渤南地区

渤南地区（精选4篇）

渤南地区 篇1

大力发展天然气勘探和开发是中石化和胜利油田的战略决策, 而深层 (目的层埋深大于3 500m或沙四段及其以下层位) 天然气的勘探是实现油田“天然气当量重上3000万吨”目标的关键。随着渤南、孤北等地区多个高产油气藏的发现 (渤深6、渤古4、孤北古1、渤深8井) , 孤北、渤南逐渐成了济阳坳陷深层天然气富集区[1,2,3], 展示了良好的勘探前景。因此, 有必要深入分析该区天然气成藏的地质基础, 查明其主控因素, 从而为研究区乃至胜利油区深层天然气勘探部署提供依据。

1 研究区天然气分布

研究区位于济阳坳陷沾化地区中部, 东、西、南、北分别与孤北低凸起、渤南洼陷、孤岛凸起、埕东凸起相接 (图1) 。该区天然气分布普遍:层位上包括奥陶系 (O) 、石炭-二叠系 (C-P) 和沙四上亚段 (Es4上) ;平面上孤北潜山孤北古1块至渤深4断阶均有分布。根据层位和构造位置, 可划分出5个聚气区块, 即渤古4潜山 (O) 、渤深4断阶 (Es4上) 、渤深6潜山 (O) 、渤南深洼 (Es4上) 和孤北潜山 (C-P) 。其中, 孤北上古生界潜山有被断层分为第一、二、三和四排山4个部分。

笔者通过对天然气地球化学特征和成因类型的分析[4], 认为孤北-渤南地区深层天然气具有类型多、变化规律的特点, 自西往东从油型气变为煤成气。渤深4区为油型伴生气;渤南深洼区是Es4上自生油型气;渤深6和渤古4潜山为Es4上高成熟油型气, 并分别混Es3下伴生气和C-P煤成气;孤北潜山第二排山为煤成与油型混合气;三、四排山为C-P煤成气。

2 深层天然气富集的原因

孤北-渤南地区经历了印支期、燕山期和喜山期3次埋藏-隆升旋回的交替变化, 形成了现今的构造格局。其中, 印支期为稳定克拉通沉积, 燕山期以负反转构造为特征[5], 喜山期则是断陷和断坳主要成盆期。多旋回构造运动和沉积环境的变迁, 使得研究区发育多套烃源岩、储盖层和多期不整合、断层等, 为天然气藏的形成奠定了良好的基础。该区天然气富集的主控因素主要包括以下4个方面。

2.1 多套气源岩是天然气富集的物质基础

研究区深层发育了C-P (孤北) 、Es4上 (渤南) 和Es3下 (渤南) 三套烃源岩 (表1) , 前者为海陆过渡沉积, 主要在孤北潜山带发育, 石炭系本溪组、太原组、二叠系山西组和下石盒子组是烃源岩主要发育层段, 包括黑色煤、碳质泥岩和深灰、灰黑色泥岩等岩性, 具有Pr/Ph高值和伽马蜡烷低的特征。煤层最大厚度>30m, 源岩最大厚度则达到了150m。有机质类型以III型为主, 处于成熟-高成熟演化阶段, 是煤成气重要气源。Pr/Ph>30m150mIII-

渤南Es4上为I咸水II1湖相[6], 灰色、深1.灰26%色泥1.56%岩和含膏泥页岩发育, 烃源岩最>420大mE厚s3度Pr/超Ph过了C221-2220m, Pr/Ph值低和TOCC21-12.29%甾3.0烷%、伽马蜡烷含量高, 有I机I碳I1含R量o在0.711.%0%1.1~22%.0%之间;母质类型以I型和II1型为主;镜质体反射率在1.26%~1.56%之间, 是该区油型气源岩。

