鄂尔多斯盆地G井区致密砂岩地质建模研究

第一章绪论纵观全球油气供给状况，常规石油天然气资源增储增产的开发生产已由常规油气藏转向非常规油气藏。国内外均已发现并投入开规油气资源，非常规油气资源的战略地位日趋重要，这对于我国更是如此常规油气储层在全国各大含油气盆地中均有分布。随着全球非常规致密油发，非常规致密油气在已开发的非常规油气资源中已占绝大部分比重。在层油气藏的开发已远不能满足国民经济及社会发展的需要，非常规致密油发已成为当前重要的研究课题。就我国非常规致密砂岩储集层最发育的鄂尔多斯言，几乎所有潜在的石油资源量均属于非常规致密储层范畴，其延长组主东胜气田，其准确的地理区位处于杭锦旗以及经过实地调查数据反馈信息，G井区地温梯度为建立相应的地质模型来分析该地区的油气储层、各项物性特性特征参数的研究基础上，利用研究所得数据进一步探究该区块的砂体分布规律和气水条件较差，整体上呈现由低洼地段向斜坡过度地段，气含量逐渐较少密砂岩气储层的鄂尔多斯盆地，其平均的地层压力数值均低于我国的正力系数大致分布在0.8~1之间，与之形成对比的是，我国的四川盆地的压力系数值为1.2~1.5，渤海湾断陷盆地地区的压力数值分布范围为1.5~1.8，库车前陆盆地的压力数值北美落基山地区相比，这些地区的致密气层压力增大的原因并不相同，以家河组为例，相比于北美落基山地区，该地区的储层孔隙体积在岩石致他们二人的推动下，为现代的三维地质建模理论提供了完美的计算理论，了这一研究方法。该理论的特点在于为各种不同的地质现象或地质形态建立起的随机化的数学模型，其中最为重要的一点在于，该理论能为油气储存的此后，又有多位研究学者在数据的三维可视化、三维矢量等理论研究方向的研究成果，但直到1993年，现代化的三维地质建模概念才由加拿大人Simon相关研究理论的建立，其后期的模型构造技术发展的极为迅猛，并逐步应一步推动了油气藏的勘探与开发，而在越来越复杂的地质条件下，应用早期的构造法建立的地质模型无法很好地满足对于地下地质特征的勘探，因此，新型的沉模型和岩相模型作为早期三维地质建模方法的补充理论被充实到了该研究方代化的地质勘探和开发提供了强有力的理论支撑，推动了三维地质建模技术的通过相关书籍和馆藏文献等资源，在宏观上弄清楚了被研究区域的地征和地质条件，为进一步的研究和地质模型的建立提供参照一般地质调查研究的思路，我们最终将岩石特性和电性特质调查研究的基础，指导理论为层序地层学，在此基础上，综合了岩石实测数据，按照常规的地层划分和比对工作的要点，本研究完成了被研作，并将上述前期研究数据和成果作为区域的地层建模的关键控制量，基于前期收集到的研究区块的地质资料，结合现场的岩心分析报告以料，以单井为研究对象展开研究，绘制完成了连井沉积相剖面图，在此基础上细分出了该区域的层沉积微相类型。本研究基于其他研究者的野外实地考察次递进的研究方法的指导下，结合了地质考察中经常应用的沉积构造等概本研究的核心目的在于首先大致确定所调查区域的专属的特异性的三维①建立地层构造模型：利用建模软件的数据导入，分别导入被研究区①建立地层构造模型：利用建模软件的数据导入，分别导入被研究区域的⑤三维地质模型的成型：按照上述步骤所得到的实体地质模型，在建立上严格利用研究开始阶段收集到的研究区域的地质背景资料，结合研究据和实验室各项实验数据，对被研究区域的地层进行初步的地层对比划分。其前期的地层对比划分，能够进一步对于被研究区域的沉积微相和储层特性展开研第二章研究区地质概况2.1研究区地质概况通过调研发现，太古界和下元古界是组成鄂尔多斯盆地的的基础结晶基底，尔多斯盆地的形成经历了长时间的地质演化发展，演化为叠合型盆地质特征在结构上相比较中国大陆其他地区的地质构造结构更为稳定，同2.1.1研究区地理概况根据前期调研资料显示，地处内蒙古鄂尔多斯盆地的中国石化东胜气田，总旗及杭锦旗西区块，该地区的主要地形为沙漠和草地。