罗54块油藏描述及跟踪数值模拟.docx
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罗54块油藏描述及跟踪数值模拟
罗54块油藏描述
及跟踪数值模拟
目录
一．概况
二．油藏地质特征
三．测井岩石物理参数的确定
四．处理方法与成果
五．三维储层模型建立
六．储层模型应用
七．储量计算
八．罗54块油藏数值模拟跟踪及预测
一．概况
罗家油田罗54块地处东营市河口区六合乡，距河口--罗镇公路西侧约2．5
千米，构造位置位于沾化凹陷罗家鼻状构造西北部，西北与罗20，罗42块相连，东南与罗6，罗53块相邻。
90年3月9日在构造的高部位部署探井1口--罗54井，3月29日罗54井开钻，5月29日在沙二段进行中途测试，井段2518．69--2638．8m，裸眼120．11m，用19mm油嘴求产折算日产油46．1t，日产水6．84m3，综合含水13%，以后该块投入滚动勘探开发阶段．截止到95年6月共完钻16口井，取芯井1口（罗54），井段2546．11--2563．33m，总进尺17．22m，芯长15．51m，收获率90．07，油砂长8．93m，含油面积1．5Km2，地质储量175×104t，溶解气储量2．20×108m3。
油藏其余主要数据见表1。
罗54块油藏基本数据表（表一）
项目
项目
油藏类型
构造岩性
饱和压力（MPa）
12.6
含油面积（km2）
1.5
岩石压缩系数（10-4/MPa）
6.09
地质储量（104t）
175
原油体积系数
1.26
投产日期（年.月）
1990.8
（地下）原油粘度（Mpas）
2.3
投注日期（年.月）
1991.1
（地面）原油粘度（Mpas）
75.8
油层深度（m）
2555-2580
原始油气比（m3/t）
105
有效厚度（m）
11.2
相对密度（地面）
0.901
空气渗透率（10-3um2）
647
原油凝固点（oC）
31
有效渗透率（10-3um2）
75.8
原油含硫（%）
1.76
孔隙度（%）
0.21
原油含蜡（%）
18
含油饱和度（%）
61
油层温度（oC）
106
压力系数
0.99
地层水总矿（mg/l）
13029
原始地层压力（MPa）
25.56
地层水水型
NaHCO3
二．油藏地质特征
1．构造及油藏类型
罗54断块构造比较简单，南北为两条北东向断层夹持的断背斜构造．中间
有两个局部高点，北东，南西方向低，地层倾角3--4度。
见（图一，表二）。
油藏类型：
主要受构造控制的岩性断块油藏。
罗54块断层要素表（表二）
断层名称
走向
倾向
倾角（oC）
断距（m）
罗54北断层
北东
北西
60
42-85
罗54南断层
北东
北西
45-55
50-80
2．储层性质
该块沙二段为湖泊碳酸盐台地边缘浅滩相．主要岩性为鲕粒白云岩，砂质
白云岩，地层厚度20--40m，储层厚度10--20m．根据罗54井的油层物性分析：
该块储层孔隙度高，渗透率高，储油物性好，孔隙度平均22．8%，渗透率为
647．6×10-3um2。
3．流体性质
原油性质：
地面原油密度0．8883--0．9024g/cm3，粘度35.6--53.6mpa·s，
含硫1．76%，凝固点为31C0。
天然气性质：
比重0．8972，甲烷含量为66．7%，为湿气。
地层水为碳酸氢钠水型，总矿化度13039--16651mg/L，氯离子772-2003mg/L。
4．地层压力及温度特征
罗54断块为正常压力系统，压力系数1．0，原始地层压力25．56mpa，
平均油层中部温度106度，地温梯度3．5度/百米。
5．油水系统
各小层无统一的油水界面，北东与南西油水界面不一致，南西油水界面较
北东油水界面高约20米。
罗54块各小层油水界面表
层位
方向
1
ES21
2
ES21
3
ES21
4
ES21
北东
2570
2579
2580
2580
南西
2550
2557
2560
2560
三．测井岩石物理参数的确定
测井岩石物理参数解释模型研究，通常采用理论方法，实验室方法和经验
方法来确定。
由于该断块储层岩性的特殊性，本次研究主要应用了后两种方法
确定其计算孔隙度，渗透率和含水饱和度的数学模型。
1．基础资料
本次研究中应用了该断块罗54井岩芯实验室物性分析数据和21口井的常
规测井资料，包括微电极，自然电位，0．5m电阻，井径，声波和感应测井曲