渤南Es3下属于淡水 (%) TOC湖沉积, (深%) Ro灰色Pr、/Ph灰黑C21-2色2油/C3页0岩和泥岩发育, 烃源岩累计最大厚度>4202m, 具有Pr/Ph值高和C21-22甾烷、伽马蜡烷低的特征。TOC在1.9%~3.0%之间, 母质类型I和II1型, Ro在0.71%~1.12%之间, 生成油型伴生气为主。

上述3套源岩沉积环境不同、母质差异、热演化程度有别, 为孤北-渤南多类型天然气提供了来源。

2.2 多套储盖组合为天然气聚集提供有利场所

研究区深层天然气在层位和平面上广泛分布, 与储盖组合发育情况关系密切。例如, 孤北潜山储层主要发育在上、下石盒子组、石千峰组, 下石盒子是三角洲沉积, 中砂岩、粉砂岩、细砂岩发育;上石盒子、石千峰组为曲流河相, 从下到上为粗-中砂岩、细-粉砂岩。埋深、压实、胶结作用使得原生孔隙不发育, 次生孔隙较发育较好[2,7], 孔隙度在4%~8%之间, 渗透率0.1~2×103μm2。侏罗系煤层和二叠系泥岩层, 构成良好盖层, 与下部储层构成良好储盖组合。

BG4和BS6为奥陶系风化壳储层, 风化淋滤形成的溶蚀裂缝和溶洞, 以及断层形成的构造裂缝非常发育, 大大改善了储集性能。统计表明, 孔隙度在1.1%~16.1%之间, 平均4.5%;渗透率为0.22~5.64×103μm2, 平均2.2×103μm2。BG4潜山气藏0之20上直接C-P煤层, 既是较好封盖层, 又是良好气源;而BS6潜1000山40缺失C-P, 中生界底部泥岩 (占厚度57%~76%) 为盖层。

渤南洼陷带和BS4断阶天然气聚集于Es4s含砾 (m) 砂2000岩、细砂岩和粉砂岩内, 孔隙度在1.18%~15.5%之间, 30渗00透率Ro=0.0.1~20×103μm2。渤南深洼内埋深大、压实强, 孔渗性差4000, 岩性Ro=0.气藏为主;BS4断阶埋深较浅、物性好, 断层和岩性双重控制R, o=1.形成复合型气藏[8]。Es4顶发育厚度大、分布稳定的膏盐层500030, 0是良好的区域盖层[9], 为天然气的聚集提供良好保障。

2.3 不整合-断层等通道利于天然气运聚成藏

研究区经历了印支等多期构造运动, 导致多期不整合面发育, 为天然气侧向运移通道。此外, 孤西断层在印支期开始3活动, 喜山中-Es沉积时活动停止[2,10], 断距在500~1 500m。天然气通-过很容易运移至孤西断裂上升盘古生界潜山。形成BG4潜山聚集沙四上高熟油型气, C-P煤成气则垂直顶渗进入风化壳, 形成油型与煤成气混合气 (图2a) ;BS6潜山对接渤南两套烃源岩 (图2b) , 可以捕集沙四上高熟油型气及沙三下油型伴生气, 从而[1形]成混合气藏。渤南油型气还可沿断层-不整合面继续向上倾方向的孤2北005潜山第二排山运移, 并与C-P煤成气混合成藏 (图2a[2) ];第三、四排山距离孤北断层和渤南远, 油气难以运至, 因此主[3要]3集5聚4煤670成气。总之, 不整合-断层构成有利通道, 使得古生界潜1山3-2带1.发育混合气藏。[4]