东胜气田与国内第一大气图2-1G井区构造位置图2.1.2研究区开发概况图2-2G井区产能建设井位图2.2地层划分划分也更为精细，划分的标准也在不断的完善，如今，小层划分在地质研究中占据着举足轻重的地位，同时，小层划分也在气藏研究中也扮演着十分重要的作用。但无地质条件下的小层划分，都必须遵循等时性原则，否则，其精细分层将失去精确义。小层划分在理论上是指在完成初步地层划分的基础上，再根据地层对比划将目的层划分为多个小层，分别针对划分出的下层进行独立性的研究与建模分析2.2.1地层划分方案关于内蒙古鄂尔多斯盆地的上古生界地层划分，地质工作则参照上述方法，只不过其分层较少，本文考虑到被研2.2.2地层划分在精细划分地层时，尤其是小层划分，若地层表现出的岩石特性越强，图2-3研究层段区域性标志层根据前人研究成果和本研究区域的地层特征，利用单井柱状图呈现出的研炭系上统太原组，而位于最上层，离地表距离最近的盒子组为二叠系上统所形成的各层特性如下：由于石炭系太原组的顶部沼泽沉积环境，其具备发育成三角洲平原的趋势，其另一特性则是具有良好的横向的延续性，导致其自然伽马曲线的探表现为下高上低，自然伽马曲线随深度增加逐渐减小，太原组的岩石特性主要可层，其颜色均偏灰白色，在地质分布上呈现出不等厚的混合层的特组岩性变化较大并有多套薄煤层夹在其中，导致组内曲线变化明显，整组厚度在75图2-4锦32井单井柱状图势变化较为稳定，大致上就是砂泥岩，它的下面呈现出来的电位是箱型，二叠系上统上石盒子组，主要是一些干旱的河水沉积，呈是正常的，因此测井的数值也就比较高，呈湖泊，棕褐色泥岩是上石盒子组的主要岩性，并夹有少量的细、中砂岩，在测井中体现为“细脖子”，该层自然电位曲线较为正常，自然伽马以及声波时差测井数值都较在建立骨架剖面时，主要通过声波进行判断，在判断的时候，我们关注的是声我们在研究的过程中首先建立骨架剖面，在建立完成之后，我比如厚度方面以及起伏方面，但是这些变化是比较微弱的的时候，会出现一种现象，即一部分的曲线不太显著，对分属于精细分层，在宏观分层上很难讲将这2.2.4地层对比结果的层的自然伽马曲线特征作为中心划分标志，辅以声波时差判断气层响应，最终盒子组各层段进行岩性盒沉积旋回划分，划分完成后再构建顺物源和垂直物源，2.3构造特征鼻状隆起，各个小层在沉积时都有着较为相似的构造环境，沿北东到南西第三章沉积特征研究沉积相包括以下几个方面：形成沉积物所需要的环境、条件以及它的究的主要内容是：通过对沉积物的岩性特质、构造特性以及对相应测井而分析研究区域的样品岩心的沉积结构、构造、粒度等。并且根据得到3.1沉积相标志杭锦旗区域地处鄂尔多斯盆地的北边，该地区的特性是晚古生代沉积位着是早奥陶世沉积。具有这种特性的地区也具有特定的地层组分，主要3.1.1岩心相标志矿物的种类不同，它的颜色也会不同，不同岩石的矿物组成成分以及含沉积的环境所决定的，沉积岩在颜色上表现出的不同都是由于它所包含的图3-1灰白色粗砂岩图3-3浅灰色含砾粗砂岩图3-2灰绿色含砾粗砂岩图3-4浅灰色中砂岩粒度分析能够表示沉积过程中水动力对沉积物颗粒结构的影响。区段不同，的矿物，它的颗粒的搬运方式比较多，主要有滚动、跳跃和悬浮这三种，冲积扇图3-7不同重力流和牵引流沉积物的C-M图版图3-8粗粒岩屑石英砂岩图3-9粗粒岩屑砂岩沉积岩的沉积成岩过程比较复杂，在这个过程中会受到很多外力和内些作用有的是物理作用，有的是化学作用。