线。
由于缺少测井数据磁带，对全部井利用测井组合曲线进行数字化，得到
1．125m间隔的测井数据，并对每口井的曲线进行了深度与幅度校正，提高了
测井资料质量。
2．孔隙度
由于该块采用常规测井系列，故孔隙度测井仅有声波测井曲线.因此。
应用本油田的罗54井岩芯实验室物性分析数据，与对应的声波值进行统计分析求得其经验关系式。
在进行统计分析之前对全部资料做了岩芯归位，以确定其准确的对应关系。
根据罗54井26块孔隙度分析数据与声波时差的统计结果，求得公式为：
Φ=0.260225ΔT-47.0912
（1）
R=0.942246
式中:
Φ–孔隙度,%；
ΔT–声波时差,μs/m；
R–相关系数。
附图1是罗家油田罗54断块孔隙度与声波时差关系图，图中左侧绘出了罗54井取芯井段测井计算孔隙度与岩芯分析孔隙度的对比关系，从而可见,测井解释结果与岩芯分析数据非常接近。
3.渗透率
渗透率解释模型建立在对实验室岩芯分析孔，渗关系研究的基础之上。
为了获得这一关系式，对罗54井岩样实内物性分析资料进行了整理研究，绘制了孔隙度与渗透率关系图，从附图2中可见其相关性比较好，回归得出其计算公式为：
K=0.0218969*1.40145Φ
R=0.76069
（2）
式中:
K–渗透率,10-3μm2;
Φ–孔隙度,%;
R–相关系数.
4.含油饱和度
含油饱和度计算采用传统的阿奇公式:
abRw
Swn=（3）
RtΦM
式中:
Sw–含水饱和度,%;
Φ–孔隙度,%;
Rw-地层水电阻率,Ωm;
Rt–地层真电阻率,Ωm
m–孔隙指数,无因次；
n–饱和指数,无因次;
a,b–岩性系数,无因次;
如前所述,由于该断块储层岩性的特殊性，因此应用胜利油区疏松地层的m与n值将会产生较大的误差.所以选择罗54井有代表性的岩芯,通过实验室岩电实验分析（见“岩石骨架电阻实验报告”）,取得公式中所需的地区性经验常数。
附图3是地层因素与孔隙度关系,所得表达式为:
F=1.0193/Φ1.8302
R=-0．987792
式中：
F–地层因素，无因次；
Φ–孔隙度，%；
R–相关系数。
既a=1.0193,m=1.8302。
附图4是电阻增大系数与含水饱和度关系，所得表达式为：
I=1．02179/Sw1.98264
R=-0．986839
式中：
I–电阻增大系数，无因次；
Sw-含水饱和度，%；
R–相关系数。
既b=1.02179,n=1.98264
四．处理方法与成果
该断块由于含油范围小含油层比较集中，因此便于测井标准化的控制。
测井资料处理的主要难点在于岩性解释，测井岩石物理解释模型的建立和地层水电阻率的确定等三个环节上。
提供的处理成果包括成果图，成果表和有关的磁盘数据文件等。
现分述如下：
1.处理方法
岩性解释
岩性剖面解释的基础建立在罗54井取芯岩性描述的基础之上。
目的层段中好的储层岩性为鲕粒白云岩，较差的储层岩性为砂质白云岩。
非储层岩性有油泥岩.白云质泥岩，灰质泥岩，灰质油泥岩，泥灰岩和油页岩等。
应用该井建立的岩电关系和测井岩石物理分析系统进行处理（参考文献1）。
通过与取芯资料对比，证明处理结果与其符合程度较好。
地层水电阻率确定
地层水电阻率是计算含水饱和度不可缺少的主要参数之一。
一般情况下采用油田水化学分析方法计算取得，但必须经过等价氯化钠离子校正，计算结果见附表1和附表2。
通常，地层水矿化度与埋藏深度有着较密切的关系，由于取样的人为因素和客观条件的影响，也并非尽如人意，附图5证明了这一观点。
从统计学的观点出发，尽管有不可参考数据存在，采用其算术平均是较为稳妥的。
统计结果地层水电阻率采用值为0.2685Ωm（附图6）。
从附图5中可以看出地层水电阻率在0.24--0.28Ωm之间的点子占多数．为了增加地层水电阻率选值的可考程度，实际处理过程中也参照了测井反算值。
该项研究所应用的测井地质评价技术和软件系统为油气勘探和老油田重建储层地质模型提供了良好的条件和可靠的数据体。
五．三维储层模型建立
建立油藏储层精细三维地质模型是使油藏开发地质研究由定性向定量描述的重大飞跃，本次工作应用罗54块16口井原始资料．（按每
米八个点的采样密度）解释和计算出各项参数（如顶深，砂层厚度，有效厚度，孔，渗，饱），应用北京石油勘探开发科学院研制的（GMSS）三维地质模型软件，进行了建立储层静态参数三维地质模型的尝试。
