S油田儲層參數(shù)反演及分析案例目錄TOC\o"1-3"\h\u13364S油田儲層參數(shù)反演及分析案例 1155091.1各模型反演結果 2316051.1.1Mogi模型反演結果 2107491.1.2橢球模型反演結果 3172471.1.3Okada模型反演結果 553661.1.4復合位錯模型反演結果 7248101.2模型對比分析 9本文以史南油田為研究對象，將基于遺傳算法的CDM油田儲層參數(shù)反演方法應用到該地，然后以2007年2月至2010年10月的InSAR形變結果作為觀測量，分別使用Mogi模型、橢球模型、Okada模型和復合位錯模型(CDM)對油田儲層參數(shù)進行反演及模擬變形源的幾何形狀、體積或壓力變化，對比分析不同模型的反演效果。通過查詢資料ADDINCNKISM.Ref.{57213A0BA5C045baAF68BAA7A52AA754}[81,88-90]可知，史南油田隸屬于現(xiàn)河采油廠，位于東營凹陷中央隆起帶西傾部位，是一個北東一南西向的鼻狀構造。該地區(qū)的巖性油藏是賦存于沙三中層系三角洲前緣滑塌濁積巖而形成的大型巖性油藏，油藏主要受儲層橫向尖滅線控制，具有埋藏深，厚度橫向變化大。史南油田包括史深100斷塊主體、史深100斷塊擴邊區(qū)及史3地區(qū)，主要含油層系為第三系沙河街組中段，儲層埋藏較深。以2008年為例，該油田生產(chǎn)原油75.13萬噸，生產(chǎn)天然氣交氣量200萬立方米。本章首先在獲取研究區(qū)域InSAR形變數(shù)據(jù)后，為提升反演速度，應控制數(shù)據(jù)大小，通常利用四叉樹降采樣；然后設置遺傳算法的初始值(=0.6，=0.9，=0.01)，然后以第5章獲取的年沉降速率作為輸入觀測量對油田的儲層參數(shù)進行反演，對觀測形變結果建立了獨立坐標系，將地表形變中心設為參考基準點，地理坐標為[118.357°N，37.4051°E]，泊松系數(shù)均設為常用的0.25ADDINCNKISM.Ref.{9950700F314F402e921D23F101E671CC}[91]。1.1各模型反演結果1.1.1Mogi模型反演結果通過橢球模型反演的最優(yōu)參數(shù)結果如表6-1所示，InSAR監(jiān)測結果與Mogi模型反演結果如圖5-1所示，(a)表示觀測形變，(b)表示模擬形變，(c)表示觀測形變與模擬形變之間的殘差，(d)表示誤差值統(tǒng)計分布直方圖。模型反演過程中，對InSAR觀測形變結果建立獨立坐標系，參考基準點坐標為[118.357°N，37.4051°E]。由表6-1可知，通過Mogi模型反演的油層中心投影到地表的平面坐標為(644.247m東，-135.406m北)。根據(jù)獲得的體積變化和原油密度即可得出研究區(qū)年原油開采量約為49萬噸，但是資料顯示該油田的年產(chǎn)量約為75萬噸；反演的油層中心深度為2914.44米,而實際油層埋深為2800-3500米，說明通過Mogi模型反演的油層深度比較可靠，但是反演的年產(chǎn)量不可靠。表6-1Mogi模型的最優(yōu)反演參數(shù)模型參數(shù)最優(yōu)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]體積變化(m3)-4.9e05[-9.3e05/-1.4e05]圖6-1Mogi模型反演結果對比及誤差分布由圖6-2(a)觀測形變結果可知，該研究區(qū)域的地表形變類似于一個橢球，而圖6-2(b)模擬形變圖顯示出Mogi模型模擬的地表形變近似圓形，模擬形變較為簡單，與觀測形變結果相差較大，從圖6-2(c)(d)可以看出，殘差幾乎遍布整個研究區(qū)域，均值為-2.165mm，方差為13.254mm，均方差根為1.125mm，總體誤差相對較大，模擬效果較差。