关系。•砂控建模要求地震、测井、地质、建模、油藏研究人员在一起利用具有综合功能的一体化软件共同完成，最终把地下三维空间中的油藏在计算机中再现出来，这样对油藏的认识能得到较大的提高。•砂控建模的难点是时深转换和砂体的追踪。埕北断阶带含油评价图含油面积图油藏剖面和综合柱状图NmⅢ2NgⅠ1Es1s1Es1s2Es1s3Es1x5Es1x6NgⅠ2NgⅡ2NmⅢ3NmⅣ4Es3（一）三维地质建模的目标和技术方法（二）基础数据准备及工区范围（三）时间域构造模型（四）深度域构造模型（五）属性模型的建立及单砂体的解释追踪四、地质建模—砂控建模（一）三维地质建模的目标和技术方法目标：•在三维地震数据的基础上利用三维地质建模技术对储层特征进一步的标定与刻划，对储集层的分布及其属性特征进行更准确、细致的描述和预测•对油藏分布进行描述和预测，计算地质储量•为数值模拟工作提供坚实、可靠的基础基本思路：•以Petrel软件作为主要建模工作•从时间域开始搭建构造模型，充分发挥地震资料的作用。•在利用测井资料建立属性模型时利用地震反演数据对属性模型的计算进行约束，使测井数据与地震数据完美的结合。最终使模型计算更有依据，计算结果更为合理、可信。（一）三维地质建模的目标和技术方法（一）三维地质建模的目标和技术方法工作流程：数据输入断层模型地震解释地震反演体测井解释地层对比时间域构造模型时深转换深度域构造模型泥质含量模型泥质含量测井解释地震泥质含量反演砂体划分油砂体解释孔隙度模型渗透率模型含油饱和度模型储量计算数值模拟含油单砂体追踪识别（二）基础数据准备及工区范围•工区内共加载井位23口,其中位于工区内的17口•加载了所有收集到的测井曲线。除供地质建模使用外，还为地层对比和综合分析提供了基础数据库•地震解释共提供了10个解释层位数据，包括时间域和深度域•加载了常规地震三维数据体、地震反演波阻抗体、泥质含量反演体和孔隙度反演体（二）基础数据准备及工区范围•工区面积约50m2•东西方向以三维地震工区边界为限，北部边界为杨二庄断层，南部以杨二庄南断层为界•为了在准确控制储层变化的同时尽量将网格数控制在允许的范围内，模型平面网格采用了25m×25m的间距（三）时间域构造模型•建立时间域构造模型主要根据地震解释成果和常规三维地震数据体（三）时间域构造模型•首先根据地震解释数据时间域的断层模型•受模型计算方法的限制，有个别小断层被忽略1.断层模型的建立（三）时间域构造模型1.断层模型的建立根据地震数据体，在三维空间内对断层模型进行校正，使三维断面与地震数据更好的吻合（三）时间域构造模型•首先根据地震解释数据建立了十个构造界面的初步构造模型2.构造层位的建立（三）时间域构造模型2.构造层位的建立•时间域构造模型的主要问题是如果与地震资料完全吻合•为了使地质模型与地震数据体更好的对应，构造界面与地震反射界面之间要有更准确的吻合，要更多的考虑沉积单元与地震反射波之间的对应关系•解决问题的主要方法是人工交互编辑（三）时间域构造模型2.构造层位的建立•由于地震解释的目标不同，解释层位与地质建模的要求会有细微的差异，需要通过交互编辑加了修正（三）时间域构造模型2.构造层位的建立•通过反复编辑，最终得到准确的时间域构造模型3.时深转换•时常转换不仅包括构造模型的转换，还包括地震数据体的转换•首先根据庄海8井VSP测井建立起速度关系（三）时间域构造模型ZH8井VSP测井时－速关系曲线图y=0.3794x+1650R2=0.998219001950200020502100215022002250050010001500双程反射时间（ms）平均速度（m/s）系列1线性(系列1)在Zh8井VSP时深关系基础上利用钻井分层数据对速度场进行反复校正，得到10个层位的速度场。（三）时间域构造模型时深转换（三）时间域构造模型3.