罗54块以沙二上1砂组分四个小层，即：
S211，S212，S213，S214为研究层位建立三维储层地质模型，整体建模框图及过程如下：
1.读取控制参数：
用于读入与所研究问题相关的一些参数，如罗54块所建模型各方向上的结点数，16口井小层数据所在文件名称，2条断层要素所在的数据文件名称，建模区域起始坐标，以及网格步长等等．工区研究范围X:
（20631700-20634200），Y:
（4189500-4191800）（单位：
米）。
2.读取原始数据：
根据控制参数中指定的文件名称读取建模所需要的原始数据，如小层分层深度、单井物性资料、断层物征、井轨迹、补心海拔等。
3.建立地层骨架：
根据精细地层对比提供的罗54块井点在顶面的分层深度及辅助控制点，生成地质体顶面几何形状，根据地层深度依次下移，得到一个个层系顶底面，建立起地层格架，在地层格架内根据沉积特征细分小层，将地质体离散化成许许多多的网格。
在断层较多的地质体中，顶面几何形态的生成一般要花费较长时间。
4.建立单井模型：
精细测井解释给出了16口井在若干深度上的各类属性值。
由于这些数据过细过密（罗54块取0.125米为一点），我们需将属于同一层的数据合并成一个平均值，合并的算法包括两种：
对于砂层厚度、油层厚度等属性，采用微层内各测井刻度或砂层内厚度的直接相加，对于孔隙度、渗透率、含油饱和度等参数，采用厚度加权平均法进行合并，从而得到各小层在井点处的属性参数值，为属性参数内插准备了数据点。
5.属性内插：
属性的内插按小层分别进行，断层对内插的影响与构造层面时作同样考虑，根据单井模型及辅助属性控制点提供的离散点数据，通过内插得到各微层中属性参数的分布，将属性数值填入到每个网格单元中，建立起属性参数数据体。
属性内插步骤如下：
储层结构的确立
储层结构是通过内插砂层厚度场确立的,判断的原则是砂厚大于零的区域是储层,小于零的为非储层。
在内插之前，对于那些钻遇砂层的井点，以实际砂层的厚度加以控制；对于未钻遇砂层的井点，参照邻井砂层厚度及砂层尖灭系数给出一个小于零的值作为控制点,这样就保证了砂体尖灭线（砂厚等零线），在钻遇井（砂厚大于零）与未钻遇井（砂厚小于零）之间适当位置出现。
内插:
属性内插与确定储层结构基本相同，计算是由最下面微层开始的，顺序是自下而上，内插时要受到控制参数的限制，如参数场跨过断层是否保持连续，内插方法是采用距离反比加权还是曲面样条。
6.数据输出:
以数据文件的形式输出三维地质模型数据体，利用地质统计技术和数学流动方程进行合并处理，可为数模软件直接应用。
7.体积汇总：
计算地质体的油气储量及统计小层的平均属性参数值。
8．建立显示：
借助于图形显示功能，可以交互式得到任意行剖面，任意列剖面，任意几口井之间的剖面以及任意小层面图。
9．屏幕显示：
以三维立体彩图的形式显示建模地质体构造、沉积及物性特征，借助于软件中提供的图形编辑系统可实现诸如旋转、放缩、调配颜色等三十多项功能。
六．储层模型应用
应用三维地质模型软件（GMSS）建立孔、渗、饱等物性三维模
型，可直观地显示储层物性参数在三维空间的展布特征。
为研究油田构造及储层物性参数的分布提供了方便。
1．构造展布特征：
图是罗54块S211层的顶面构造图，由于构造面是以三维立体图
的形式输出，这就使得其在反映S211层油层的构造形态，特别是层面的高低起伏及断层处错开的情况等方面都比传统的二维等值线图清晰直观。
从这张图中可以看出罗54块构造形态中间有两个局部高点，北东，南西方向低，构造高点在L54-1井附近，S211层的顶深为2525．1m，低点在南西方向的L54-8井附近，S211层顶深为2583．7m，相对高差为58．6m，采用曲面样条法内插，生成的罗54块顶面构造图，断层之间的高低错落及层面起伏趋势与平面构造图相符，准确地反映了顶面的构造展布特征。
（见图二，图三）
2．孔隙度展布特征
从孔隙度展布图看出，S211层孔隙度高值区域在L54-20，L54-5，
L54-10井附近，孔隙度值在25%-26%，低值区域在L54井附近，孔隙
