王鵬飛，葉小明，霍春亮，徐靜，李俊飛

（中海石油（中國）有限公司天津分公司，天津 300459）

BZ油田古近系儲層沉積過程數(shù)值模擬

王鵬飛，葉小明，霍春亮，徐靜，李俊飛

（中海石油（中國）有限公司天津分公司，天津 300459）

BZ油田古近系儲層埋藏深，地震資料分辨率低，儲層沉積模式認識不清，使得開發(fā)方案編制面臨挑戰(zhàn)。綜合應用地震、測井和巖心分析資料，通過量化沉積體系發(fā)育的主控因素，開展三維沉積過程數(shù)值模擬。結果表明：古近系沉積時，共有南西和北東2個方向沉積物源向湖盆中心共同匯聚，其中南西方向物源供給速率大，砂體分布范圍廣；湖盆充填演化過程中，縱向上發(fā)育4期砂體，晚期形成的2期砂體分布面積大，且兩側物源在湖盆中心交匯。以沉積模型作為約束條件，運用三維地質建模技術建立儲層巖相分布預測模型，并用新鉆的2口評價井對模型進行可靠性評價。鉆后結果表明，儲層砂體預測符合率達到90%以上。

沉積數(shù)值模擬；三維地質建模；古近系儲層；黃河口凹陷；渤海灣盆地

0 引言

由于地層沉積過程的復雜性和多解性，沉積數(shù)值模擬是否可行一直存在爭議。20世紀90年代，通過露頭獲取海平面升降、構造沉降、沉積物供應等參數(shù)，成功模擬出了二維地質剖面，證明了沉積數(shù)值模擬是可行的［1-7］。近年來，國內學者在沉積數(shù)值模擬研究中已經取得了一些成果。呂明等［8］將沉積模擬方法在澳大利亞Bonaparte盆地應用，得到了研究區(qū)巖性及沉積結構的時空展布特征，并以此指導平面沉積相圖的編制。王穎等［9］對澳大利亞W區(qū)塊的Elang-Frigate組進行了沉積數(shù)值模擬，得到了研究區(qū)的沉積體系時空展布特征。魏洪濤［10］對遼中凹陷北部東二下亞段湖底扇進行了沉積數(shù)值模擬，對湖底扇的形成過程及時空展布進行了精細研究。尹相東等［11］應用沉積數(shù)值模擬，研究了陸相斷陷湖盆砂體沉積演化和接觸關系，建立了三維沉積模式，并對各參數(shù)的敏感性進行了分析評價。

筆者對BZ油田古近系儲層砂體發(fā)育特點展開了深入研究，建立了油田巖相和物性分布三維地質模型，以期對油田開發(fā)指標的預測具有一定的指導意義。

1 地質概況

渤海BZ油田位于渤海灣盆地黃河口凹陷萊北低凸起北部斜坡帶，是一個被斷層復雜化的斷塊、斷背斜構造。目前，油田已鉆探井和評價井7口，井距為970～4800 m。主力含油層系為古近系東營組東三段和沙河街組沙一、二段，以巖性構造油氣藏為主，儲層埋藏深，地震成像品質差。該油田儲層沉積模式研究尚未開展。為了滿足油田開發(fā)方案編制的需求，需要在三維空間對儲層砂體演化和分布進行定量預測。

2 沉積過程數(shù)值模擬

2.1 技術流程

為了進行沉積過程數(shù)值模擬，首先要獲取沉積過程的控制因素：可容空間、物源供應及搬運方式。通過三維地震解釋、測井曲線對比、粒度分析資料及相似露頭類比，提取表征沉積參數(shù)的數(shù)字化圖件或者數(shù)據(jù)。沉積過程數(shù)值模擬技術流程如圖1所示。

圖1 沉積過程數(shù)值模擬技術路線

2.2 模擬工區(qū)定義

選擇模擬工區(qū)長16.4km，寬9.4km，面積154.16km2，平面網(wǎng)格間距0.2km。模擬目的層段為古近系東營組東三段和沙河街組沙一段、沙二段，地層平均厚度335m，沉積時間為38.00～34.50Ma，總時長3.50Ma，時間步長0.05Ma，巖性設置為砂巖和泥巖。

2.3 模擬參數(shù)

