孔隙型碳酸鹽巖儲層地質建模探討

李峰峰, 郭 睿, 余義常

(中國石油勘探開發研究院，北京 100083)

油藏地質模型是地下儲層展布和屬性空間差異的三維可視化表征，是油藏數值模擬及開發可行性研究的基礎。三維地質建模核心是采集多樣化數據，綜合多學科地質理論，應用最優技術方法，實現已有數據的最大限度擬合和未知數據的科學預測。三維地質建模廣泛應用于地下能源礦產的表征和預測，計算機硬件性能、數學理論算法及軟件平臺的高速發展不斷推動地質建模理論方法、模型精度和實現途徑拓展更新[1-2]，應用領域也從碎屑巖到碳酸鹽巖和火山巖，從常規油氣藏拓展到非常規油氣藏[3-4]，碎屑巖儲層地質建模方法不斷成熟，尤其是對河流和三角洲沉積體系儲層構型的表征取得了巨大的進展[5-7]。

全球碳酸鹽巖油藏油氣產量占總產量的60%[8]，碳酸鹽巖儲層已成為油氣地質研究的熱點。碳酸鹽儲層具有成因多樣性、展布穿時性和微觀結構復雜性等特征，相比碎屑巖儲層，碳酸鹽巖儲層建模方法存在顯著差異。根據儲集空間類型，海相碳酸鹽巖儲層可劃分為孔隙型、裂縫-孔隙型和縫洞型[9]。縫洞型碳酸鹽巖研究程度較高，中國已經形成了成熟的建模理論和方法[10-13]，裂縫-孔隙型儲層建模研究也取得了較大的進展[14-16]。然而，孔隙型儲集層中流體通過孔隙-吼道系統滲流、其孔隙滲透率值決定了滲流體的穩定滲流[17]。孔隙型儲層是中東碳酸鹽巖油藏重要的儲層類型，白堊系地層中油氣儲量占伊拉克油氣總儲量的80%[18]，油氣多產自于生物碎屑灰巖，如哈法亞油田Mishrif油藏，北阿扎德甘油田Savark油藏、西古爾納油田Mishrif油藏，艾哈代布油田Khasib油藏，魯邁拉油田的Mishrif油藏，馬基隆油田的Mishrif油藏和Sa’di油藏等。中東地區白堊系油藏高儲高產特征得益于其所經歷的獨特構造演化、沉積環境和成藏系統[19-23]。孔隙型碳酸鹽儲層的成因機理、控制因素及開發特征等與其他類型儲層存在較大差異，儲層地質建模一直是碳酸鹽巖油田開發技術研究的焦點。深入分析總結孔隙型碳酸鹽巖儲層特征、建模難點和建模方法，對中東生物碎屑灰巖儲層非均質性表征和注水開發具有重要的指導意義。

1 孔隙型碳酸鹽巖儲層特征

1.1 地質特征

1.1.1 沉積-成巖作用雙重控制儲層成因

孔隙型碳酸鹽巖儲層可形成于潮坪、局限臺地、開闊臺地、臺地邊緣、斜坡等不同沉積環境，構造作用對儲層影響較小，礁和淺灘是儲層形成的有利微相，后期成巖作用，尤其是溶蝕作用、膠結作用和白云化作用對儲層改造較大[24-26]。不同環境的沉積物經歷的成巖演化差異較大，海平面升降、沉積水動力強弱及古地貌差異是控制儲層品質的主要因素。通常古地貌高地沉積水動力較強，泥質含量較低，海平面下降沉積物容易暴露并遭受大氣淡水淋濾，溶蝕作用可有效改善儲層物性。而古地貌低洼區域沉積水動力較弱，泥質含量高，溶蝕作用較弱，相鄰古地貌高地淋濾形成的Ca2+在低處聚集至飽和，發生強烈的膠結作用，大幅度降低儲層物性。孔隙型碳酸鹽巖通常是多樣化的沉積環境和復雜的成巖改造耦合作用的結果。

