常 強(qiáng)，劉昱柏，金心岫

（1.西安石油大學(xué)石油工程學(xué)院，陜西西安 710065；2.中國(guó)石油長(zhǎng)慶油田分公司第二采油廠，甘肅慶陽(yáng) 745113）

儲(chǔ)層地質(zhì)建模是一種有效的表征儲(chǔ)層屬性及特征在三維空間分布規(guī)律的手段[1]。通過(guò)儲(chǔ)層地質(zhì)建?？梢越?chǔ)層格架，對(duì)儲(chǔ)層的物性進(jìn)行評(píng)估，預(yù)測(cè)優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層的空間展布[2]，為剩余油預(yù)測(cè)奠定良好基礎(chǔ)，在指導(dǎo)油田開(kāi)發(fā)中具有重要價(jià)值。通過(guò)對(duì)整個(gè)研究區(qū)采用確定性建模與隨機(jī)性建模相互結(jié)合的建模方法，借助變差函數(shù)調(diào)整巖相模型和屬性模型，建立一套能夠準(zhǔn)確反映儲(chǔ)層基本構(gòu)造形態(tài)、構(gòu)造關(guān)系以及儲(chǔ)層物性參數(shù)展布規(guī)律的數(shù)字化地質(zhì)模型。近年來(lái)，該分析領(lǐng)域技術(shù)發(fā)展迅速，廣泛應(yīng)用于我國(guó)油田生產(chǎn)開(kāi)發(fā)階段的精細(xì)儲(chǔ)層物性參數(shù)建模和儲(chǔ)層數(shù)值分析模擬，是我國(guó)油藏精細(xì)儲(chǔ)層描述的技術(shù)核心。

1 研究區(qū)概況

研究區(qū)位于西峰油田X73 油區(qū)長(zhǎng)3 油藏，北起H63-79 井，南至H78-51 井；東起H76-74 井，西至H50-51 井。主力開(kāi)發(fā)層系為長(zhǎng)3 層，動(dòng)用含油面積為16.83 km2，動(dòng)用地質(zhì)儲(chǔ)量2 064.2×103t，可采地質(zhì)儲(chǔ)量393.46×103t，油層厚度12.9 m，平均孔隙度15%，平均滲透率8.7×10-3μm2，屬于低孔低滲透油藏，儲(chǔ)層非均質(zhì)性強(qiáng)，物性差。對(duì)研究區(qū)的物源進(jìn)行分析和判斷，認(rèn)為主要來(lái)自于研究區(qū)的西南部。

2 三維地質(zhì)建模

2.1 構(gòu)造模型

三維構(gòu)造模型包括層面模型和斷層模型，不僅能夠讓研究人員直觀地了解到儲(chǔ)層的空間分布特征，還能從該模型獲得地層內(nèi)部不同部位的構(gòu)造特征。地層構(gòu)造模型是依據(jù)井點(diǎn)資料，采用確定性建模方法，由井點(diǎn)數(shù)據(jù)、井斜數(shù)據(jù)以及分層數(shù)據(jù)所建立的疊合層面模型，即首先通過(guò)克里金插值法，形成各個(gè)等時(shí)層的頂、底層面模型，然后將各個(gè)層面模型進(jìn)行空間疊合，建立構(gòu)造格架[3]。

根據(jù)X73 油區(qū)的實(shí)際地質(zhì)條件，在現(xiàn)有測(cè)井和地質(zhì)分層等資料的基礎(chǔ)上，建立研究區(qū)的地層層面模型，共6 個(gè)層面，分別為C311頂，C311底，C312底，C313底，C321底，C322底。由于6 個(gè)層面的地層構(gòu)造大致相同，因此筆者以層面C311頂進(jìn)行分析（見(jiàn)圖1）。由圖1 分析可得，研究區(qū)地層構(gòu)造較為平緩，在西南部以及西部區(qū)域共發(fā)育兩個(gè)鼻狀隆起構(gòu)造，這有利于原油富集。該構(gòu)造面的形成可能是由于沉積過(guò)程中地層間不同部位沉降幅度和沉降速度的差異所造成的，這些鼻狀構(gòu)造和研究區(qū)的原油分布有著密切關(guān)系，部分位于鼻狀構(gòu)造區(qū)域的井點(diǎn)。由于研究區(qū)地層不存在斷裂發(fā)育，因此不需要建立斷層模型。構(gòu)造模型的建立為后期巖相建模和屬性建模提供了有價(jià)值的模型依據(jù)。

