數值模擬中對標儲量的確定方法

董梅云 （中石油大慶油田有限責任公司第四采油廠地質大隊，黑龍江大慶163511）

1 儲量計算方法對比

1.1 常規儲量計算法

目前，各大油田地質儲量通常采用容積法，計算公式［1］如下：

式中，N為石油地質儲量，104t；A為區域含油面積，km2；h為平均厚度，m；φ為平均有效孔隙度，%；Swi為平均油層原始含水飽和度，%；ρo為平均地面原油密度，g／cm3；Boi為平均原始原油體積系數。

具體應用時根據區塊地質認識程度可對各參數采取不同計算方法。下面以某一區塊為例利用容積法計算地質儲量。

1）參數標定 根據該區13口密閉取心井物性參數資料，結合電測解釋結果和生產動態數據，利用現有井網資料確定了合理的地質儲量參數。平面上，以目前實際采用的動態區塊為單元，分純油區和過渡帶；在縱向上，以區塊內目前劃分的單砂層為基本單元；在單砂層內按照沉積微相類型分別確定儲量參數，并按不同厚度區間和微相類型分別計算儲量。沉積微相類型劃分為河道砂 （有效厚度≥1.5m）、主體薄層砂 （有效厚度≥0.5m）、非主體薄層砂 （有效厚度＜0.5m）和表外儲層。

2）單井控制面積確定 采用Delauny三角形剖分法對區域進行剖分構成三角形網格后，根據三角形內部每個井點的砂體類型，采用 “井距之半”的理想方法來確定砂體邊界，即認為2個不同類型的砂體相互接觸，其變化點在2個砂體的中點。

3）計算公式 表內層地質儲量和表外層地質儲量計算公式［2］如下：

表內層地質儲量＝面積×厚度×單儲系數

表外層地質儲量＝面積×厚度×單儲系數× （1－巖性夾層比例－油跡比例）

1.2 數值模擬儲量計算法

數值模擬運算的實現，是建立在地質建模的基礎上，通過網格的組合，實現地質模型的精細刻畫。數值模擬計算的儲量，實際上為各網格儲量的總和。因此，地質建模是賦予網格屬性，最終輸出網格儲量的過程。

地質建模的基礎是構造建模。確定區塊范圍后，通過三維骨架剖分建立網格模型 （根據區塊實際面積大小，通常平面上網格步長在20～40m之間，縱向上按照沉積單元劃分）；建立構造模型后，將井點參數離散到所在網格，得到井點網格屬性，通過井間插值建立沉積相模型，在其約束下生成網格屬性模型；最后經過模型粗化，輸出建模儲量。

在地質建模結束后，網格數量n、單個網格的平面面積A0、有效厚度h、孔隙度φ、原始含水飽和度Swi已經確定，在已知地面原油密度ρo、平均原始原油體積系數Boi的基礎上，根據容積法公式得到區塊的地質儲量：

因此，地質建模過程中的井點網格參數選取決定了各單元、各微相儲量大小，從而影響數值模擬整體儲量。

2 井點參數差異分析及對標儲量的確定

2.1 井點參數差異分析

建模過程中根據單井電測解釋結果確定井點有效厚度h、孔隙度φ，原始含水飽和度Swi離散到相應網格。通過對全區12521口井電測解釋結果參數進行統計，得出計算差值。

1）含油面積 建模區塊范圍是根據實際含油面積劃取，平面上剖分網格后，求得區塊含油面積與網格面積一致，無差異。

2）地面原油密度ρo、平均原始原油體積系數Boi地面原油密度ρo、平均原始原油體積系數Boi選用同一套參數，無差異。

3）有效厚度 建模有效厚度h的選取與常規儲量方法一致，無差異。

4）孔隙度、原始含油飽和度 ①表內儲量計算上，常規儲量方法以單砂層為基本單元，在單砂層內按照沉積微相類型分別確定參數；建模中選取各單元電測解釋結果參數，若小層參數無解釋結果，則應用新方法參數進行賦值，因此兩者存在差異。從孔隙度、平均含油飽和度數據 （見表1和見表2）對比來看，建模參數比取心井標定參數在純油區高10%左右，在過渡帶地區高15%以上。②由于表外儲量參數選取相同，兩者計算儲量一致。

表1 某區各油層組取心標定、電測解釋平均孔隙度參數對比表

2.2 對標儲量的確定

通過對井點電測解釋參數的統計分析，確定了地質建模中全區不同油層組、不同微相的平均孔隙度和原始含油飽和度，與取心井標定參數存在差異，導致數值模擬表內儲量偏大，因此數值模擬對標儲量不能直接選用常規計算的儲量。同時針對各區塊砂體發育狀況的不同，對標儲量也不能確定為同一平均值，應結合區塊情況具體分析。

綜合考慮各項因素，完善了數值模擬中對標儲量的確定方法：①首先統計研究區塊單井分油層組、分微相的平均孔隙度φx1和原始含油飽和度Soix1；②已知取心井分油層組、分微相標定的平均孔隙度，原始含油飽和度Soix2，根據公式計算電測解釋參數計算儲量與取心井標定參數計算儲量的比值；③在利用取心井標定參數計算儲量過程中表內儲量的基礎上乘以Ax系數，得到分油層組、分微相的表內對標儲量；④用表內對標儲量與表外儲量相加，得到分油層組、分微相的對標儲量，在±5%范圍內確定為合理值。

表2 某區各油層組取心標定、電測解釋平均含油飽和度對比表

3 對標儲量的精度驗證

選取某區某塊模型對數值模擬對標儲量進行驗證，模擬區塊面積5.97km2，平面網格大小為35m×25m，縱向上劃分96個層，共有網格數921600個。參與建模井數679口井，基礎井49口，一次井56口，二次井121口，三次井219口，其余為聚驅井及三元井。建模參數應用井點電測解釋結果，得到區塊平均建模參數 （見表3和見表4）。

表3 某區某塊各油層組新方法、建模平均孔隙度對比表

表4 某區某塊各油層組新方法、建模平均含油飽和度對比表

應用對標儲量確定方法，計算區塊的對標儲量，得到區塊各油層組之間儲量差異范圍 （見表5）。

表5 某區某塊數值模擬儲量差值對比表

經過分析，確定井間插值的誤差造成了模型初始儲量偏大。重新修正地質模型，若擬合取心井標定參數計算的儲量，則儲量偏小，后期含水偏高；將模型儲量調整為對標儲量誤差范圍內，儲量正常，含水擬合效果較好 （見圖1）。

圖1 含水擬合情況

4 結 論

（1）通過對全區井電測解釋結果的統計分析，確定了建模儲量與取心井標定參數計算儲量產生差異的主要原因為井點孔隙度、原始含油飽和度參數選取不同，完善了數值模擬對標儲量的確定方法。

（2）針對地質建模儲量超出對標儲量誤差范圍的情況，應檢查建模選用參數，同時參考初次含水擬合情況，對不確定性參數進行調整，修正地質模型，為精細歷史擬合奠定基礎。