1.1.2橢球模型反演結果通過橢球模型反演的最優(yōu)參數(shù)結果如表6-2所示，InSAR監(jiān)測結果與橢球模型反演結果如圖6-2所示，(a)表示觀測形變，(b)表示模擬形變，(c)表示觀測形變與模擬形變之間的殘差，(d)表示誤差值統(tǒng)計分布直方圖。模型反演過程中，對InSAR觀測形變結果建立獨立坐標系，參考基準點坐標為[118.357°N，37.4051°E]。表6-2橢球模型的最優(yōu)反演參數(shù)模型參數(shù)最優(yōu)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]長半軸(m)2279.25[1681.231/3152.486]短半軸(m)28.125[23.156/41.234]走向(°)68.328[50.354/87.347]傾角(°)3.532[0.238/10.264]壓力變化(MPa)-2.8[-3.5/-1.9]通過表6-2可知，通過橢球模型反演的油層中心投影到地表的平面坐標為(560.786m東，-135.406m南)。反演的油層深度為3282.85米，實際油層埋深為2800-3500米，反演的油層深度與實際油層深度較為接近，說明橢球模型反演的油層深度較為可靠。橢球長半軸為2279.25m，短半軸為28.125m，長半軸的走向(與正北方向的夾角)為68.328度，長半軸的傾角(與水平面的夾角)為-0.45度。傾角接近于0，說明橢球長半軸與水平面幾乎呈水平關系，半長軸與長半軸的比率為0.0123，說明該橢球為一個超級扁的橢球，與油層的存儲狀態(tài)較為接近。該油層的實際平均厚度為23.4m，短半軸的長度為28.125m，與油層厚度較為接近。壓力變化值為2.8MPa，基本符合95%的置信區(qū)間內。由于該地區(qū)巖層的剪切模量未知，所以無法對該地區(qū)的壓力變化值進行解釋?？傮w來說，通過橢球模型反演的油田儲層參數(shù)與實際油田儲層參數(shù)較為接近，反演結果較為可靠。圖6-2橢球模型反演結果對比及誤差分布從圖6-3(b)模擬形變圖可以看出，橢球模型模擬的地表形變結果在平面空間上呈近似橢圓形，與觀測形變結果較為相似，但是可以明顯看出模擬地表形變中心存在過大估計；從圖6-3(c)殘差圖可以看出，相對較大的殘值出現(xiàn)在橢圓形地表沉降區(qū)的左下角；從圖6-3(d)誤差分布可以看出總體誤差值基本都小于±10mm，均值為-1.672mm，方差為10.612mm，均方差根為4.213mm，總體誤差相對Mogi模型有所減小，但模擬效果仍然較差。1.1.3Okada模型反演結果通過Okada模型反演的最優(yōu)參數(shù)結果如表6-3所示，InSAR監(jiān)測結果與Okada模型反演結果如圖6-3所示，(a)表示觀測形變，(b)表示模擬形變，(c)表示觀測形變與模擬形變之間的殘差，(d)表示誤差值統(tǒng)計分布直方圖。正如第三章第二小節(jié)所講，Okada矩形位錯模型上下平行邊平行于自由表面，因此，將傾角設定為零。模型反演過程中，對InSAR觀測形變結果建立獨立坐標系，參考基準點坐標為[118.357°N，37.4051°E]。表6-3Okada模型的最優(yōu)反演參數(shù)模型參數(shù)最優(yōu)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]長(m)2889.862[1067.61/3822.87]寬(m)1251.125[365.156/1832.951]走向(°)52.648[30.195/81.648]傾角(°)0.026[0.001/1.265]位錯面開度(m)-0.0256[-0.3112/-0.016]由表6-3可知，油層中心投影至地表的相對平面坐標為(560.786m東，189.645m南)。油層深度為3282.85m，與實際油層埋深范圍符合。反演的油層長為2889.862m,寬為1251.125m，油層的走向(與正北方向的夾角)為52.648度，傾角(與水平面的夾角)為0.026度。傾角接近于0，說明橢球長半軸與水平面幾乎呈水平關系?？