2.4 主生气期晚有利于天然气的保存

受多期构造演化的控制[11], 孤北C-P煤系存在3期生烃过程 (图3a) 。印支期, 研究区属于华北地台的一部分, 构造[6稳]定, 晚三叠纪局部深洼处开始进入生油门限, 镜质体反射率为0[7.]55%, 但随后的构造运动便导致生烃作用停滞, 因而生烃强度微弱2。8燕4山20-期, 受岩BS浆6热流体活动影响2, b古地温场明显增高[12], 于[8白]垩纪普遍进入生油窗, 镜质体反射率为约为-0.75%, 生烃量有限, 且由于后期的构造抬升, 生C成-P的油气也难2以a保存-。喜山期, 孤北地区再次沉降并接收沉积, 于馆陶组沉积时期发生了显著的二次生烃作用, 现今2.4最大埋深超过了[11]5 000C-Pm, 镜质3体反射率3为a最大值超过了1.6%, 达到了生气高峰。该次生烃过程生气量大, 保存条件良好, 是现今煤成气藏0.的55%重要来源。[12]

生烃史研究0表.75%明, 渤南洼陷Es4上源岩在沙三中亚段沉积时期开始进入生油门限;东营组沉积时期, 埋1.6%深超过3 750m时达到了生油高峰 (Ro=1.0%) ;东营组沉积末期, 镜质体反射率为1.2%;此后, 东营运动使地Es4壳抬升剥蚀Ro, =1生.0%烃停滞;新近纪沉积使埋深增大, 再1次.2%生烃, Ng沉积时期大量生气;现今埋深约5500m, 镜质体反射率Ng 1.7%, 处于生气高峰5 5 (00m图3b) 。1.7%

上述分析表[4]明, 孤北-渤南地区深层气源岩于馆陶组沉积时[J]期开始大量生气[35], 20生09烃2时57期1晚172, -1与79.构造活动匹配关系良好, 具有晚期成藏的特征, 有利于天[然J]气的保存。2002 9 519-23.

3 结论

孤北-渤南地区深层天然气分布广, 包括3个层位和5个区块。成因类型多样, 包括煤成气、油型气和混源气等。发育多套气源岩、储盖组合优越、断层和不整合等运移通道发育、主生气期晚、天然气保存有利, 是该区富集不同成因天然气的主控因素。

摘要：孤北-渤南济阳坳陷深层天然气最为富集的地区之一, 为了揭示该区天然气较其他地区富集的原因, 本文对该区构造特征、气源条件、储盖层特征、运移通道和保存条件等进行了系统分析, 明确了孤北-渤南地区天然气富集的地质基础。分析发现, 该区发育多套生气源岩, 构成了天然气富集的物质基础;多套储盖组合发育, 为天然气聚集提供了有利场所;断裂等构成的良好通道, 有利于混合天然气藏的形成;而晚期生气的特点, 保证了天然气的有效保存。

关键词：孤北-渤南地区,天然气富集,原因分析

参考文献

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渤南地区 篇2

关键词：测井曲线标准化,测井解释模型测井二次解释,泥质校正

渤南五区位于渤南油田的南部, 济阳坳陷沾化凹陷东北部的渤南洼陷内。东邻孤北洼陷和孤岛凸起, 西与四扣洼陷相连, 北以埕南断层为界与埕东油田相接, 南为罗家油田并与陈家庄凸起相间, 为第三系南北不对称的箕状地堑深层低渗透油藏。研究区为渤南五区沙三中、上亚段地层, 油藏埋深2770-3450m, 地层厚度320-520m, 平均地层厚度为450m。岩性组合为油泥岩、泥岩夹砂岩。渤南五区主要含油层段为沙三段中、上亚段, 自上而下划分为0-9共10个砂组, 主力含油层系为4、6、9砂组。

1 地区资料情

1.1 测井曲线资料

渤南五区共有井数240余口, 本区的测井资料具有以下特点:

(1) 测井时间跨度较大。自20世纪70年代开始延续至今, 测井仪器由早期的模拟测井到数字测井、数控测井及成像测井, 不同时期测井曲线质量差异较大。对孔隙度影响最大的声波时差曲线平面上差异较大。

(2) 仪器类型多样, 以JD581系列为主, 占总井数的87.2%, 其次为SDCL-2000。

(3) 存在曲线刻度不统一现象。以GR曲线为例, 存在微伦琴/小时 (u R/h) 、标准单位API、脉冲/分钟 (pulse/min) 三种单位。GR曲线数据采用标准API单位的井仅占30.4%。

