鐘市潛二段開發后期儲層地質建模研究

李 輝，王勇標，石富倫，秦宇波，王 偉，代夢瑩長江大學地球科學學院，湖北 荊州 434023

鐘市潛二段開發后期儲層地質建模研究

李 輝，王勇標，石富倫，秦宇波，王 偉，代夢瑩長江大學地球科學學院，湖北 荊州 434023

江漢油田鐘市潛二段油層多，油水井出力狀況差異大，已經進入開發后期，開發矛盾日益明顯。針對該區塊油井多、儲層非均質強等特點，應用Petrel軟件，綜合應用地質、測井、地震等數據建立沉積相概念模型。采用相控建模技術建立孔隙度模型；采用協同模擬方法建立滲透率模型；采用確定性與隨機性結合的方法建立含油飽和度模型。該方法對完善注采井系統，提高采收率具有良好的指導意義，為進一步的油藏開發提供了依據。

開發后期；儲層非均質；隨機建模；骨架模型

鐘市油田研究區塊位于湖北省潛江市鐘市鄉西南，構造位于江漢盆地潛江凹陷潛北大斷裂帶前緣，屬于鐘潭斷裂構造帶，是一個被巖性復雜化的超覆在荊沙剝蝕面上的多油層疊瓦狀砂巖斷塊油藏。含油層位為下第三系潛江組，油藏埋深1300～2500m。鐘市油田已投入開發近40年，含油層組多，共有14個油組，66個含油小層，油砂體小而多，有305個，油水關系復雜。而三維地質模型可以反映儲層及其物性在三維空間上的復雜的分布規律、非均質性等，為該區的油藏數值模擬研究提供可靠的地質模型輸入場，實現地質建模、油藏數值模擬一體化，為油田的開發調整提供依據。

1 儲層地質建模

三維儲層建模是從三維的角度對儲層進行定量的研究，其核心是對儲層進行多學科綜合一體化、三維定量化及可視化的預測。三維儲層模型克服了用二維圖件描述三維儲層的局限性，可從三維空間上定量地表征儲層的非均質性。另外，三維地質模型的模擬結果可以直接與三維油藏數值模擬軟件接軌，有利于開展地質-油藏數模的一體化研究。儲層建模即在三維空間上表征儲層的各項地質特征[2]，包括儲層結構、儲層巖石物理特征等。本次三維儲層建模包括以下研究內容，即三維構造建模、三維相建模及三維儲層物性參數(孔隙度、滲透率和含油飽和度)建模、體積計算及模型粗化。

1.1數據的收集和輸入

潛二段建模資料共收集到二段剝蝕線數據(帶Z)值、測井曲線、斷層數據、分層數據、井頭數據、井斜文件、油組構造頂面等數據。收集到的數據要整理成Petrel軟件所能識別的格式導入到軟件中。

1.2構造建模

在建立一個精確的Petrel模型的過程中，斷層建立及接下來的Key-pillar編輯是非常重要的一步。Key-pillar應該描繪的是由輸入數據定義得出的斷層面。無論是對一個建好的斷層，還是一個單獨的Key-pillar，或是一個控制點，在X、Y、Z方向上都可進行編輯。要盡可能的不要使得2個斷層面離得很近，否則做出來的網格就會很扭曲。有的斷層是削截斷層，要做好削截，有的斷層有延展的趨勢，則要使其延展，最好是在構造面上來完成這個工作。

潛二段模型中共有14條斷層，都是正斷層，為北東向，基本上與剝蝕面平行，由斷層模型做出來的網格劃分，網格大小為25m×25m，平面上共18320個網格。為了更好刻畫層內的非均質性，又保證總體網格數量不至于過大，采用了泥巖隔夾層不再細分，儲集層采用約0.5m一個網格的精度進行細分的網格垂向劃分方案。

1.3巖相建模

儲層內巖相的空間分布是儲層的一個重要性質，它是控制流體在儲層中的分布和流動的重要因素[3]。3種巖相和代碼分別為:泥巖相(shale) 代碼為0；滲砂相(sand) 代碼為1；干層(dry sand)代碼為2,都屬于離散變量。序貫指示模擬方法可以在模擬時對不同的變量(離散型、連續型)采用不同的變差函數，從而在模擬過程中同時考慮不同變量的各自特點，所以選用該方法對巖相進行模擬，產生巖相分布的實現，并以此作為物性參數建模的基礎。