度值只有13．8%，S212层孔隙度高值区域在L54-1，L54-20，L54-21，L54-6，L54-7井附近，孔隙度值在22%-24%，低值区域在L54-2，L54-4，L54-22井附近，孔隙度值在13．6%-16．7%．S213层孔隙度高值区域在L54-1，L54-20，L54-3，L54-7，L54-9井区附近，孔隙度值在23%-24%，低值区域在L54-4，L54-22井区附近，孔隙度值在17．9%-19%，S214层孔隙度高值区域在L54，L54-1，L54-9，L54-3，L54-23，L54-6，L54-7井区附近，孔隙度在22．4%-30%．低值区域在L54-5，L54-22井区附近，孔隙度值在19．2%-19．7%。
（见图四）
渗透率展布特征：
分析渗透率空间展布图，L54块S211层高渗透条带在L54-10，L54-20，L54-23，L54-5，L54-9井区附近，渗透率为131-504毫达西，低渗透率条带在L54，L54-21，L54-22，L54-8井区附近，渗透率为10．4-12．7毫达西，S212层高渗透率条带在L54-1，L54-20，L54-21井区附近，渗透率为116-133．5毫达西，低渗透条带在L54-2，L54-22，L54-4，L54-8，L54-9井区附近，渗透率为2．5-39．3毫达西，S213层高渗透条带在L54-1，L54-9，L54-7，L54井区附近，渗透率为109-244毫达西．低渗透条带在L54-22，L54-4井区附近，渗透率为11．9-29．6毫达西，S214层高渗透条带在L54-1，L54-23，L54-3，L54-9井区附近，渗透率为375-765毫达西，低渗透条带在L54-2，L54-8，L54-4，L54-22井区附近，渗透率为24．3-36．2毫达西。
（见图五）
含油饱和度展布特征
罗54块S211层含油饱和度较高的区域在L54-20，L54-6，L54-10，L54-4井区附近，S212层在L54-6，L54-20，L54-4，L54-10，L54-22井区附近，S213层在L54-6，L54-20，L54-5，L54-4，L54-10，L54-9，L54-3井区附近，S214层在L54-6，L54-1，L54-23，L54-3，L54-9井区附近。
（见图六）
七．储量计算
１．含油面积圈定
本次计算储量用三维地震资料T2图作为计算储量底图。
按沙二段一砂组4个小层迭合的最大面积计算．南北均以断层为界，东界含油面积为2580m，相当于T2构造图上2570m构造线，西界含油界面2555m，相当于T2构造图上2545m构造线．（面积圈定依据见表2），圈定含油面积为1．5km2．详见罗54块沙二段小层平面图。
表2罗54块含油边界确定依据表
含油边界
主要依据
南界为断层
有11口井钻迂
北界为断层
三维地震资料
东界为2580m含油边界
罗54-10井生产了75天，共产油1073t，不含水，该井油底2575．6m，故推测到2580m为含油边界
西界为2555m含油边界
西边的罗54-2，54-7井投产出水，罗54-2井的水顶2556．8m，罗54-7井水顶为2562m
２．有效厚度
该区岩电对应好（图11四性关系图），划分有效厚度参考罗家油田沙一段电性标准：
Δt>250μs/m,感应电阻率>8.7Ωm,加强对试油,试采资料的分析综合确定．由于本块井点分布均匀，采用算术平均值选11．2m。
见表3。
表3罗54块有效厚度选值表
层位
井号
有效厚度（m）
井数（口）
平均值（m）
选值（m）
Es2
罗54
9．8
8
11．2
11．2
罗54-1
12．1
罗54-3
10．9
罗54-4
4．42．8
罗54-5
10．05．5
罗54-6
12．7
罗54-9
12．0
罗54-10
9．4
３．有效孔隙度
采用沾化凹陷沙一段生物灰岩声波时差-孔隙度图版。
关系式为：
Фs=-51．15+0．273Δt
R=0．99S=1．22
式中：
Фs--有效孔隙度，%
Δt--声波测井读数，μs/m。
本块解释10口井26层，经厚度权衡孔隙度为22．4%．罗54块有取心井一口（罗54），17块孔隙度平均为22．8%，综合上述情况，孔隙度选22%，压缩校正后为21．0%。
详见表4。
４．含油饱和度
该区块没有密闭取芯或油基泥浆取芯资料．采用济阳坳陷沙河街组油基泥浆及密闭取芯资料建立测井解释含油饱和度经验公式，即：
lgSw=0．06395lgRw-0．37534lgФ-0．38501lgRt-0．28833
复相关系数：
0．8838
平均相对误差：
12．4%
平衡误差：
1．1%
式中：
Sw--含水饱和度，小数；
Rw--地层水电阻率，Ωm；