(4) 泥质含量对声波时差曲线影响大, 造成泥质含量高的层段孔隙度、渗透率计算结果偏大。

1.2 取心测试资料

渤南油田五区共有义65-4-2等13口取心井, 沙三段共有岩心物性分析数据点1543个。不同砂组间渗透率—孔隙度关系存在较大差异。其中, 尤其以91、92与93、94存在明显差异, 因此, 应该分别考虑91、92、93+94共同建立渗透率模型。

2 评价方法

根据测井资料情况及以上分析, 提出具有针对性的处理方法。在测井曲线预处理与标准化基础上, 通过建立精细泥质含量解释模型, 进而应用到属性模型的建立中, 运用多元回归方法建立了与岩心符合度较高的孔隙度和渗透率模型。

2.1 测井曲线预处理与标准化

由于测井资料井间的差异性, 在使用之前应该进行测井资料的预处理, 主要包括曲线统一刻度和曲线标准化。

2.1.1 曲线统一刻度

由于测井仪器的不同, 相同测井曲线在采集时可能具有不同的单位。例如, 声波时差常用us/ft和us/m, 二者之间有固定的转换关系, 可以很方便地统一。而GR曲线各单位之间没有明确的转换关系, 通过适当的刻度, 可以把三者调至基本相同的幅度, 即可以通过线性转换来实现刻度转换[4]。刻度为微伦琴/小时 (u R/h) 的井数据分布在[8, 10], 标准API单位的井数据分布在[60, 85], 从而确定从微伦琴/小时 (u R/h) 单位到标准API单位的转换关系如式1。

YY==121225...55××XX--4-040 40 (式1)

用同样的方法确定的从脉冲/分钟 (pulse/min) 单位到标准API单位的转换关系如式2。

另外, 由于GR测井统计涨落等因素的影响, 曲线“毛刺”现象严重。利用五点均值滤波来消除“毛刺”。

2.1.2 曲线标准化

一般标准层应具备的条件有:在油田范围内有稳定的沉积和广泛的分布;岩性、物性在层内分布均匀或有规律变化;具有足够的地层厚度, 一般在5米以上。

依据以上原则, 选取位于沙一底部油泥岩作为标志层, 地层厚度约20m, 且全区稳定发育, 特征明显。根据地质分层及测井曲线特征确定各井的标准层, 做出标准层测井曲线的频率分布直方图。利用关键井制作声波时差直方图模板, 将单井标准层的频率分布直方图与模版进行对比, 如果峰值一致, 该井不需要进行标准化, 否则就需要进行标准化。

本区标准层声波时差分布在300~335μs/m, 峰值在320μs/m左右。校正后声波时差平面分布一致性变好, 符合地质规律, 如图1。

2.2 测井解释模型的建立

2.2.1 泥质含量模型

按照下式分别对自然伽马GR、自然电位SP、井径CAL曲线进行归一化处理。

其中, GRmax、GRmin为测量井段GR曲线最大、最小值;SPmax、SPmin为测量井段SP曲线最大、最小值;CAL0为名义井径。

泥质含量实验数据的来源有粒度分析、薄片分析、X-衍射。利用归一化之后的ΔGR、ΔCAL及ΔSP曲线, 建立的泥质含量模型如下, 模型效果如图2。

2.2.2孔隙度模型

Vsh40%50泥质含量是本区影响利用声波时差建立30孔隙度解释模型精度的主要影响因素。由于20泥质含量对于声波时差的影响比较复杂, 采010用二元回归分析, 校正泥质含量的影响。最0终确定0.2渤南五0.4区SP孔隙0.6度模型0.8如下式1, AC为声波时差测井值, 单位:us/m。