1.1.2 厚層塊狀油藏儲層結構復雜

中東碳酸鹽巖油田主力油藏儲層多為厚層塊狀，如馬基隆油田Mishrif組儲層厚度近300 m，哈法亞油田Mishrif組儲層厚度近400 m[27]，巨厚地層內部仍發育多期高頻層序旋回，儲層垂向非均質性強。孔隙型儲層主要發育于礁灘相，礁體受水介質條件和水動力強度控制，不同時期具有不同的生長模式，沉積環境差異導致其發育不同的沉積構型。淺灘沉積主要受水動力強度控制，在臺地邊緣、臺地內及濱岸帶均可發育，灘體發育模式復雜，平面幾何形狀各異，垂向多期灘體疊置。儲層結構是影響油藏開發層系劃分、井網部署的重要地質因素。

1.1.3 多樣的次生孔隙，孤立孔發育程度高

生物碎屑灰巖原生孔隙發育程度較低，儲集空間主要為成巖改造形成的次生孔隙。不同生物碎屑抗溶蝕能力和抗壓實強度存在顯著差異，選擇性溶蝕形成多種孤立孔隙。中東白堊系孔隙型儲層包括粒間孔、基質微孔、顆粒微孔、生物體腔孔、晶間孔、溶孔、鑄模孔、殘余鑄模孔、生物體腔孔及粒內孔等(圖1)，其中鑄模孔和生物體腔孔發育最為普遍，是重要的儲集空間[28]。不同孔隙連通性存在顯著差異，粒間孔和晶間孔連通性最好；鑄模孔、殘余鑄模孔、生物體腔孔、粒內孔通常呈孤立狀，連通性差；基質微孔和顆粒微孔喉道半徑較小，連通性較差；溶孔產狀不規則，主要以孤立形式分布。哈法亞油田Sa’di油藏發育生物體腔孔，鑄模孔、粒內溶孔、晶間微孔，其中以生物體腔孔最為發育，優勢孔隙類型對滲透率貢獻低是導致儲層高孔低滲的關鍵因素[29]，Mishrif組灘相儲集層發育粒間孔、生物體腔孔，鑄模孔及溶孔，孔隙類型多樣導致各類灘相儲層孔隙度較高，滲透率差異明顯[30]。馬基隆油田Mishrif組發育生物體腔孔，鑄模孔、粒內溶孔、晶間孔及基質微孔，多樣的孔隙組合導致儲層具有復雜的孔滲關系。

圖1 孔隙性碳酸鹽巖儲層孔隙多樣性

1.1.4 結構組分復雜，生物碎屑含量高

圖2 孔隙型碳酸鹽巖儲層生物碎屑多樣性

伊拉克南部油田白堊系主力油藏主要為生物碎屑灰巖，巖石顆粒生物碎屑含量高，大量的生物碎屑遭受溶蝕后可形成重要的儲集空間。生物多樣性是中東白堊系孔隙型儲層重要的特征，如馬基隆油田Mishrif組生屑包括棘皮類、腹足類、苔蘚類、圓笠蟲、雙殼類、藻類、厚殼蛤、珊瑚類、底棲有孔蟲類、海綿骨針及似球粒等(圖2)。不同生物碎屑的抗溶蝕能力和抗壓實強度存在顯著差異，復雜的巖石顆粒組分為差異成巖作用奠定了物質基礎。

1.2 開發特征

孔隙性碳酸鹽巖油藏初期產量高，但油藏壓力下降幅度大，產量遞減快，邊底水錐進速度快，油水關系復雜[31]，油井無水產油期短，儲量動用程度低。中東白堊系主力油藏多由衰竭式開采轉向注水開發，如魯邁拉油田Mishrif油藏，哈法亞Mishrif油藏、艾哈代布Khasib油藏等[24]。然而，油藏注水后，地層壓力恢復狀況受儲層特征影響[32]，水驅效果差，儲層內部多發育賊層，水竄現象普遍[24]，其中艾哈代布Khasib油藏賊層問題最為突出，油井含水突竄上升最為嚴重，厚層塊狀儲層和合注合采方式不利于產液剖面分析和賊層的識別。碳酸鹽巖儲層平面非均質性強，單井產能差異大，構造高部位儲層產量通常高于構造低部位，這與構造高部位有利于發育礁灘相息息相關。