Φ--地层孔隙度，小数；
Rt--感应电阻率，Ωm。
该区块地层水矿化度变化不大，采用实际地层水电阻率0．32Ωm（附表5）。
解释10口井26个层，感应孔隙度体积加权含油饱和度为62．8%，选63%，压后为61%。
见表4。
表4罗54块孔隙度，含油饱和度选值表
参数
方法
孔隙度%
含油饱和度%
解释结果
选值
压后
解释结果
选值
压后
测
井
解
释
井数（口）
10
22
21
10
63
61
层数
26
26
总厚（体积）
99．5
22．3
加权值
22．4
62．8
岩心
分析
总值
387．3
块数
17
平均值
22．8
５．原油密度及体积系数
罗54断块地面原油密度试油试采7口井10个资料，平
均0．894g/cm3，选0．894g/cm3。
见表5。
表5罗54断块原油密度选值表
层位
井号
井段
（m）
原油密度
（g/cm3）
平均值
（g/cm3）
选值
（g/cm3）
Es2
罗54
2545．42559
0．8948
0．8940
0．894
罗54
2545．42559
0．9002
罗54-1
2525．12548
0．8883
罗54-1
2525．12548
0．8940
罗54-3
2548．42555．3
0．8991
罗54-4
2567．32570．5
0．8953
罗54-5
2540．12548．6
0．8910
罗54-9
2559．12569．4
0．8930
罗54-9
2559．12569．4
0．8893
罗54-10
25722575．6
0．8910
体积系数借用罗家油田沙一段地层原油密度与体积系数关系式：
Bo=10．2214-10．2041ρo，求得1．099。
６．储量计算结果
本次采用了容积法计算储量，新增基本探明含油面积1．5Km2，石油地质储量175×104t。
详见表６。
表６ 罗５４块石油地质储量计算表
分
分
组
类
面积
厚度
体积
孔隙
含油饱
地面原油
体积
单位体
地质储量
区
块
段
别
Km2
M
Km2m
度％
和度%
密度g/cm3
系数
积储量
（104T）
罗54
罗54
Es2
III
1.5
11.2
17
21
61
0.894
1.099
10.4
175
计算单元内构造落实，开发井网较为完善，储量计算需要的参数
比较齐全，定为III类基本探明储量。
综合评价
该块储量丰度为116．7×104t/Km2，每千米井深的稳定日产量15t，油藏埋深2525-2580m，每米采油指数1．4t/Mpa.d.m，属于中产能，中丰度，中深层储量。
罗54块初期产量高，但递减快，天然能量不足．位于顶部的罗54-1井，1990年8月初产Φ56mm泵，日产油160t，到12月下降到42．8t/d，仅4个月的时间产量就下降70%，罗54井90年7月6日投产，9月6日停喷，自喷期仅48天。
溶解气储量及可采储量
选用20%采收率算得本块可采储量35．0×104t。
气油比用沾化凹陷（T=80-900C）原始气油比与原油密度关系查得32m3/t，新增溶解气储量0．56×108m3．该油田截止1990年底累计溶解气储量为2．20×108m3。
八．罗54块油藏数值模拟跟踪及预测
（一）模拟软件
罗54块模拟采用国内北京石油勘探开发科学研究院研制的多功能扩
展三维三相黑油模型。
多功能油藏模型吸收了国外同类软件的优点，发展了一套切合我国实际情况的功能模型软件。
（二）生产历史拟合
本次生产历史的拟合主要是拟合区块及单井的含水，压力，产油，
产水，注水等指标，再现地下流体变化规律，为油田开发弄清剩余油分布及下步开展不稳定注水提供有效的科学依据。
1．区块拟合结果
到94年12月底，区块实际含水75．4%，拟合为75．5%，误差仅为0．1%，区块压力实际为25．2MPa，拟合为24．9MPa，误差0．3MPa实际采出程度11．41%，拟合为13．64%，误差2．23%。
（见图12）
2．单井含水拟合
罗54块由于只有5口油井生产，对单井含水拟合要求较高，5口单井含水曲线趋势拟合基本一致，到94年12月，拟合误差小于5%的井占95%以上。
3．压力拟合
对于单井（可靠，有代表性的）测压点进行了拟合，测压点拟合误
差小于5%的点占90%以上。
区块的压力拟合，区块的压降实际
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