2.2.3渗透率模型

渗透率解释模型一般利用孔隙度进行拟合得到。拟合函数模型常用指数函数、对数形式两种。本次研究采用带有泥质校正的对数函数拟合, 将泥质含量作为参数建立渗透率模型。同时, 为了提高精度, 采用分砂组建立模型的方法, 分别建立4-6砂组、8砂组、91砂组、92砂组、93+4砂组渗透率模型。

4-6砂组:

8砂组:

91砂组:

92砂组:

93+4砂组:

3 评价效果

图3为一口取心井处理成果对比图。左起第5道为泥质含量对比道, 曲线及填充为计算的泥质含量, 杆状图为岩心分析值。第6、7道分别为孔隙度、渗透率计算结果对比道, 道中实线、虚线分别为进行泥质含量校正前、后结果。泥质校正提高了解释模型的精度, 计算结果更加符合地质实际情况, 验证了各个解释模型的正确性。

4 结论

(1) 老区测井资料由于测井时期不同、测井系列不同等原因, 导致测井曲线质量不齐。要对测井数据统一曲线刻度、曲线标准化处理, 以消除非地质因素的影响。

(2) 将直方图方法应用于本区声波时差等曲线的标准化, 利用多元回归建立解释模型来进行泥质校正。保证了计算泥质含量、孔隙度、渗透率等地质参数的可靠性, 解决了泥质含量高时声波时差偏高的问题, 使计算的孔、渗参数与岩心分析结果及地质规律更加符合。

参考文献

[1]运华云.更好发挥现代测井技术在油气勘探中的作用[J].当代石油石化.2005 13 (12) :20-23

[2]雍世和、张超谟.测井数据处理与综合解释[M].山东东营:石油大学出版社, 1996:442

[3]洪有密.测井原理与综合解释[M].山东东营:石油大学出版, 1993:205

渤南地区 篇3

关键词：沾化凹陷,断层,优势走向

渤南洼陷是济阳坳陷沾化凹陷中部的一个三级负向构造单元, 北以埕南断裂带与埕东凸起相接, 南邻陈家庄凸起斜坡带, 东以孤西断层与孤北洼陷、孤岛凸起相邻, 东南以垦西地垒与三合村洼陷、孤南洼陷相接, 面积约600km2.渤南洼陷是一个北陡南缓向北掀斜的箕状断陷盆地, 受几条近东西向盆倾断层切割, 从北向南可划分为北部陡坡带、中部洼陷带和南部缓坡带。

1 断裂活动分析

根据断层的生长指数变化来分析各时期断层活动强度差异性, 由三维地震资料结合钻井分层, 在地震剖面上选取断层较少的剖面, 根据井标定, 对比该断层上、下盘的地层, 计算断层“生长指数”来分析该断层活动强度和发育时间。

由断层的生长指数分析得出: (1) 断层开始发育的时间, 即下降盘地层出现厚度增大的最老时代; (2) 断裂运动最强烈时期, 即下降盘地层增长最大的时代; (3) 断裂运动的终止时期, 即下降盘地层厚度差消失的层位。赵勇和戴俊生[1]以及吴智平[2]认为因上升盘遭受剥蚀以及断陷盆地整体大幅度沉降等因素的影响, 使得生长指数不能正确反映断层的活动强度, 从而提出利用生长断层落差来分析断层的活动强度。就同沉积断层而言, 断层的落差可以用两盘地层的厚度差来表示, 即:生长断层落差=上盘厚度-下盘厚度。李勤英[3]以及吴智平[2]认为当凹陷内地层的沉积速率不同时, 断层生长指数不能用来正确反映断层活动强度的变化, 同时断层落差不能体现地质时间的概念, 从而提出利用断层活动速率 (Vf) 来准确判断断层的活动强度。