2 孔隙型碳酸鹽巖儲層建模難點

2.1 儲層格架模型

2.1.1 物性隔夾層的有效解釋

圖3 哈法亞油田Mishrif油藏隔夾層分布[24]

孔隙型碳酸鹽巖儲層主要發育物性隔夾層，相比其他類型隔夾層，物性隔夾層隱蔽性高。有效識別物性隔夾層，建立有效的測井解釋模板，是建立有效儲層格架模型的基礎。然而，物性隔夾層巖性復雜、泥質含量低、厚度較小且連續性差。巖石膠結程度較高，物性通常表現為中低孔超低滲、特低滲或致密，測井曲線上通常表現為低伽馬、低聲波、高密度和高電阻率。如哈法亞油田Mishrif組發育三類隔夾層[24]，其中Ⅰ類、Ⅱ類隔夾層為巖性夾層，發育程度較低，且主要在層序界面處發育，受海平面升降旋回控制；Ⅲ類隔夾層為物性夾層，巖性為粒泥灰巖，隔夾層在層序界面和層序內部均可發育。層內隔夾層展布主要受沉積演化控制，空間分布雜亂隨機，隔夾層厚度和連續性缺乏明顯的規律性，測井曲線響應特征與儲層差異較小，識別和解釋難度較大。而且，該層段內差油層也具有一定的隔擋作用，增加了隔夾層的識別難度和儲層的非均質性(圖3)。隔夾層研究是油藏分層系開發的重要依據，對于優化井位設計和注水方案具有重要的指導作用，通常隔夾層厚度越大越連續，封隔作用越好，對注水開發越有利。隔夾層也是建立儲層格架模型的重要元素。能否有效識別并解釋隔夾層，準確刻畫和預測其空間展布是制約建立孔隙型儲層模型的重要因素。

2.1.2 賊層的有效識別

GR為伽馬測井，API；AC為聲波時差測井，μs/m；CNL為補償中子測井，%；DEN為密度測井，g/cm-3；ILD為深感應電阻率測井，Ω·m；ILM為中感應電阻率測井，Ω·m；MSFL為微球電阻率測井，Ω·m

孔隙型碳酸鹽巖儲層中賊層成因多樣，難以識別和預測。艾哈代布油田Khasib組Kh2-1-2L為賊層段，厚度約為1.2 m。巖心上，該段為淺灰白色致密狀灰巖，生物擾動跡象明顯。鑄體薄片顯示，該段巖性為生屑砂屑灰巖、泥晶生屑灰巖和生屑似球粒灰巖，孔隙類型包含粒間孔、鑄模孔、生物體腔孔、溶孔及粒內孔等。測井資料顯示Kh2-1-2L段具有低伽馬、高密度、低中子、低聲波、高電阻率特征，無高滲透性質跡象，而巖心物性分析化驗顯示，該段具有較高的滲透率，尤其是生物擾動形成的灰白色致密巖性段滲透率最高(圖4)。開發過程中，注入水沿該段發生嚴重的水竄，通過生產動態資料判定該段為賊層。孔隙型碳酸鹽巖賊層成因多樣，既有沉積成因也有成巖成因、生物擾動成因，微裂縫的存在也可導致賊層的發育。如西古爾納油田Mishrif組賊層為沉積成因，不同沉積環境形成不同物性的巖石類型，后期成巖作用將巖石物性差異向兩極化改造，導致巖石間滲透性極差變大，發育厚殼蛤灘和潮汐水道孔隙性賊層。魯邁拉油田Mishrif組賊層主要為差異壓實-溶蝕擴大縫和溶蝕孔洞2種成因類型[33]。艾哈代布油田Khasib組儲層中存在微裂縫，賊層的發育可能是微裂縫所致，生物擾動作用也可能對于提高賊層的滲透性也具有重要的影響。靜態方法識別賊層通常比較困難，巖心、薄片及測井資料等通常不具有高滲透特征顯示，且目前尚缺乏通過靜態資料識別賊層的標準，難以建立有效的賊層判別模板，無法開展單井上賊層解釋分析。動態方法是賊層識別的有效途徑，而合注合采的開發方式造成賊層段難以判定。賊層的存在導致水竄現象普遍，嚴重制約了油藏注水開發效果。