通过这些作用，沉积岩就会演变成的形状，与此同时，由于外力和内力作用形成的沉积物，它的各种各样的形状的砂岩相互叠置形成了这种层理，和水平层理相比较，其层纹的厚度比较大，颗粒是比较粗的，纹理也就不太明显。在浅水急流的情况下，砂粒就会快速的此会形成相互平行的细层，这些细层的颗粒分布比较均匀，另一方面这也显示力的沉积环境是比较强的。这种纹理通常分布在湖边，3.1.2测井相特征特性。测井相分析具体的原理可归结为以测井解释结论为依据，将提取的测井曲模式。故凭借对测井相展开的一系列分析可以对所研究区域地层特征进行充分的具有代表性的是岩相以及相应的沉积微相，相应的箱形砾状砂岩功效可归结为加积；相应的箱形含砾粗粒岩主要集中于示辨状河主洲平原等形式的沉积环境；其二呈现出中高幅度以及伴有相对较为明显的锯齿，岩相呈现出锯齿状，主要集中于状河三角洲平原以及类似扇形三角洲平原等形式环境。相应的沉积微相具体可归结为河道充填相关的次分流河道，相应的沉积功度钟型，其中含砾粗粒砂岩相以及相应的粗粒石英砂岩相等具有一定的代表性，相应的沉积环境具体指示辨状河相关主水道，相应的沉积微相具体为边滩，相应的沉积作用为侧积以及加积。其二为呈现出中高幅度以及伴有不是非常显著的钟型，具有代表性的是钟形含砾粗粒砂岩相以及相应的钟形粗粒砂岩相，相应的沉积环境体现为辨状河主水道具有一定的代表性，相应的沉积环境为辫状河三角洲平原以及扇境为辫状河三角洲平原以及扇形三角洲平原，具体形式的沉积微相呈现为河道间表3-1研究区储层岩石测井相形态分类示意表图3-11心滩微相测井曲线形态（箱型锦86盒3）基于前面针对测井相展开的一系列研究，凭借杭锦旗区域太原组以及山西组沉积演化特性，进一步针对所探讨区域探井相关的测井响应展开切实有效的分析表3-2研究区下石盒子组-山西组-太原组沉积特征类型表3.2沉积相分布规律3.2.1单井相分析单井相分析占据着沉积微相探究当中重中之重的地位，沉积微相研究单井相分析。本文结合检索到的综合录井、岩心以及相应测井的相关资料，针探讨区域内的冲积平原中部地区，相应的沉积微相具体为辫流水道，具有代表性的岩相但是其磨圆程度相对较差，相应的砾石一般通过砂质进行相应的支撑，通常呈现出错综复杂的排列。不难分析出单期沉积旋回厚度呈现出相对较大的趋势，相应的沉积构造具3.2.2剖面相分析基于前面展开的单井相有效区分的前提之下，凭借顺物以及相应的垂直物源的剖切面，展开了一系列沉积微相相关特性探究，点，针对井间微相具体的构造特性展开了切实有效在上一节单井相分析的前提下，以测井相特征为依据，将若干单井连成顺物源和垂直物源的对比剖面并针对井间微相具体的组合特征展开切实有效的分析，状河道，说明其水动力相对较为充足，相应的砂体不仅呈现出相对较强的连续性其宽度以及厚度尺寸也相对较大，除此之外，其厚度大小所涉及的区间范围较大图3-14研究区过井沉积相剖面图3.2.3平面相分析划分，将研究区各层砂厚呈现规律进行了相应的汇总归类，通过计算进一步得到各微相。其中北部发育冲积扇，砂体沉积规模最大；向南地形开阔之后，形成相应的河床地貌呈现出复杂多变的形态，相应的心滩生成的具体原因可归结为经图3-16研究区盒3段平面沉积相图3.3砂体展布特征储层的砂体展布探究一直是沉积特征研究及储层预测的核心点，所探讨区域内砂体展布规律以及储集性能与生储盖组合等形式的多元化因素耦合，均会对相内相关油气分布造成一定的影响，因此，对于砂体纵向以及相应横向所呈3.3.1砂体平面展布规律研究区地处鄂尔多斯盆地北部，因此文所探究区域砂体特性以及相关展布的沉积演变过程大致为从海洋到陆地的逐步演变，即从晚石炭世太原组到早二系，盒3段形成了辫状河沉积体系。