圖1 C311 頂層面模型Fig.1 C311 top level model

2.2 巖相模型

建立巖相模型的方法主要有三種，即泥質(zhì)含量門(mén)限值法、儲(chǔ)層參數(shù)截止值法和序貫指示法[4]。第一種和第二種為連續(xù)模擬方法，該方法可以將各種來(lái)源不同的數(shù)據(jù)綜合起來(lái)，以此做多變量的聯(lián)合模擬，獲得更加接近實(shí)際地質(zhì)情況的模型。第三種為離散模擬方法，非均質(zhì)性強(qiáng)的低滲透巖相模擬用這種方法效果比較好[5]。

該模型是以建立泥質(zhì)含量模型為基礎(chǔ)，采用泥質(zhì)含量門(mén)限值法，以泥質(zhì)含量60%作為臨界值，小于60%定義為砂巖，否則為泥巖，從而建立巖相模型（見(jiàn)圖2）。其中，圖2 中黃色區(qū)域表示砂巖區(qū)域，藍(lán)色表示泥巖區(qū)域。該模型直觀地刻畫(huà)和描述了單一巖相的橫向和縱向的相互關(guān)系及其展布特征，反映了長(zhǎng)3 各砂層組砂體厚度分布穩(wěn)定，整體呈片狀分布，分布連續(xù)以及分布面積大的特點(diǎn)。由模型可得出該研究區(qū)儲(chǔ)層砂體的厚度大致分布在8～30 m，平均厚度16.4 m；砂巖在整個(gè)模型中的占比為44.79%，泥巖為55.21%。選取南北方向部分井點(diǎn)做巖相模型的井間剖面圖，分析表明，模型中砂體的厚度和連續(xù)性與該軟件繪制的井間剖面圖基本一致，證明該模型砂體的分布特征符合目前的地質(zhì)認(rèn)識(shí)。

2.3 相控屬性建模

儲(chǔ)層三維建模的最終目標(biāo)是屬性模型的建立[5，6]，利用該模型能夠明確物性參數(shù)在儲(chǔ)層空間內(nèi)的展布規(guī)律，并分析得到研究區(qū)的非均質(zhì)性特征。屬性模型的建立以單井測(cè)井?dāng)?shù)據(jù)為硬數(shù)據(jù)，采用巖相、沉積微相及流體模型模型相控，應(yīng)用協(xié)同序貫高斯模擬算法來(lái)實(shí)現(xiàn)[1，7]。本次建模通過(guò)相控建立了孔隙度模型和滲透率模型，依據(jù)這兩個(gè)模型再結(jié)合相關(guān)的地質(zhì)資料來(lái)分析油藏的油水分布規(guī)律。

2.3.1 孔隙度模型 研究區(qū)井網(wǎng)密集，井距小，井間孔隙度連續(xù)，孔隙度數(shù)據(jù)整體呈現(xiàn)較好分布特征，為了充分反映孔隙度的這一特征，孔隙度模型的建立采用序貫高斯模擬。運(yùn)用巖相模型對(duì)屬性模型進(jìn)行約束和扁平化，使孔隙度模型（見(jiàn)圖3）在地表和垂向上與地質(zhì)資料一致，柵狀圖（見(jiàn)圖4）。研究區(qū)孔隙度的平均值為14.47%，最大值為41.94%。其中，由圖3、圖4 分析可得，在研究區(qū)的南部、西北部、西南局部以及橫穿東西的中部局部地區(qū)出現(xiàn)孔隙度較大的特征，孔隙度的值主要分布在18%～22%；研究區(qū)的中部以及東部局部地區(qū)孔隙度值中等，孔隙度的值主要分布在12%～16%；絕大部分研究區(qū)的孔隙度都比較小，孔隙度的值主要分布在0.1%～13%。

圖3 孔隙度模型Fig.3 Porosity model

圖4 孔隙度柵狀圖Fig.4 Porosity raster diagram

2.3.2 滲透率模型 在測(cè)井儲(chǔ)層解釋分析過(guò)程中，充分認(rèn)識(shí)并得到測(cè)井儲(chǔ)層的深度滲透率分析數(shù)據(jù)與孔隙度密切交互相關(guān)。因此，在孔隙度序貫高斯深度模擬的數(shù)據(jù)基礎(chǔ)上，利用孔隙度的深度模擬協(xié)調(diào)性和采用成因單位的砂體自動(dòng)控制技術(shù)生成儲(chǔ)層滲透率分析模型（見(jiàn)圖5），保證儲(chǔ)層滲透率與孔隙度的密切相關(guān)性，柵狀圖（見(jiàn)圖6）。研究區(qū)滲透率的平均值為30×10-3μm2，最大值為100×10-3μm2。其中，由圖5 和圖6 分析可得，在研究區(qū)的南部、西北部和西南局部以及中部地區(qū)的東西橫向方向局部地區(qū)出現(xiàn)孔隙度相對(duì)較大的特征，滲透率的值大于10×10-3μm2，絕大部分地區(qū)的滲透率值分布在（1～10）×10-3μm2，這與研究區(qū)是低滲透油藏的特點(diǎn)完全吻合。

