【《S油田储层参数反演及分析案例》3500字】

S油田储层参数反演及分析案例目录TOC\o"1-3"\h\u13364S油田储层参数反演及分析案例 1155091.1各模型反演结果 2316051.1.1Mogi模型反演结果 2107491.1.2椭球模型反演结果 3172471.1.3Okada模型反演结果 553661.1.4复合位错模型反演结果 7248101.2模型对比分析 9本文以史南油田为研究对象，将基于遗传算法的CDM油田储层参数反演方法应用到该地，然后以2007年2月至2010年10月的InSAR形变结果作为观测量，分别使用Mogi模型、椭球模型、Okada模型和复合位错模型(CDM)对油田储层参数进行反演及模拟变形源的几何形状、体积或压力变化，对比分析不同模型的反演效果。通过查询资料ADDINCNKISM.Ref.{57213A0BA5C045baAF68BAA7A52AA754}[81,88-90]可知，史南油田隶属于现河采油厂，位于东营凹陷中央隆起带西倾部位，是一个北东一南西向的鼻状构造。该地区的岩性油藏是赋存于沙三中层系三角洲前缘滑塌浊积岩而形成的大型岩性油藏，油藏主要受储层横向尖灭线控制，具有埋藏深，厚度横向变化大。史南油田包括史深100断块主体、史深100断块扩边区及史3地区，主要含油层系为第三系沙河街组中段，储层埋藏较深。以2008年为例，该油田生产原油75.13万吨，生产天然气交气量200万立方米。本章首先在获取研究区域InSAR形变数据后，为提升反演速度，应控制数据大小，通常利用四叉树降采样；然后设置遗传算法的初始值(=0.6，=0.9，=0.01)，然后以第5章获取的年沉降速率作为输入观测量对油田的储层参数进行反演，对观测形变结果建立了独立坐标系，将地表形变中心设为参考基准点，地理坐标为[118.357°N，37.4051°E]，泊松系数均设为常用的0.25ADDINCNKISM.Ref.{9950700F314F402e921D23F101E671CC}[91]。1.1各模型反演结果1.1.1Mogi模型反演结果通过椭球模型反演的最优参数结果如表6-1所示，InSAR监测结果与Mogi模型反演结果如图5-1所示，(a)表示观测形变，(b)表示模拟形变，(c)表示观测形变与模拟形变之间的残差，(d)表示误差值统计分布直方图。模型反演过程中，对InSAR观测形变结果建立独立坐标系，参考基准点坐标为[118.357°N，37.4051°E]。由表6-1可知，通过Mogi模型反演的油层中心投影到地表的平面坐标为(644.247m东，-135.406m北)。根据获得的体积变化和原油密度即可得出研究区年原油开采量约为49万吨，但是资料显示该油田的年产量约为75万吨；反演的油层中心深度为2914.44米,而实际油层埋深为2800-3500米，说明通过Mogi模型反演的油层深度比较可靠，但是反演的年产量不可靠。表6-1Mogi模型的最优反演参数模型参数最优估值X(m)644.247[232.169/1094.8]Y(m)-135.406[-321.485/202.467]深度(m)2914.44[2458.44/3781.41]体积变化(m3)-4.9e05[-9.3e05/-1.4e05]图6-1Mogi模型反演结果对比及误差分布由图6-2(a)观测形变结果可知，该研究区域的地表形变类似于一个椭球，而图6-2(b)模拟形变图显示出Mogi模型模拟的地表形变近似圆形，模拟形变较为简单，与观测形变结果相差较大，从图6-2(c)(d)可以看出，残差几乎遍布整个研究区域，均值为-2.165mm，方差为13.254mm，均方差根为1.125mm，总体误差相对较大，模拟效果较差。1.1.2椭球模型反演结果通过椭球模型反演的最优参数结果如表6-2所示，InSAR监测结果与椭球模型反演结果如图6-2所示，(a)表示观测形变，(b)表示模拟形变，(c)表示观测形变与模拟形变之间的残差，(d)表示误差值统计分布直方图。模型反演过程中，对InSAR观测形变结果建立独立坐标系，参考基准点坐标为[118.357°N，37.4051°E]。表6-2椭球模型的最优反演参数模型参数最优估值X(m)560.786[120.255/974.562]Y(m)-135.406[-321.485/202.467]深度(m)3282.85[2752.125/3802.485]长半轴(m)2279.25[1681.231/3152.486]短半轴(m)28.125[23.156/41.234]走向(°)68.328[50.354/87.347]倾角(°)3.532[0.238/10.264]压力变化(MPa)-2.8[-3.5/-1.9]通过表6-2可知，通过椭球模型反演的油层中心投影到地表的平面坐标为(560.786m东，-135.406m南)。反演的油层深度为3282.85米，实际油层埋深为2800-3500米，反演的油层深度与实际油层深度较为接近，说明椭球模型反演的油层深度较为可靠。椭球长半轴为2279.25m，短半轴为28.125m，长半轴的走向(与正北方向的夹角)为68.328度，长半轴的倾角(与水平面的夹角)为-0.45度。倾角接近于0，说明椭球长半轴与水平面几乎呈水平关系，半长轴与长半轴的比率为0.0123，说明该椭球为一个超级扁的椭球，与油层的存储状态较为接近。该油层的实际平均厚度为23.4m，短半轴的长度为28.125m，与油层厚度较为接近。压力变化值为2.8MPa，基本符合95%的置信区间内。由于该地区岩层的剪切模量未知，所以无法对该地区的压力变化值进行解释。总体来说，通过椭球模型反演的油田储层参数与实际油田储层参数较为接近，反演结果较为可靠。