由于北方物源盒3-2段砂厚图盒3-1砂厚图第四章储层特征研究所探讨区域气藏类型以及相应的分布状况在一定程度上受限于储集层的分布类型以及相应的层体厚度大小等多元化因素。针对相应的储层展开切实有效的探究，可进一步认知所探讨区域内气富集带、气藏类型以及气藏的分布状况，在一定程度上也能4.1岩石学特征图4-1研究区岩性组成三角图图4-2研究区盒1段粗粒岩屑砂岩（锦98,3064.61m）图4-3研究区盒3段粗粒岩屑石英砂岩（锦57,2990.21m）4.2成岩作用特征所谓压实作用具体可归结为物理性压实以及化学性压实等两种形式，压实以作用具体作用方式是通过一定的水压力将上部水分充分挤压排出，进而导致相应变形，相应颗粒之间形成的缝隙逐渐减小，进而造成相应的渗透率有所下降。所具体呈现出的结果是接触关系存在一定的差异，从点、线逐步演变为缝合接触，溶蚀作用具体可归结为在外力条件下岩石内部的各个成分产生一井区目的层段的关键性成岩作用就是溶蚀作用，溶蚀作用的发生直接决定了下内储层的分布情况。基于整体视角出发，相应的溶蚀可进一步区分为颗粒选择性具体涵盖了蚀变、裂缝充填、交代以及相应的重结晶作用，4.3孔隙结构特征4.3.1孔隙类型特征剩余颗粒之间呈现出的孔隙绝大多数都是原生孔隙。所谓的原生孔隙具体指区下石盒子组各层内部相应的残余粒间孔隙呈现出相对较为良好的发育情况，值的是，其分布特性呈现出高度非均质性。储层部分位置还能观察到填隙物内部b.粒内破裂缝：岩石颗粒受到各向外力作用导致一部分易碎的颗粒发生内部破裂，在颗缝：这类裂缝一般产生于有绿泥石胶结的砂岩四周，由于绿泥石发生溶蚀作用导致裂缝a．原生粒间孔、粒间溶孔，锦95井，3086.65m，盒3段b.粒间溶蚀孔，锦99，2929.23m，盒1段相应的孔隙以及吼道具体可归结为相应流体在岩石内部完成渗流的重要通道。所谓(μm%）物性也是这几类当中最差的，通常情况下其排驱压力要高于1MPa，相应的中值压力也图4-10研究区段盒1段压汞曲线图4-11研究区段盒3段压汞曲线表4-2研究区孔喉特征参数表（20（20渗透率（mD）（15渗透率（mD）（1550孔隙度（%）图4-12盒1段气藏孔隙度、渗透率分布直方图（1550孔隙度（%）率图4-13盒3段气藏孔隙度、渗透率分布直方图4.5储层非均质性特征所谓的储层非均质性在一定程度上局具体可归结为储层在产生途中由于环境其不仅在储层表征当中占据着重中之重的地位,而且在一定程度上还对气田相应的一方面展开切实有效的分析可建立起相对较为完善的气藏模型以随着相关储层非均质性方面的探究不断日新月异,国内外相关学者基于各种形式的研究视角出发,相继出台了一系列具有针对性的研究策略。基于国内我国陆相储层相关特性以及当前形势下的生产实践,具体将储层的非均质性归结为以下几种形式,其一微观孔具有相对较为普遍的适用性。其中储层宏观非均质具体归结为层内、层间以及平质性等。储层的微观非均质性具体归结为碎屑岩成分以及相关结构层面的非4.5.1层内非均质性所谓层内非均质性具体可总结为单砂层内垂直方向所产生的一系列储层性质改变,石盒子组的岩心观察及测井曲线特征分析与评估,发现下石盒子组有以下若干韵律形式：a.正韵律型:表现为砂体内岩性自下而上由粗变细的的渐变,其与下部地层之间呈现出相对较为显著的冲刷接触。渗透率自韵律底部而上由高变低。声波时d.韵律变化不显著的较均质段:其各项参数在垂直方向上几乎呈现出相对较为均匀形式主要集中在正韵律，同时有部分砂体为复合韵律，下石盒子组粒度在整体上般有若干薄层分布在中间，这些薄层一般为泥质且物性较差，除此之外层内出现若碎屑岩中存在的各种形式层理往往会伴随相应的渗透率各项均不一致。