式中:Vf断层活动速率, m/Ma;T沉积时间, Ma;Hd断层下降盘地层厚度, m;Hu断层上升盘地层厚度, m;Hu′断层上升盘地层剥蚀厚度, m。

通过对工区内的断层的活动性进行分析, 将断层划分为油源大断层;中级断层;次级小断裂三种类型。

1) 油源大断层

油源大断层指的是两类:一类是盆缘油源断层;一类是活动时间从Es4期 (或Es3期) 到Nm期的盆内油源断层。

(1) 盆缘油源断层

在工区内的控凹断层为埕南断层, NE向, 形成于Es4期;控洼断层为渤深4断层 (NWW向) 、义东断层 (NE向) 、孤南断层 (NEE向) 和孤西断层 (NW向) , 形成于Ek—Es4期, 他们的活动高峰期均出现在Es3期, 其平均活动强度分别50 m/Ma, 在Es1和Ed期, 其平均活动强度分别19.2m/Ma和24.1m/Ma, 到Ng期开始消亡。

(2) 盆内油源断层

此类大断层是受控凹 (洼) 断层控制的断穿整个第三系的大断层, 在走向上主要有三个优势方向, 因此把盆内油源断层分为三类, 分别是NE向, NW向和近EW向油源大断层。

通过三类优势走向的大断层组的活动强度对比分析, 三种油源大断层共同点是从Es4开始活动的, 最大活动强度都是发生在Es3时期, 并到Nm时期活动结束;不同的是NW和近EW向油源大断层在各个时期的活动强度比NE向的油源大断层的活动强度要大。因此, 在这三组断裂中, 认为NW和近EW向的断层对于洼陷内各层系的成藏起着决定性作用, 尤其对Es4、Ed和Ng成藏具有决定意义。

2) 中级断层 (次油源断层)

中级断层是指活动时间从Es4 (或Es3期) 到Ed (或Ng期) 的断层, 可以根据优势走向主要为NEE和NW向中级断层。

通过三类优势走向的中级断层组的活动强度对比分析, 其共同点是是最大活动强度都是发生在Es3中上时期, 并在Ed时期开始消亡或结束;不同的是NE向中级断层在各个时期的活动强度相比于NW向中级断层的活动强度要大, 尤其上对于Ed来说, 断层的强烈活动对于油气能够顺利运移至此更为关键, 因此, 在这三组中级断裂中, NE向的断层更有利于Ed的成藏。

3) 次级小断层

次级小断层, 是指贯穿Ng上和Ng下亚段的次级断层, 可以根据优势走向分为三类, 分别是NEE向, NE向和NWW向次级小断层。

通过三类优势走向的次级小断层的活动强度对比分析, 次级小断层相比于上面两种较大级别的断层, 其活动性明显减弱;同时对三类不同走向的次级断层, 其特点也不相同, NEE向和NE向次级小断层两者从Ng下到Ng上断层活动强度逐渐减弱, 而NWW次级小断层正好相反, 即从Ng下到Ng上断层活动强度逐渐增强。此类次级小断层中, 自Ng下至Ng上的断层对于油气顺利的运移至Ng以及油气在Ng的聚集成藏起着一定的作用。

2 结论

1) 通过第三系断层活动性的研究, 划分了渤南洼陷南部三级断层的断裂活动速率, 分析出断层的活动期次以及与油气运移的匹配关系及不同级别断层在油气运移中的作用, 从而对油田勘探开发具有实际指导意义。

2) 对渤南洼陷南部断裂活动强度的研究及对比表明, 相比较断层生长指数, 断裂活动速率更能够动态地分析并反映断层当时的产生及其演化过程, 较好地解决了不同级别、不同层系的断裂在平面和剖面方向上的活动性对比, 明确了断层活动具有时序性特点, 为本研究区今后油气成藏研究提供依据。