1.4儲層參數模型的建立

巖相建模之后，在巖相模型基礎上采用序貫高斯模擬對物性模擬：統計每一層物性參數概率分布；計算每一物性各相的變差函數并且高斯變換[4]；根據不同沉積巖相各自的統計特征和變差函數，采用相控物性參數建模技術，采用協同克里金的序貫高斯模擬技術建立儲層物性模型，包括孔隙度三維模型(見圖1)、滲透率三維模型(見圖2)、含油飽和度模型(見圖3)、NTG(有效儲層)模型(見圖4)。

圖1 潛二段孔隙度模型

圖2 潛二段滲透率模型

圖3 潛二段含油飽和度模型

圖4 潛二段NTG模型

1)孔隙度特點 潛二段孔隙度的分布范圍在2%～28%，孔隙度為16%所占比例最大，為總體的10%，整體上，孔隙度的高值在潛二段上部，非均質性比較嚴重。

2)滲透率特點 潛二段上段存在滲透性比較好的滲砂，下段沒有上段樂觀，中段大量為低值區，即泥巖，中間存在部分高值區，即透鏡狀滲砂，與實際巖相的分布吻合的比較好，體現出了相控建模的優勢。

3)含油飽和度特點 泥巖段，滲砂段及干砂段的含油飽和度沒有太大差別，都達到了有效的、可以開采的效果。最大值顯示為0.8，主要分布在0.6～0.75之間。由于該段的巖相突變比較厲害，大段顯示為泥巖，非均質性比較嚴重,含油區域主要分布在北東向的高點處。

2 模型檢驗

2.1儲量對比檢驗

表1 潛二段儲量對比報告

潛二段儲量對比如表1所示。由表1可以看出，小層的模型儲量與油田地質報告的儲量擬合比較好，誤差均在6%以內，驗證了模型的正確性。

2.2相模型檢驗

圖5為相模型的統計分析，0表示泥巖，1表示滲砂，2表示干砂；圖中深黑色表示原始數據，淺白色表示粗化后數據，灰色表示模擬結果。由圖5可見模擬前后各巖相類型所占比例基本上差距不大，都在合理的范圍內，其中粗化數據基本上與測井曲線保持一致，保持了原始曲線的特征，模擬結果上下起伏不大，驗證了模擬結果的正確性。

圖5 潛二段巖相模型模擬結果對比

2.3變差函數檢驗

變差函數是模擬的基本工具，通過模擬結果的變差函數與粗化數據的變差函數的對比再現，可以檢驗模擬結果的正確性。圖6(b)是滲砂模擬結果在主方向上的變差函數的再現，與圖6(a)的粗化結果的變差函數形態上比較相似，變程基本上都為1730m左右，塊金值稍有差異，塊金值的差異使得模擬結果更加連續，因為塊金值越小，模擬結果越連續。以主方向為代表得到的變差函數再現結果總體上比較理想，再次驗證了模擬結果的正確性。

圖6 潛二段滲砂變差函數再現對比

3 結 論

1)針對研究區油砂體多為孤立的透鏡狀的特點，采用確定性與隨機性相結合的建模方法建立了巖相模型。通過抽稀檢驗，驗證了模型的正確性。

2)采用相控建模技術建立孔隙度模型；采用協同模擬方法建立滲透率模型；采用確定性與隨機性結合的方法建立含油飽和度模型。模型符合地質認識，較好刻畫了儲層的非均質性。

3)三維儲層模型克服了用二維圖件描述三維儲層的局限性，可從三維空間上定量地表征儲層的非均質性。三維地質模型的模擬結果可以直接與三維油藏數值模擬軟件接軌，有利于開展地質-油藏數模的一體化研究。

[1]袁新濤，彭仕宓，劉國威. 地質條件約束下儲層流動單元定量研究[J].新疆地質，2006,24(2):171-175.

[2]周玉萍.MGL油田儲層地質建模研究[J].內蒙古石油化工，2009，21(1)：124-126.

[3]劉建華，朱玉雙，胡友洲，等. 安塞油田H區開發中后期儲層地質建模[J].沉積學報，2007,25(1)：110-115.

[4]李少華，張昌民，張尚鋒，等. 沉積微相控制下的儲層物性參數建模[J].江漢石油學院學報，2003,25(1)：24-26.

[編輯] 洪云飛

P618.13

A

1673-1409(2012)05-N071-03

10.3969/j.issn.1673-1409(N).2012.05.023

2012-02-12

國家科技重大專項(2011ZX05011-001)；湖北省自然科學基金項目(2010CDB04302)。

李輝(1984-)，男，2009年大學畢業，碩士生，現主要從事儲層地質建模與算法方面的研究工作。