图6-2椭球模型反演结果对比及误差分布从图6-3(b)模拟形变图可以看出，椭球模型模拟的地表形变结果在平面空间上呈近似椭圆形，与观测形变结果较为相似，但是可以明显看出模拟地表形变中心存在过大估计；从图6-3(c)残差图可以看出，相对较大的残值出现在椭圆形地表沉降区的左下角；从图6-3(d)误差分布可以看出总体误差值基本都小于±10mm，均值为-1.672mm，方差为10.612mm，均方差根为4.213mm，总体误差相对Mogi模型有所减小，但模拟效果仍然较差。1.1.3Okada模型反演结果通过Okada模型反演的最优参数结果如表6-3所示，InSAR监测结果与Okada模型反演结果如图6-3所示，(a)表示观测形变，(b)表示模拟形变，(c)表示观测形变与模拟形变之间的残差，(d)表示误差值统计分布直方图。正如第三章第二小节所讲，Okada矩形位错模型上下平行边平行于自由表面，因此，将倾角设定为零。模型反演过程中，对InSAR观测形变结果建立独立坐标系，参考基准点坐标为[118.357°N，37.4051°E]。表6-3Okada模型的最优反演参数模型参数最优估值X(m)560.786[211.162/763.382]Y(m)189.645[-221.485/502.467]深度(m)3282.85[1893.46/4428.91]长(m)2889.862[1067.61/3822.87]宽(m)1251.125[365.156/1832.951]走向(°)52.648[30.195/81.648]倾角(°)0.026[0.001/1.265]位错面开度(m)-0.0256[-0.3112/-0.016]由表6-3可知，油层中心投影至地表的相对平面坐标为(560.786m东，189.645m南)。油层深度为3282.85m，与实际油层埋深范围符合。反演的油层长为2889.862m,宽为1251.125m，油层的走向(与正北方向的夹角)为52.648度，倾角(与水平面的夹角)为0.026度。倾角接近于0，说明椭球长半轴与水平面几乎呈水平关系。总体来说，通过椭球模型反演的油田储层参数与实际油田储层参数较为接近，反演结果较为可靠。图6-3Okada模型反演结果对比及误差分布从图6-3(b)模拟形变图可以看出，椭球模型模拟的地表形变结果呈近似椭圆形，与观测形变结果较为相似，但是可以明显看出模拟地表形变中心存在过大估计;从图6-3(c)残差图可以看出，相对较大的残值出现在椭圆形地表沉降区的左下角；从图6-3(d)误差分布可以看出总体误差值基本都小于±10mm，均值为0.53mm，方差为4.825mm，均方差根为3.248mm，总体误差相对上述两个模型模型有所减小，模拟效果比较好。1.1.4复合位错模型反演结果通过复合位错模型反演的最优参数结果如表6-2所示，InSAR监测结果与复合位错模型反演结果如图6-2所示，(a)表示观测形变，(b)表示模拟形变，(c)表示观测形变与模拟形变之间的残差，(d)表示误差值统计分布直方图。模型反演过程中，对InSAR观测形变结果建立独立坐标系，参考基准点坐标为[118.357°N，37.4051°E]。表6-4复合位错模型的最优反演参数模型参数最优估值X(m)230.158[20.255/420.128]Y(m)845.121[481.485/1182.358]深度(m)3348.85[3292.125/4102.485]X轴旋转角(°)2.316[0.238/10.264]Y轴旋转角(°)-7.125[-20.238/5.954]Z轴旋转角(°)-120.532[-130.695/-105.256]a半轴(m)2279.25[1681.231/3152.486]b半轴(m)654.248[452.156/812.964]c半轴(m)51.125[32.156/71.259]位错面开度(m)8.347[-2.159/21.624]体积变化(m3)-9.3e05[-1.2e06/-7.5e05]相较于前三个模型，复合位错模型的自由度较高，具有更多的参数，可以获得更详细的储层信息。通过表6-2可知，通过复合位错模型反演的油层中心投影到地表的平面坐标为(230.158m东，845.121m南)。反演的油层深度为3348.85m，与实际油层深度较为接近，说明椭球模型反演的油层深度较为可靠。反演的模型分别为2.316°、-7.125°、-120.532°；模型a半轴为2279.25m，b半轴为654.248m，c半轴为51.125m，这说明该油田为一个长半轴与水平面几乎平行的超级扁椭球，与油层的存储状态较为接近。该模型反演的油田储层体积变化为9.3×105m3,利用原油密度可以得出该油田年开采量约为94万吨，与实际年开采量75万吨较为接近。图6-4复合位错模型反演结果对比及误差分布从图6-3(b)模拟形变图可以看出，椭球模型模拟的地表形变结果呈近似椭圆形，与观测形变结果较为相似；从图6-3(c)(d)残差图可以看出，残差仅存在于整个形变区域中心处，97%以上的残差都小于±4mm，其中均值为0.012mm，方差为2.25mm，均方差根为1.501mm，总体误差相对上述三个模型模型有较好的改善。1.2模型对比分析表6-5四种模型的反演误差对比反演误差模型均值(mm)方差(mm)均方差根(mm)Mogi-2.16513.2541.125椭球-1.671810.6124.213Okada0.534.8253.428复合位错模型0.0122.251.501图6-5各模型精度提升百分比本小节首先将上述四个模型在史南油田的反演误差展示到表6-5中，可以看出不论是方差还是均方差根均出现依次减少的趋势，为了评估精度提升水平，本文将其余三个模型反演的误差分别与Mogi模型作对比，并将提升百分比展示到图6-5。由该图表可知本次反演中，椭球模型、Okada模型、复合位错模型本次反演的方差相对于Mogi分别提升了19.54%、63.6%、83.02%，反演的均方差跟分别提升了31.22%、41.97%、75.49%。另外，从图6