时深转换•由于井控程度较低，受速度变化和分层校正的影响，初步转换结果存在一定的误差•经过交互编辑和多次校正、转换，最终得到满意的深度域构造模型•验证时深转换可靠性的主要依据是检查时间域模型与深度域模型在构造趋势、地层厚度、与钻井吻合程度等几个方面的相互关系时间域构造模型第一次转换后的深度域模型编辑后的深度域模型二次转换后深度域模型（三）时间域构造模型3.时深转换•转换后的深度构造界面与钻井分层数据有很好的吻合Es1s3底面（深度域）（三）时间域构造模型3.时深转换•深度域构造面与时间域构造面在构造形态上有良好的一致性时间域深度域（三）时间域构造模型3.时深转换•深度域构造模型与时间域构造模型在地层厚度、构造趋势上有良好的协调性时间域深度域（三）时间域构造模型3.时深转换•三维地震数据体也同时被转换，构造面与地震数据体之间的对应关系得到完好的保留时间域构造模型和地震剖面深度域构造模型和地震剖面（三）时间域构造模型3.时深转换•与构造模型一起被转换到深度域的还有三维地震数据体，包括常规地震数据和泥质含量反演数据体。•深度域三维数据体为下一步的属性模型计算提供了基础。（四）深度域构造模型•通过时深转换得到深度域构造模型只有10个基本界面，还需要进一步的细化•首先要根据钻井分层数据内插出各小层界面•根据分层数据，在工区内从Nm、Ng、Es1上和Es1下共有31个小层界面（30个小层单元）（四）深度域构造模型网格细化•小层的内插主要依据钻井分层数据•内插出的小层界面与地震反射界面基本吻合，可以满足进一步工作的要求小层界面插值计算结果与深度域地震资料对比（四）深度域构造模型网格细化•纵向网格划分：•含油层段：1m左右•不含油段：3m左右•含油层段包括：Nm31～Nm34、Nm43～Ng12、Ng13～Es底•模型平面网格间距为25m×25m网格细化后，完成全部构造建模工作（五）属性模型的建立•在构造模型的基础上利用测井解释曲线和地震反演数据体进行了属性建模工作•首先根据模型的三维网格对地震数据体进行了重采样常规地震数据体泥质含量反演数据体（五）属性模型的建立•共计算了泥质含量、孔隙度、渗透率、含油饱和度、砂体、油砂体共6个属性参数的模型•模型计算从泥质含量模型开始，泥质含量模型计算采用地震反演泥质含量体进行了约束•在泥质含量模型的基础上进行了砂体的划分与追踪，并根据油水关系确定出油藏范围•以砂体模型和泥质含量模型为约束，计算了孔隙度、渗透率和含油饱和度模型•根据油藏范围和单砂体分布建立含油饱和度模型（五）属性模型的建立•泥质含量模型采用电测解释泥质含量曲线为基础，以地震泥质含量反演体为约束条件•由于综合了测井、地震两方面的数据，泥质含量模型即较好的忠实于测井资料，又较好的反映了砂体的展布特征，具有较高的可靠性1.泥质含量模型计算（五）属性模型的建立由于泥质含量模型是在地震反演体的基础上利用测井数据进行了更细致的刻画，因此精确性更高，对河道砂体的描述更准确1.泥质含量模型计算（五）属性模型的建立1.泥质含量模型•三维泥质含量模型对砂体的三维河道的描述更为直观。Nm32泥质含量模型（过滤掉高泥质区域后的三维显示）（五）属性模型的建立1.泥质含量模型•与测井资料更为吻合•具有更高的纵向分辨率地震反演过井道地质模型过井道（五）属性模型的建立1.泥质含量模型•利用Zh804井作为验证井对模型进行质量检验•该井在地震反演和最初建模时都没有使用测井资料，以此作为质量检验井•从计算结果看，地质模型较地震反演在准确性上又进一步，说明方法比较合理地震反演过井道地质模型过井道（五）属性模型的建立•在泥质含量模型的基础上进行砂体的划分•目的是划分出具储集能力的砂体，进而研究油藏的分布2.砂体的划分（五）属性模型的建立2.砂体的划分砂体划分原则：1.划分的砂体要和测井解释基本一致（五）属性模型的建立2.