2.1.3 微裂縫的有效表征

充足可靠的特征參數是有效隨機模擬微裂縫的保證。微裂縫規模較小，裂縫分布雜亂隨機，取心井鉆遇裂縫偶然性較大。因此，微裂縫特征參數獲取困難，且裂縫巖石學特征及流體的充填使其在測井上具有不同的響應特征，增加了裂縫識別的難度。伊拉克南部油田白堊系儲層中發育構造縫和成巖縫2種裂縫。構造縫產狀多樣，既有水平縫也有垂直縫，裂縫通常未被充填。成巖縫包括溶蝕縫和壓溶縫，溶蝕縫多呈開啟狀態，偶見白云石或方解石充填，壓溶縫油氣充填現象比較普遍。微裂縫的存在增加了孔隙型儲層特征的復雜性，同時也增加了建立儲層構架模型的難度。

2.2 儲層屬性模型

復雜的孔滲關系制約了有效滲透率模型的構建。孔滲相關性低是伊拉克白堊系孔隙型儲層的重要特征。西古爾納油田Mishrif組儲層根據孔滲關系可劃分為高孔高滲型、高孔中滲型、高孔低滲型、中孔低滲型和低孔低滲型[34]。哈法亞油田Mishrif組灘相儲集層平均孔隙度為13.59%～25.80%，平均滲透率為2.35×10-3～139.17×10-3μm2，總體發育中高孔中高滲和中高孔中低滲2類儲層[28]；馬基隆油田Mishrif組儲層可劃分為中孔低滲型、中孔中滲型、中孔特低滲型和中孔高滲型，復雜孔隙結構是孔滲相關性低的主要原因。生物碎屑灰巖中孔隙類型多樣，以次生溶蝕孔隙為主，不同類型孔隙百分比與滲透率貢獻值無明顯相關性，大量孤立鑄模孔、生物體腔孔和殘余體腔孔等對儲層孔隙度貢獻雖大，但對滲透率貢獻卻很低，兩者難以建立有效的經驗轉換公式。大孔喉發育比例是控制儲層滲透率的重要因素，然而，大孔喉雖然對滲透率的貢獻值大，但發育程度與孔隙類型無直接聯系，增加了儲層孔隙結構研究的難度。

2.3 約束條件

碳酸鹽成巖改造強度較大，沉積相約束效果較差。不同沉積相發育不同的巖石類型，然而，伊拉克白堊系孔隙型儲層生物碎屑含量高，不同的生屑經歷的物理-化學轉化存在差異，但由于成巖作用造成儲層差異模糊化，導致基于沉積相約束的儲層屬性建模效果不佳。而且儲層差異模糊化也造成地球物理響應特征弱。地震資料是地質建模重要的空間約束條件，碳酸鹽巖黏土礦物含量低，礦物成分簡單，巖石物理性質差異小，難以建立有效可靠的地質-地球物理相關函數，儲層建模的空間約束存在較大的不確定性。

3 孔隙型碳酸鹽巖儲層建模方法

地質建模是基于目標體充分的認識和把握，采取最優化實現途徑獲得最佳理想模型的過程。儲層建模方法的選擇是建立有效可靠儲層構架模型和儲層屬性模型的基礎，針對孔隙型碳酸鹽巖儲層，建模方法主要有相控建模、成因地質建模，等時建模。每種方法并非對立，建模過程中，多種方法可以結合使用，互相包含、互相輔助。