傮w來說，通過橢球模型反演的油田儲層參數(shù)與實際油田儲層參數(shù)較為接近，反演結果較為可靠。圖6-3Okada模型反演結果對比及誤差分布從圖6-3(b)模擬形變圖可以看出，橢球模型模擬的地表形變結果呈近似橢圓形，與觀測形變結果較為相似，但是可以明顯看出模擬地表形變中心存在過大估計;從圖6-3(c)殘差圖可以看出，相對較大的殘值出現(xiàn)在橢圓形地表沉降區(qū)的左下角；從圖6-3(d)誤差分布可以看出總體誤差值基本都小于±10mm，均值為0.53mm，方差為4.825mm，均方差根為3.248mm，總體誤差相對上述兩個模型模型有所減小，模擬效果比較好。1.1.4復合位錯模型反演結果通過復合位錯模型反演的最優(yōu)參數(shù)結果如表6-2所示，InSAR監(jiān)測結果與復合位錯模型反演結果如圖6-2所示，(a)表示觀測形變，(b)表示模擬形變，(c)表示觀測形變與模擬形變之間的殘差，(d)表示誤差值統(tǒng)計分布直方圖。模型反演過程中，對InSAR觀測形變結果建立獨立坐標系，參考基準點坐標為[118.357°N，37.4051°E]。表6-4復合位錯模型的最優(yōu)反演參數(shù)模型參數(shù)最優(yōu)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軸旋轉角(°)2.316[0.238/10.264]Y軸旋轉角(°)-7.125[-20.238/5.954]Z軸旋轉角(°)-120.532[-130.695/-105.256]a半軸(m)2279.25[1681.231/3152.486]b半軸(m)654.248[452.156/812.964]c半軸(m)51.125[32.156/71.259]位錯面開度(m)8.347[-2.159/21.624]體積變化(m3)-9.3e05[-1.2e06/-7.5e05]相較于前三個模型，復合位錯模型的自由度較高，具有更多的參數(shù)，可以獲得更詳細的儲層信息。通過表6-2可知，通過復合位錯模型反演的油層中心投影到地表的平面坐標為(230.158m東，845.121m南)。反演的油層深度為3348.85m，與實際油層深度較為接近，說明橢球模型反演的油層深度較為可靠。反演的模型分別為2.316°、-7.125°、-120.532°；模型a半軸為2279.25m，b半軸為654.248m，c半軸為51.125m，這說明該油田為一個長半軸與水平面幾乎平行的超級扁橢球，與油層的存儲狀態(tài)較為接近。該模型反演的油田儲層體積變化為9.3×105m3,利用原油密度可以得出該油田年開采量約為94萬噸，與實際年開采量75萬噸較為接近。圖6-4復合位錯模型反演結果對比及誤差分布從圖6-3(b)模擬形變圖可以看出，橢球模型模擬的地表形變結果呈近似橢圓形，與觀測形變結果較為相似；從圖6-3(c)(d)殘差圖可以看出，殘差僅存在于整個形變區(qū)域中心處，97%以上的殘差都小于±4mm，其中均值為0.012mm，方差為2.25mm，均方差根為1.501mm，總體誤差相對上述三個模型模型有較好的改善。1.2模型對比分析表6-5四種模型的反演誤差對比反演誤差模型均值(mm)方差(mm)均方差根(mm)Mogi-2.16513.2541.125橢球-1.671810.6124.213Okada0.534.8253.428復合位錯模型0.0122.251.501圖6-5各模型精度提升百分比本小節(jié)首先將上述四個模型在史南油田的反演誤差展示到表6-5中，可以看出不論是方差還是均方差根均出現(xiàn)依次減少的趨勢，為了評估精度提升水平，本文將其余三個模型反演的誤差分別與Mogi模型作對比，并將提升百分比展示到圖6-5。由該圖表可知本次反演中，橢球模型、Okada模型、復合位錯模型本次反演的方差相對于Mogi分別提升了19.54%、63.6%、83.02%，反演的均方差跟分別提升了31.22%、41.97%、75.49%。另外，從圖6