2.3.1 可容空間分析

依據(jù)古生物資料及沉積環(huán)境分析，將井點處古水深數(shù)據(jù)作為硬數(shù)據(jù)，通過古地貌圖約束獲得基底初始水深圖（見圖2）。研究區(qū)湖平面變化幅度最高不超過20m，沉積地層平均厚度為335m。因此，水深變化對可容空間的影響可以忽略。地層厚度約等于基底總沉降量，用經過去斷層校正后的地層厚度圖來表征基底沉降（見圖3）。研究過程中，挑選位于湖盆深部，不受近岸物源供給影響的BZ-1井來分析湖平面升降規(guī)律。利用巖性旋回變化規(guī)律和古生物分布特征，制作了BZ油田東三段和沙一、二段湖平面變化曲線。

圖2 BZ油田基底初始水深

圖3 BZ油田基底沉降

2.3.2 物源供應及搬運方式

研究區(qū)沉積時期，南西方向地勢平緩，受來自肯東凸起的物源影響形成辮狀河三角洲沉積體系；而北東方向具有一定的坡降，受來自渤南低凸起的物源影響形成扇三角洲沉積體系［12］。因此，分別設置2個物源供給方向。用地層厚度平均值乘以研究區(qū)的面積作為沉積物供給的總體積，用該體積除以沉積時間得到的沉積物供應速率是14.76km3/Ma。2個物源各自的供給速率及不同沉積時期的供給速率較難獲取，通過參數(shù)調試，并用井點分層厚度來進行校準，劈分供應速率。當模擬結果與井點分層厚度接近時，認為參數(shù)設置較為合理，經過論證，南西方向物源供應速率為10.35km3/Ma，北東方向物源供應速率為4.41km3/Ma。通過井點測井解釋砂泥巖，統(tǒng)計每個沉積時間單元巖性比例，作為沉積物成分的配比份額。

沉積物的搬運方式控制著三角洲沉積體的局部形態(tài)，搬運方式由沉積物觸發(fā)機制和擴散系數(shù)共同決定。觸發(fā)機制分為短期高能搬運和長期低能搬運，其中短期高能沉積物搬運較遠；而擴散系數(shù)由顆粒粒徑和地形坡降共同決定，水流攜帶的顆粒粒徑越大，越不易往下游搬運；坡降越大，進入湖區(qū)的沉積物速度越快，沉積物的總量越多，河口處越容易形成三角洲。研究區(qū)搬運方式設置為短期高能搬運和長期低能搬運共同作用，其中前者占90%。根據(jù)顆粒粒徑和地形坡降，計算沉積物的綜合搬運系數(shù)，長期低能砂巖為0.603km2/ ka，泥巖為3.010km2/ka；短期高能砂巖為0.670km2/ ka，泥巖為3.350km2/ka。

3 模擬結果分析

模擬結果獲得的各沉積單元單井地層厚度與井點劃分地層厚度誤差在±5%以內（見表1），并且?guī)r性旋回基本一致時，認為模擬結果可靠性高。

表1 模擬厚度與井點厚度對比

用砂巖體積分數(shù)來表征模擬結果，從圖4可以看到不同沉積時期4期砂體的展布特征。從下向上依次為：第一期（38.00～37.08Ma），砂體分布范圍小，隨著湖平面的不斷下降，兩側物源沉積物逐漸向湖盆中心推進，砂體范圍逐漸擴大；第二期（37.08～36.08Ma）湖平面下降到最低點，砂巖體積分數(shù)達到最大值，隨著湖平面開始上升，沉積物退積，砂巖體積分數(shù)逐漸減少；第三期（36.08～35.35Ma）湖平面先下降后上升，形成了一期反旋回疊加一期正旋回，沉積期中間砂巖體積分數(shù)高，并且兩側扇體在湖盆中心疊置；第四期 （35.35～34.50Ma）砂體發(fā)育范圍最廣，底部形成一個完整的水退水進旋回，34.80Ma左右發(fā)生一個短期的湖平面上升，形成短期正旋回沉積，隨后又出現(xiàn)一期水退，形成反旋回沉積。總體上，底部沙河街組比頂部東三段砂巖體積分數(shù)低，沙河街組砂巖體積分數(shù)在11%～48%，東三段砂巖體積分數(shù)在44%～71%，與鉆井揭示巖性比例基本吻合（見圖5）。