圖5 滲透率模型Fig.5 Permeability model

圖6 滲透率柵狀圖Fig.6 Permeability raster diagram

最后，通過(guò)分析X73 油區(qū)長(zhǎng)3 油藏儲(chǔ)層的孔隙度模型和滲透率模型，結(jié)果表明，研究區(qū)孔隙度條件和滲透率條件較差，儲(chǔ)層孔隙度和滲透率整體的展布方向?yàn)楸毕蚝捅蔽?南西向。

2.4 屬性模型驗(yàn)證及分析

由于所建立的模型是采用確定性建模和隨機(jī)性建模相互結(jié)合的方法，模型的準(zhǔn)確性就不一定可靠，儲(chǔ)層的不確定性也就相應(yīng)增大，不能進(jìn)行實(shí)際應(yīng)用，因此需要對(duì)模型進(jìn)行模擬驗(yàn)證。在建模完成后需要結(jié)合地質(zhì)事實(shí)對(duì)模型的符合率和準(zhǔn)確度分別加以驗(yàn)證和分析，以確保模型的可靠性。模擬參數(shù)與原始數(shù)據(jù)統(tǒng)計(jì)特征的一致性可以反映儲(chǔ)層統(tǒng)計(jì)參數(shù)與模型輸入?yún)?shù)分布的一致性，通常通過(guò)這二者的頻率分布直方圖進(jìn)行對(duì)比檢驗(yàn)[4]（見(jiàn)圖7）。由圖7 分析可得，滲透率和孔隙度這兩者的模擬數(shù)據(jù)及原始數(shù)據(jù)在整體分布形態(tài)和數(shù)據(jù)分布頻率上相接近，這表明該屬性模型誤差較小，具有很好的吻合性。當(dāng)然，模擬數(shù)據(jù)與原始數(shù)據(jù)之間務(wù)必會(huì)存在一定的誤差，這些誤差在一定程度上正好反映了三維空間上儲(chǔ)層的差異性。

圖7 屬性參數(shù)數(shù)值分布直方圖Fig.7 Histogram of numerical distribution of attribute parameters

3 結(jié)論

研究區(qū)的地質(zhì)建模采用確定性建模和隨機(jī)性建模相互結(jié)合的方法，建立了構(gòu)造模型和巖相模型，準(zhǔn)確且直觀地描述了研究區(qū)的砂體連通性及展布特征。同時(shí)在巖相模型的基礎(chǔ)上，通過(guò)相控的方法進(jìn)行屬性模型的分析建立，進(jìn)一步精細(xì)地描述了儲(chǔ)層物性特征。

（1）根據(jù)層面模型，研究區(qū)地質(zhì)構(gòu)造簡(jiǎn)單，整體構(gòu)造平緩，但在西南部和西部區(qū)域發(fā)育2 個(gè)鼻隆構(gòu)造，其對(duì)原油的富集起到一定的控制。

（2）通過(guò)巖相模型得出，建模區(qū)域各砂層組砂體厚度分布穩(wěn)定且連續(xù)，整體呈片狀分布。由模型得到的研究區(qū)儲(chǔ)層砂體的厚度大致分布在8～30 m，平均厚度16.4 m；砂巖在整個(gè)模型中的占比為44.79%，泥巖為55.21%。

（3）借助屬性模型得到，研究區(qū)儲(chǔ)層非均質(zhì)性強(qiáng)，物性差，具有低孔低滲的顯著特征。研究區(qū)孔隙度和滲透率的平均值分別為14.47%和30×10-3μm2，最大值分別為41.94%和100×10-3μm2?？紫抖群蜐B透率在研究區(qū)的展布方向?yàn)楸毕蚝捅蔽?南西向。

（4）通過(guò)巖相模型的巖層剖面曲線(xiàn)圖的模擬對(duì)比，以及儲(chǔ)層物性參數(shù)的原始數(shù)值與模擬數(shù)值對(duì)比，模型數(shù)據(jù)整體上與地質(zhì)資料的解釋一致，在巖層細(xì)微處與巖層井點(diǎn)區(qū)的數(shù)據(jù)值相吻合，為油藏后期開(kāi)發(fā)生產(chǎn)提供可靠的數(shù)據(jù)模型及理論依據(jù)，同時(shí)，這對(duì)具有相似特征的油田開(kāi)發(fā)具有一定的借鑒意義。