3.1 相控建模

相控建模指在沉積相、成巖相或巖相的控制下降低儲層屬性隨機模擬的不確定性，實現建模結果的最優化。沉積相相控建模在碎屑巖中應用成熟且效果較好，而碳酸鹽巖儲層，由于成巖作用對儲層物性的強烈改造，沉積相相控方法應用不甚理想[35-36]。成巖相是特定沉積-成巖環境中的儲層成巖作用的物質表現及其與儲層發育關系的總體特征[37]，包括巖石顆粒、膠結物、組構、孔洞縫等綜合特征[38]，巖溶相是成巖相中重要的類型，根據巖溶作用差異造成碳酸鹽巖具有不同的溶蝕特征，將儲集體進行垂向分帶，平面分區，實現不同巖溶帶的劃分，進而在巖溶相的控制下進行多尺度多期次建模，巖溶相相控建模主要針對由巖溶作用形成的縫洞型儲層或溶洞型儲層[39-41]，孔隙型碳酸鹽巖儲層建模應用較少。

巖相相控是孔隙型碳酸鹽巖儲層建模最有效的方法。同一巖相是指沉積在相似地質條件下，經歷了相似的成巖過程，形成了具有統一的孔喉結構和潤濕性的一類巖石[42-43]。巖相是更小的儲層性質控制單元，同一巖石類型通常具有統一的孔-滲關系。成巖作用和改造趨勢也受巖相類型的約束，通過巖相控制碳酸鹽巖儲層屬性建模的效果最佳[44]。巖相相控建模的基礎是巖石類型的有效劃分，巖石劃分是基于沉積學、儲層學及巖石學等理論方法，通過巖性參數、物性參數、微觀結構參數和地球物理響應參數將具有相同性質的巖石進行分類。目前巖石劃分方法主要有基于毛管壓力曲線的R10法、R30法、R35法和R50法[45-48]，基于有效孔隙度和滲透率的巖石品質因子法(RQI)和流動帶指數法(FZI)[49-50]，基于核磁測井曲線的T2譜法[51]，基于數學算法的神經網絡法和KNN分類算法[52-53]，基于物性綜合指數和毛管壓力曲線的J函數法[54]、Thomeer函數法[55]。對于孔隙型儲層，巖石分類應用最廣的是Winland R35法[35,44,56]。

相控建模中無論是沉積相、巖相還是成巖相，其控制的基礎是不同相類型具有不同的儲層屬性。為提高模型準確性和精度，地質建模可采用多相約束多期次建模方法，如王鳴川等[35]針對孔隙型碳酸鹽巖儲層建立了沉積相耦合巖石物理相的建模方法(圖5)，巖相對于沉積相通常具有一定的繼承性，且孔隙度在不同沉積相中分布具有一定的規律性，在沉積相模型的約束下，建立巖石物理模型和孔隙度模型，在巖石物理模型的控制下建立滲透率模型，有效提高了巖石物理模型和滲透率模型的可靠性[35]。

圖5 沉積相耦合巖石物理相地質建模方法[35]

3.2 成因建模

成因建模是基于儲層成因分類的建模方法，成因分類是反映特定沉積環境和改造過程形成的儲層類型，分類參數包括巖石類型、孔隙結構、儲層物性、分布層位、實驗參數及非均質性系數等[30,57-58]，不同儲層形成于特定的沉積環境、經歷了特定成巖演化，具有特定的物性和孔隙結構特征(圖6)。將不同儲層類型進行測井標定，建立測井解釋模板，開展單井儲層類型劃分，進而建立不同儲層類型展布模型，每種類型儲層具有特定的孔-滲關系，在儲層模型的控制下，可通過孔隙度模型轉換建立滲透率模型。