圖4 不同期次砂體砂巖體積分數(shù)平面分布

圖5 不同期次砂體砂巖體積分數(shù)剖面

4 模擬結果應用

將沉積數(shù)值模擬的結果（見圖6a）按時間步作切片輸出砂巖體積分數(shù)圖，在建模軟件中通過賦值，建立砂巖分布概率體（見圖6b），將沉積過程數(shù)值模擬結果轉化到三維地質模型中。

圖6 BZ油田砂巖分布三維圖

用概率體作為砂泥巖模型的約束條件建立砂體分布模型，該方法建立的模型（見圖7a）比無約束條件的地質模型（見圖7b）更符合沉積規(guī)律。以該模型為基礎，指導2口評價井的部署。統(tǒng)計結果顯示，測井解釋砂體厚度為83m，模型預測砂體厚度為89m，預測準確率達90%以上，說明這種模擬方法可信度高。用砂泥巖分布控制物性模擬，為油田開發(fā)生產指標預測提供可靠保障［12-18］。

圖7 三維地質模型屬性

5 結論

1）研究區(qū)受雙側物源供給影響，沉積演化過程中發(fā)育4期砂體，其中第三期兩側物源在湖盆中心交匯，形成疊置砂體?？傮w來看，東三段砂巖體積分數(shù)高于沙一段、沙二段，砂體分布范圍廣。

2）通過沉積期次劃分，可容空間分析，物源供應和搬運方式評估，獲取相應的地質模型參數(shù)，可以開展油藏級別的沉積過程數(shù)值模擬。

3）沉積過程數(shù)值模擬結果可以輸出定量化的砂巖體積分數(shù)平面圖，用于約束三維地質建模巖相模型的建立，得到既符合油田沉積規(guī)律又遵循地質統(tǒng)計學特征的儲層巖相模型。

4）沉積演化數(shù)值模擬可以為精細地質研究提供預測模型，在少井或地震資料品質受限的情況下，提供定量的地質模型。

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（編輯 趙旭亞）

Numerical simulation of sedimentary process for Paleogene reservoir in BZ Oilfield

WANG Pengfei,YE Xiaoming,HUO Chunliang,XU Jing,LI Junfei
(Tianjin Branch of CNOOC Ltd.,Tianjin 300459,China)

With deep burial reservoir of Paleogene,low seismic data resolution,poor recognition of reservoir sedimentary pattern,the development plan is facing challenge.Using seismic,log and core analysis,quantified main control factors of sedimentary,3D sedimentary process is simulated numerically.The study shows that the sedimentary sources in the two directions of southwest and northeast converge at the center of the lake basin during sedimentary of Paleogene reservoir.In the direction of southwest,the supply rate was lager and sand distribution area was great.During lake sedimentary evolution,fourstage sand body developed vertically,distribution area of sand was great in the last two stages and the source of the two sides met at the center of the lake basin.Taking sedimentary model as the constraint conditions and using 3D geological modeling technology,reservoir lithology distribution prediction model was established,and two new drill appraisal wells were used to evaluate the reliability of the model.The drilling results show that the prediction coincidence rate of reservoir sand body is above 90%.

sedimentarynumericalsimulation;3Dgeologymodeling;Paleogenereservoir;HuanghekouSag;BohaiBayBasin

TE121.1+5

A

國家科技重大專項“渤海油田加密調整及提高采收率油藏工程技術示范”（2016ZX05058001）

10.6056/dkyqt201705002

2017-02-19；改回日期：2017-07-15。

王鵬飛，男，1986年生，工程師，碩士，2012年畢業(yè)于中國石油大學（北京）地質工程專業(yè)，現(xiàn)主要從事油氣田開發(fā)地質方面的研究工作。E-mail：wangpf7@cnooc.com.cn。

王鵬飛，葉小明，霍春亮，等.BZ油田古近系儲層沉積過程數(shù)值模擬［J］.斷塊油氣田，2017，24（5）：604-607.

WANG Pengfei，YE Xiaoming，HUO Chunliang，et al.Numerical simulation of sedimentary process for Paleogene reservoir in BZ Oilfield［J］.Fault-Block Oil&Gas Field，2017，24（5）：604-607.