砂体的划分砂体划分原则：2.划分的砂体其连续性和展布规律要与沉积相带展布规律相一致，要与钻井揭示的单砂体分布特征、油藏关系等相一致（五）属性模型的建立2.砂体的划分经过反复试验，认为以泥质含量作为划分依据比较合适根据泥质含量模型提出了以下划分标准：NmIII2:50%NmIII3：47％NmIII4：50%NmIV4:48％NgI1、NgI2：50%NgII1、NgII2：55％Es1上砂组：50％Es1下砂组：52%根据以上标准划分的砂体可以较好的满足含油单砂体研究的要求。（五）属性模型的建立2.砂体的划分•划分出的砂体更好的反映了沉积环境的变化•三维砂体模型对三维河道的描述更为直观目的层NmⅢ2油层VSH反演与常规地震数据体和地震反演体相对比，砂体模型中砂岩的分布规律与地震资料基本一致，但在细节上更为合理（五）属性模型的建立2.砂体的划分•从模型中提取的砂岩等厚图与叠前泊松比反演成果十分相似（五）属性模型的建立•关家堡油田是一个以砂体控制为主的岩性－构造油藏，因此含油单砂体的追踪解释对油藏研究具有重要的意义•根据钻井揭示的不同的含油单元分别对不同的单砂体逐层进行追踪•砂体的追踪主要根据三维砂体模型•在单砂体追踪的成果上根据地质研究揭示的不同砂体的油水关系确定出含油范围。3含油单砂体的追踪、解释（五）属性模型的建立3.含油单砂体的追踪、解释NmIII2含油砂体的追踪、解释根据钻井资料分析，关家堡油田NmIII2在Zh8和Zh802井区分别发育了不同的含油砂体，不同砂体具有不同的油水界面。（五）属性模型的建立Nm32砂体油水系统的确定•地质模型对砂体的反映好于地震反演成果常规地震地震反演泥质含量Zh802Zh802泥质含量模型孔隙度模型砂体模型（五）属性模型的建立3.含油单砂体的追踪、解释根据油水界面分析，NmIII2共有三个不同的油水界面：Zh802井区：1065m；Zh8井区：1057.5m；Zh9x1井区：1016.8m。根据三个不同的油水界面分别定义出三个井区的含油范围（五）属性模型的建立3.含油单砂体的追踪、解释Es1上砂组1小层含油砂体的追踪、解释Es1s1分别在Zh8井区和Zh4x1井区发育两个含油砂体（五）属性模型的建立3.含油单砂体的追踪、解释Es1上砂组3小层单砂体的追踪、解释（五）属性模型的建立3.含油单砂体的追踪、解释Es1上砂组3小层含油砂体的追踪、解释根据地质综合分析，Es1s3可以划分为五个不同物源的沉积单元，五个含油砂体，并且分别具有不同的油水界面。（五）属性模型的建立3.含油单砂体的追踪、解释根据不同沉积单元的油水界面，分别划分出含油范围。Es1上砂组3小层含油砂体的追踪、解释（五）属性模型的建立3.含油单砂体的追踪、解释Es1s3油层等厚图（五）属性模型的建立3.含油单砂体的追踪、解释经过仔细的反复的追踪和解释，最终得到所有的含油砂体，并确定出各砂体的含油范围。（五）属性模型的建立4.物性模型在电测物性解释的基础上建立了砂体孔隙度、渗透率模型孔隙度模型计算采用砂体模型和泥质含量模型进行了约束和控制渗透率模型利用孔隙度模型进行了约束砂体孔隙度模型砂体渗透率模型4.岩石物性模型（五）属性模型的建立4.物性模型含油饱和度模型采用常数赋值的方法将Ng12、Ng21、Ng22饱和度模型中的油砂体饱和度值赋值为60%将其它层系饱和度模型中的油砂体饱和度赋值为65％水层饱和度为0%小结经过严格的质量控制和合理的技术流程，最终得到的三维地质模型基本达到了预期的目标，不仅为数值模拟提供了可靠的基础，也在储层预测和油藏描述方面起到了一定的作用。三维地质模型以地震反演成果为基础，同时又是地震反演成果的进一步提升。储层的纵向分辨率和砂体形态的预测都有明显的提高。由于三维地质模型是在深度域内对储层进行描述，因此与钻井资料更为吻合，其成果具有明确的地质含义，成果图件也