圖6 孔隙型儲層成因分類結構示意圖

成因建模刻畫了不同類型儲層的空間展布，對于后期油藏開發具有重要的指導意義。不同類型儲層具有不同的開發特征，適用于特定的開發方式，如伊拉克白堊系生物碎屑灰巖孔喉結構具有多模態特征，注水開發中倡導溫和注水，充分利用滲吸作用，有效驅替小孔隙中的油[24]；高孔低滲儲層宜采用酸化或壓裂方式提高儲層滲流能力，增加單井油氣產能。伊拉克白堊系孔隙型儲層多采用成因分類方法，魯邁拉油田Mishrif組儲層受高頻層序旋回、差異成巖和構造作用影響，儲層巖石類型主要有泥晶灰巖、生屑泥晶灰巖、泥晶生屑灰巖、生屑灰巖和白云質灰巖，儲集空間為粒間(溶)孔、鑄模孔、晶間孔、微孔、溶蝕縫和壓溶縫，儲層層間和層內非均質性嚴重[59]；哈法亞油田Sa’di組高孔低滲儲層主要受沉積作用控制，成巖改造對次生孔隙形成具有建設性作用，膠結作用整體較弱，儲層發育優勢孔隙為體腔孔和粒內溶孔，排驅壓力較高、喉道半徑小，儲層滲流能力差[28]。

3.3 等時建模

等時建模地質依據：不同時間段內，由于物源供應及沉積作用的差異，沉積物具有不同的地質特征，為了提高建模精度，建模過程中可進行等時地質約束，每一個等時層內具有相似的沉積規律[60]。等時建模用地層等時界面將建模目標地質體劃分為若干等時層，分層網格化去建模，從而降低將建模目標地質體整體上等厚或等比例三維網格化帶來的誤差[61]。等時建模不適于大型巖溶型碳酸鹽巖儲層，碳酸鹽巖溶洞發育與古水系、古地貌和古構造等有著密切的成因聯系[62]。構造抬升或海平面下降造成地層暴露，遭受長期的風化剝蝕或大氣淡水淋濾改造，與碳酸鹽巖原始沉積相帶不一致[61]，古巖溶儲層具有垂向分帶，平面分區的特征[63]，穿時現象普遍，發育規律性隨機，表征難度大[64]。

孔隙型碳酸鹽巖儲層主要受沉積-成巖作用控制，層序界面和水體能量差異影響儲層發育和物性變化，層序旋回對儲層的改造以小尺度的溶蝕膠結為主，未造成明顯的地層穿時，因此，孔隙性碳酸鹽巖儲層適用于等時建模。目前現有的孔隙型儲層建模均為等時建模，儲層格架的建立基于等時地層旋回[35,44,65]。地震反射同向軸通常反映了地層等時界面，等時地層格架為地震數據約束創造了條件[48,66-67]。等時建模通常將儲層地質學與層序地層學、沉積學及地震地層學相結合，如凌云等[68]提出了基于儲層構造和沉積等時格架的儲層靜態建模方法，該方法基于地震和測井分辨率相同部分的儲層構造等時格架解釋、基于層序地層學的地震和測井儲層沉積等時格架解釋，以及基于儲層構造和沉積等時格架的測井插值建模和基于建模結果的等時切片單砂體解釋等。

4 孔隙型碳酸鹽巖儲層建模存在問題

4.1 地質知識庫不健全

儲層構型研究程度低，儲集體的幾何特征參數是地質建模重要的基礎數據。相比碎屑巖儲層，碳酸鹽巖儲層構型研究薄弱，尚未建立有效的碳酸鹽巖地質知識庫。碳酸鹽巖復雜的構造背景、盆地邊緣結構、臺地差異、埋藏深度、沉積演化及數據采集等因素，造成儲層構型研究存在一定的困難和局限性。

4.2 模擬算法局限

孔隙型儲層格架建模主要應用序貫指示模擬，屬性建模多采用序貫高斯模擬，其他的模擬算法，如基于目標的模擬和多點統計模擬方法等應用較少。不同的算法其模擬函數、樣本采集方式及適用條件存在顯著差異，如多點統計模擬中基于圖型的Dispat方法采用圖型替換數據事件的策略，使相的分布規律更符合地質認識，為孔隙型碳酸鹽巖油藏建模提供了一種新思路[65]。