参考文献

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渤南地区 篇4

渤南油田位于济阳坳陷沾化凹陷东北部的渤南洼陷内, 油田面积约为280 km2。渤南洼陷为第三系南北不对称的箕状地堑, 东邻孤北洼陷和孤岛凸起, 西与四扣洼陷相连, 北以埕南断层为界与埕东油田相接, 南为罗家油田并与陈家庄凸起相间。渤南油田六区位于油田的南部, 构造上属于渤南洼陷的南部缓坡断阶带。其南北被二条近东西走向, 北倾的二级正断层所切割, 它们控制着本区油藏的形成。主要含油层系为沙三上、中段, 其岩性为深湖至半深湖相油页岩、泥岩与多层不同成因的含砾砂岩、砂岩互层。总地层厚度达450~1 200 m。根据地层对比可将沙三段划分为14个砂层组, 六区主要是沙三上段的0~4砂层组, 其中1、3、4砂组为主力油层。由于断层的分布及组合关系, 南部的缓坡断阶带划分为I、II两个不同的沉积区。I区为以扇三角洲平原为主的沉积区, 位于洼陷的最南部。II区为扇三角洲前缘沉积区, 位于洼陷南部斜坡的两组断层之间的地带。在这个沉积区内发育着河口坝、水下分流河道、前缘席状砂等微相, 均是重要的生油相带。因此, 对沙三上段各主力砂组砂体展布规律的研究是储层研究中的热点和重点。而当前主要采用神经网络技术和测井约束反演技术等方法来集中研究砂体的非均质性。对砂体展布的研究, 则主要采用“三相”结合的方法。虽然实际应用中取得了较好结果, 但仍有需完善之处。现将数学思想应用在地学研究中, 采用分形差值理论, 模拟储层非均质性, 重现储层原始数据分布特征。

2 分形差值理论与程序流程

“分形”理论创立于20世纪70年代, 借助自相似性原理, 深入观察和分析混乱现象中的内在细致结构[1]。分形概念的诞生, 深化了人们对大自然的认识, 为人们从局部认识整体、从有限认识无限提供了较为科学的定量描述手段[2,3]。其理论基础是地质学中普遍存在的标度不变性, 所以, 分形理论可以以不同的方式应用于地质方面的研究中[4]。事实证明, 反映砂体展布特征的地质数据普遍具有分形特征, 将分形理论引入砂体展布规律的研究中, 从全新的角度为油气的勘探、开发提供更多信息。

分形插值原理是根据分形几何自相似性原理和迭代函数系统IFS理论[5], 将已知数据插值成具有自相似结构的曲线或曲面, 其中每个局部都与整体自相似或统计自相似。因此, 分形插值可以有效地避免传统插值方法对相邻插值点间局部变化特征的掩盖[6]。换言之, 分形插值是根据整体与局部相似的原理, 将插值数据点的变化特征映射到了相邻点之间的局部区域, 在相邻的两个信息点之间得到波状起伏的形态, 从而得到两信息点之间局部变化特征, 这与客观实际中在相邻两个信息点之间通常并不是线性变化的或光滑过度的, 而是存在局部变化的特征情形相吻合。因此, 对于具有分形特征的砂体展布, 使用分形插值方法有望得到既符合砂体展布中参数的宏观变化趋势, 又能反映细微非均质变化的储层参数分布的分形插值模型。

分形插值曲面的数学模型[7]如下。

令I=[a, b], J=[c, d];设D=I×J={ (x, y) :a≤x≤b, c≤y≤d}, 以Δx、Δy为步长, 将D划分为网格:

给定一组网格点上的数据 (xn, yn, zn) , n=0, 1, …, N;m=0, 1, …, M。预构造二元分形差值函数f:D→R, 且满足:f (xn, ym) =znm (n=0, 1, …, N;m=0, 1, …, M)

令x方向的压缩系数变换为

y方向的压缩变换为

且满足条件

可得

又令z方向的压缩变换为

式中, an, m (n∈{1, 2, …, N}, m∈{1, 2, …, M}) 为决定分形差值曲面分形维数 (粗糙程度) 的自由参数, 且满足0≤an, m<1, 称为垂直比例因子。由条件 (3) 可解得