本文所探讨粒度大小以及相应的颗粒排列等层面存在一定的差异，相应的层理结构垂直方向本文所探讨区域下石盒组当中就有这种形式的夹层存在,通常可归结为泥质夹层以及泥质侧积层以及泥质纹层。2.渗透率非均质性程度表征层内相应的非均质性相关参数具体可归结为关于渗透率的变异、突进、级差以及相应的均质系数。其中变异系数（Vk表征其偏离均值的程度大小,一旦相应的偏离程度越强,在一定程度上即可表明渗透率值改变趋势越明显,而且相应的分散程度便越高,则相应的非均质性效果便更明显。其具体的求解过程如下：1Ⅴk=lΣn(Ki-K平均)2/n|2/K平均i=1基于相关物性分析资料显示,并结合上述公式针对本文所涉及的探讨区域内各个钻4.5.2层间非均质性层间非均质性是指储层砂体在剖切面当中呈现出的一定规律，同时还包括层下通过若干参数来表征，包括分层系数、砂岩密度等。相应的沉积相在一定程0250030219014142.50151032所谓分层系数具体可归结为层系内部所具备的单砂层数目,因为存在一定的相变,同性。所谓的砂岩密度具体可归结为剖切面内砂岩厚度以及地层厚度之间的比值。砂体的发育特点和层间非均质性可由分层系数和砂岩密度来进行判断,具体可归结为以下若干情况①二者都呈现出相对较高的趋势,代表厚层砂岩和薄层泥明相应的层系具有较为明显的非均质性②分层系数偏高然而相应的砂岩密度相对居中,代表砂泥岩薄互层组合特征,说明相应的层系具有极其突出的非均质性③分层系数偏高但是砂岩密度相对较低,这种分布说明层间大量存在薄层状砂岩,具有较明显的非均质性④分层系数偏低然而相应的砂岩密度相对偏高,说明层间分布较多的中厚层砂岩，相互叠置,很难看到泥质夹层,相比其他几种情况代表较好的层间均质性⑤分层系数均质参数统计表（表4-6）和渗透率非均质参数评价标准（表4-7最终分别得表4-6研究区主力气层层间非均质参数统计表表4-7渗透率非均质参数评价标准4.5.3平面非均质性本文所探讨区域渗透率平面非均质性在一定程度上受限于沉积微相、相应定的差异性,也是造成渗透率平面变化的原因之一。基于砂体形态差异的视角出发,一般情况下一旦相应的渗透性相对较为显著便会呈现出条带状形式的展布,尤其在其延伸方向,相应的厚度以及渗透变化率呈现出相对较小的趋势。渗透率以及相应的含气饱和度等方面都相对偏高,这几项参数指标在砂体侧翼以及末端4.6储层分类及评价储层综合评价在一定程度上对储层探究成果是一种综合呈现。由于相应的储层评价非常重要，故需要建立一套相对全面统一的储层评价标准，这可进本文所研究的区域地处鄂尔多斯盆地，目的层属于特低孔、特低渗储层，过设立适合本区域的评价为目标，来对本区域的目的储层进行划分和分级，根含砾粗砂岩、粗砂岩。沉积微相主要为心滩及叠置心滩，测井相表现为光滑箱型、微齿化箱形。砂岩。沉积微相主要为心滩、河道和河道填充，测井相表现为微齿化箱形叠置钟形。（%）Ⅰ岩>0.8>0.15>240好Ⅱ填岩孔形Ⅲ>1.0>20Ⅰ>15>1.2>0.4>245好Ⅱ填形Ⅲ>0.3>8形第五章精细地质建模形式始终没有改变其在计算机信息技术方面重中之重的地位。各行各业或多或少相应的计算机技术打交道，本文所涉及到的油气田勘探也不例外，现阶段油气开与相应的数字化技术融会贯通，尤其是地质建模技术已经在相关油气开发领域三维地质建模实际上是在分析研究区内岩心信息以及测井资料的基础模过程在一定程度上可归结为针对各个单位网格进行切实有效其不确定程度激增。