4.3 缺乏相模型約束條件

孔隙型儲層物性模型通過相控方法降低隨機性，而相模擬的空間約束研究較少，可靠的相模型是建立準確儲層屬性模型的基礎。地震數據可作為相模型隨機模擬的約束條件，如譚學群等[48]提出基于二次震控的三維油藏建模方法(圖7)，該方法的核心是建立波阻抗數據和巖樣孔喉半徑的關系，進而準確建立巖石類型模型，突破了地震波阻抗這一連續型變量難以約束巖石類型這一離散型變量的瓶頸，提高了空間上任意一點巖石類型和滲透率的預測精度。

圖7 一次震控和二次震控建模流程對比[48]

4.4 變差函數分析有效性低

碳酸鹽巖儲層空間展布的方向模糊，碎屑巖中的河流、三角洲等砂體儲層主方向與次方向具有明顯的差異，變差函數分析對于水體流向和物源方向具有可靠的指示意義。而碳酸鹽巖平面展布方向性較弱，不同沉積環境儲層平面幾何結構多樣，如礁灘相儲層可發育席狀、點狀、障壁狀、環狀等多種樣式，變差函數分析存在較大的困難和不確定性。

4.5 水平井建模技術研究薄弱

碳酸鹽巖油藏水平井開發效果明顯好于直井，伊拉克油田普遍采用水平井開發。如哈法亞油田水平井占到了總井位數的40.5%，艾哈代布油田水平井占到了總井數的77.5%。傳統水平井解釋方法是利用鄰近直井地層對比投影到水平井井眼軌跡主方向上，拾取地層關鍵界面點繪制井眼軌跡與地層的關系，由于地層構造變化使該方法存在一定局限性[69]，開展水平井建模研究對于孔隙型碳酸鹽巖研究具有重要的意義。

4.6 儲層的穿時性不可忽視

溶蝕作用是孔隙型儲層重要的建設性成巖作用，構造抬升或海平面下降造成地層暴露，若暴露時間較短，大氣淡水環境下溶蝕作用雖強，但只有化學離子的遷移，地層結構未被破壞，若暴露時間較長，古地貌隆起風化淋濾作用較強，破壞了地層結構，地層界面具有穿時現象。

4.7 虛擬井約束技術應用實例較少

伊拉克碳酸鹽巖開發適宜采用較大的注采井距，稀疏的井網易導致地質建模存在較大的不確定性。虛擬井約束方法，即在對區域地質認識基礎上，給出反映區域非均質性特征的變差函數模型并利用克里金插值，選擇方差分布較大區域，插入虛擬井位置，并綜合多尺度數據在虛擬井上賦值，不斷迭代，直到克里金估計方差分布平穩且均勻[70]。地震資料容易受分辨率影響，難以約束小尺度薄層儲層模擬，虛擬井技術正好可彌補地震資料的不足。

4.8 建模策略局限

建模策略主要局限于相控建模，而對于其它建模方法，如成因建模、基于流動單元的建模方法和基于原型模型的建模方法應用較少，每種方法均具有不同的建模思路和適應性，如基于流動單元的建模可以解決儲層穿時問題，從巖石滲流特征上實現對儲層單元的劃分。張連進等[71]提出以控制儲滲體為原則確定地層建模單元，將龍崗礁灘儲層劃分為儲滲單元與非儲滲單元，突破了等時層序地層界面的約束，奠定了精細刻畫儲滲體的地質基礎。

5 展望

孔隙型儲層建模的方法的發展趨勢為：相控建模、成因建模和等時建模等建模方法繼續完善；基于巖石類型的巖相相控建模方法不斷創新和突破，應用更加普遍；儲層建模方法和模擬算法不斷實現多樣性和綜合性；在基礎地質認識不斷提高的基礎上，儲層構型研究不斷深入，碳酸鹽巖儲層地質知識庫不斷健全；建模約束方法不斷突破，地震多級約束方法不斷進步，虛擬井約束方法及水平井建模技術不斷受到重視；孔隙型碳酸鹽巖儲層建模策略不斷向多樣性和綜合性發展。