一种沉积相控制预测砂岩油藏储层属性的方法

摘要

本发明公开了一种用于石油开采领域的沉积相控制预测砂岩油藏储层属性的方法，采用该方法获取的数据可用于创建沉积相控制油藏地质模型。该方法基于储层沉积微相和储层砂岩属性间相关性的研究成果，包括将沉积相带图数字化、沉积相控制井间储层参数预测和沉积相控制岩石-流体相互作用特征描述的过程，本发明不但实现了分单砂层、分沉积相进行储层砂岩孔隙度、渗透率、初始含油饱和度等物性参数的相控预测，还实现了储层砂岩的厚度和反映岩石-流体相互作用特征的油水相对渗透率和毛管压力曲线的相控预测，使油藏一体化描述又向前迈进了一步。

主权项

1、一种沉积相控制预测砂岩油藏储层属性的方法，其特征在于，包括对沉积相带图数字化、沉积相控制井间储层参数预测和沉积相控制岩石-流体相互作用特征描述的过程；其中，所述沉积相带图数字化包括以下步骤：(1)修改沉积相图坐标系：通过指定沉积相图上不在一条直线上的三口井的大地坐标，把CAD沉积相图绘图相对坐标系转换到与井位相同的大地坐标系；(2)定义沉积相图剪裁区域：以一个闭合的多边形定义沉积相图剪裁区域，剪裁区域以外的信息在积相图数字化过程中不做考虑；(3)在CAD底图中不同沉积相的相带线用不同颜色绘制的基础上，建立VB与CAD的数据接口，通过颜色识别，从单砂层CAD沉积相底图中提取沉积相带线和断层线空间坐标；(4)对已数字化的沉积相带图进行回放，连接开放的沉积相带线形成闭合曲线，组合断层上下盘线为一个断层多边形；(5)对沉积相带线形成的闭合区域分相进行颜色填充；(6)依据数字化后沉积相带图的相别颜色编号生成正整数型沉积相分布场，同层同相非连通区域要取不同的正整数；其中，所述沉积相控制井间储层参数预测包括以下步骤：(1)从数据库中按单砂层提取钻井井点处的储层砂岩厚度、有效厚度、孔隙度、渗透率、初始含油饱和度和井位坐标；(2)按单砂层建立油藏储层网格系统；(3)根据已知井点数据，结合沉积相分布场，对每个层每个沉积相分连通区域进行井间储层岩石属性预测，为油藏储层网格系统赋参数值；(4)网格系统粗化，形成油藏数值模拟要求的数据体；这里，步骤(3)中所述井间储层岩石属性预测采用反距离加权平均法、Kriging方法、和序贯高斯模拟法这些地质统计学方法中的一种；对于涉及变异函数的方法，其产生应该基于同层同相的实验变异函数；其中，所述沉积相控制岩石-流体相互作用特征描述包括以下步骤：(1)按油田不同地区、不同沉积相统计岩心分析资料，得到该区分相储层砂岩的平均相对渗透率曲线；毛管压力曲线典型形态；相对渗透率曲线端点值、岩石润湿性与有效渗透率间的统计关系；以及毛管压力曲线形态变化与有效渗透率间的统计关系；(2)对岩石-流体相互作用特征按油田地区和沉积相编号；(3)根据统计规律，建立该油田地区不同沉积相与有效渗透率对应的相对渗透率曲线和毛管压力曲线的计算方法；(4)建立岩石-流体相互作用特征编号与正整型沉积相别数值的映射关系，由于存在同层同相非连通情况，该映射可能是一多对应；(5)在该油田地区按沉积相分别使用有效渗透率对应的相对渗透率曲线和毛管压力曲线的计算方法，得到与有效渗透率匹配的岩石-流体相互作用特征描述曲线族，形成岩石-流体相互作用特征分布场；(6)用油藏数值模拟软件的相应功能，将岩石-流体相互作用特征分布场体现到数值模拟地质模型中。