所谓随机建模即就是对诸如此类的不确定性进行预测以及凭借确定性建模方式评估出的井点之间相关储层参数具有一积学方式具体基于勘探人员在现场产生的认知，进而确定相应探讨区域的沉参数；所谓的储层地震学方式具体可归结为凭借地震属性展开相应的反演，进而为将变量全部看成纯随机形式探讨，单纯从待测点位置以及相关已知信息位置之表5-1确定性建模方法分类表为确保储层参数空间展布真实程度最大化，仅凭借确定性建模远远对于相应地区的认识永远是不够精细的，对地区的地质认识也是在不断变化的致相应的建模算法呈现出一定的局限性，通常情况下确定性建模效果与真实情况之差距相对较大，相应的预测精度根本达不到预期效果，故相应的随机性建模便谓的随机建模基于已知相关信息，凭借相关地质统计特性，并利用某种有算法，进行等概率模型的相关模拟。如表5-2所示呈现出一系列随机建模方式，表5-2随机性建模方法分类表步搭建井位、分层界限以及相关测井信息数据库，进而为加下来的有效立具体可归结为针对各个网格进行切实有效的赋值，单井周围的空网格可以通过曲线离散化进行赋值，只有将测井数据中的各项数据离散到网格当中才能才及岩相模型基本上会选取Mostof进行相应的赋值，相应的孔隙度模型以及含油饱和度图5-1“相控思想、确定性+随机”多信息约束储层建模方法流程图维地质模型的框架，可将其认知成将三维地质体逐步分图5-2G井区下石盒子组重点研究层顶面构造图图5-5G井区乌兰吉林断层模型示意图关于沉积相模型以及相关后续岩相模型的构建，可总结为针对图5-6G井区下石盒子组重点研究层沉积相平面图图5-7G井区下石盒子组重点研究层沉积微相图所谓的变差函数相关调节占据着随机建模当中重中之重的地位，能够进一步域化变量对区域大小的影响程度、空间各向异性程度以及相应的连续性。相应的变差函数具体凭借带宽、厚度、搜索半径、容差角度等形式的参数来表征。基于变差函数图可进一步获取变程、块金值、基台值等相对较为关键的参数，其中占据重中之重地位的参数是变程，其大小程度能够有效彰显变量空间的相关性程度，相应的变程越大代表该方向的观测数据在相对较大的区间内呈现出一定的相关性；倘若相应的块金值不是零，则基于岩相的差异，其相应的物性分布特性呈现出一定的差异，倘若建立属性没有对相应的岩相进行切实有效的区分，那么所建立的模型便会的分布占比，将其设置成初始化形式的约束条件，也就是序贯指示模拟的硬数图5-9G井区下石盒子组重点研究层岩相模型图基于岩相模型的相关约束完成相应孔渗模型的搭建后，应该确实适用于研有效储层标准，将定好的标准带入孔渗模型进行相关的运算，最终可以得到研图5-10G井区下石盒子组重点研究层砂体厚度图本文所探讨区域选取连续变量模拟相对较强的序贯高斯模拟算法，与此同其中孔隙度值域分布状况在一定程度上受限于沉积微相，其在河道方向增大趋图5-11G井区孔隙度模型（左）及对应栅状图（右）图5-12G井区孔隙度模型连井剖面图图5-13G井区下石盒子组重点研究层孔隙度模型图渗透率值域分布在一定程度上受限于沉积微相以及相关岩相展布：其在河图5-14G井区渗透率模型（左）及对应栅状图（右）图5-15渗透率模型连井剖面图图5-16G井区下石盒子组重点研究层渗透率模型图通过序贯高斯模拟方法来对研究区含气饱和度模型进行建立。首先将原曲线粗化至网格中。因为含水饱和度是连续变量，对连续变量进行模拟运拟，要求整体的数据符合正态分布，因此对粗化后的含气饱和度曲线进行后调整各个小层的含气饱和度变差函数，在岩相控制下运用序贯高斯模拟图5-17G井区含气饱和度模型（左）及对应栅状图（右）图5-18含气饱和度模型连井刨面图图5-19G井区下石盒子组重点研究层含气饱和度模型图GIIP=(BulkvolumexNTGxPorosityxsg)/Bg内的孔