令Wn, m (x, y, z) =[φn (x) , ψm (y) , Fn, m (x, y, z) ];

n∈{1, 2, …, N}, m∈{1, 2, …, M} (8)

因此定义了一个迭代函数系 (IFS) , Fn, m (x, y, z) 为分形差值函数f的隐函数[7]。

根据此分形差值曲面的数学模型, 运用MAT-LAB语言编写了此分形差值曲面的计算机程序[8]。具体的实现步骤流程如图1所示。

3 渤南六区沙三段砂体展布规律

利用研究区约75口井测井曲线进行测井二次解释和地层划分, 得到各井沙三上段0~4砂组的解释结果和地质分层数据, 统计各砂组内单砂体的厚度, 得到各砂组的砂厚数据。以沙三上段0~4砂组砂体为实际研究对象, 首先对于各井的井位坐标、砂厚数据, 采用Kriging插值方法初始网格化数据, 得到未知网格上的数据值, 这体现了地质数据的空间相关性。将网格化的数据存入相应的文件中。利用前面的插值曲面的Matlab程序调用该文件, 生成最终的数据结果及相应的插值曲面 (图2~图11) 。

4 分析与结论

沙三上段为扇三角洲沉积, 储集层属于扇三角洲前缘水下分流河道、河口坝及前缘席状砂, 并且大部分砂体是以水下分流河道及河口坝砂体为主。从各砂组砂体展布图可以看出, 1、3、4砂组砂层较厚, 在研究区分布广泛, 砂体厚度大, 可达30 m以上;0、2砂组砂体零星发育, 厚度薄, 通常为河口坝演化而来的席状砂层。

从研究区含油气特征看, 油气的聚集与沉积微相带密切相关。沉积微相带中的中心微相带也即砂层中心或核部, 物性好、厚度大、有利于油气聚集。因此, 在研究区内, 当中心微相带与有利的微构造高点的叠合部位, 通常是研究区中的高产区[9]。

在本文收集到的地质资料井中, 有58口井解释出了油层和油水同层, 36口井有油气显示。有8口试油井获得工业油流, 其中义52井日产油13.5 t, 义61井日产油23 t, 义66井日产油8.65 t, 义76井日产油11 t, 义67井日产油9.4 t, 义22-1井日产油12.46 t, 义172井日产油5.39 t, 义76-1日产油3.12 t, 而义61、义66、文76井都处于厚度大、物性好的水下分流河道中心微相带上。未试油井中, 解释油层大于3 m的井也属于水下分流河道微相带内。

依据已有的油气勘探结果, 结合沙三上段沉积环境和沉积相特点、0~4砂组砂体的分布特征、展布规律以及储层的物性特征, 综合分析认为, 沙三上段0砂组的有利区为研究区西北部的水下分流河道及点状河口坝、东北部的席状砂沉积, 1砂组的有利区为东北部向西南方向发育的水下分流河道及朵状河口坝沉积, 2砂组的有利区为全区零星分布的席状砂沉积, 3砂组的有利区为东北部发育的沿西北方向展布的水下分流河道及河口坝沉积, 4砂组的有利区为东部发育的向西展布的水下分流河道和河口坝沉积。

综合研究表明, 在上述好的储层、微相沉积和构造叠加下, 可能形成高产开发区和有利的滚动目标扩展区。

摘要：砂体展布规律是油层储藏研究的热点和重点。采用分形差值方法对砂体的展布规律进行研究, 从全新的角度为油气的勘探、开发提供更多的信息。分析论证了使用分形插值方法研究砂体展布的可行性, 并根据对渤南六区沙三段砂体的物性特点的分析, 利用地质、岩芯和测井资料, 建立了砂体展布规律预测模型, 对砂体展布规律进行了预测, 进一步结合该地区的沉积环境和沉积相, 对渤南六区沙三上段储层有利区块进行了分析, 结果与工程实际较为吻合。

关键词：渤南六区,分形差值,砂体展布

参考文献

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