復雜斷塊油氣藏三維地質建模技術及其應用
——以柴達木盆地南八仙油氣田為例

馬元琨 連運曉 魚 雪 楊會潔 王海成 程 鑫 張勇年 張玲玲

（中國石油青海油田公司勘探開發研究院，甘肅 敦煌 736202）

0 引言

南八仙油氣田行政區屬青海省海西州大柴旦鎮轄區，是柴達木盆地北緣塊斷帶馬海—大紅溝隆起亞區馬海南八仙背斜帶上的一個三級構造。在背斜構造形態的總框架下，受眾多斷層切割而形成許多斷塊和斷鼻［1-3］。加之儲層非均質性強、連通性差、橫向變化大，油氣砂體面積小，油氣藏類型多樣，流體關系復雜［4-5］，導致單井產量遞減快，油氣田開發穩產具有一定的難度。筆者通過建立三維地質模型，厘清該油氣田油氣水空間分布規律，以期為下一步油氣田開發方案中注采井網的建立與完善提供合理依據。

1 構造與層序建模技術

在SKUA-GOCAD軟件提供的構造建模技術流程內，根據南八仙油氣田斷點數據建立斷層格架（圖1），結合砂層組級別構造等值線數據，通過井分層數據對其進行約束，建立以砂層組作為等時界面的層面模型，主要包括斷層模擬、層面模擬、質量控制和網格化3部分［6］。

圖1 南八仙油氣田斷層格架模型圖

1.1 逐級控制+斷點約束構建斷層模型

基于“離散光滑差值（DSI）［7］”數學算法生成三維面，按照逐級控制的思路搭建起包括三級斷裂在內的全部56條斷層，通過空間曲面拓撲關系定義斷層的接觸關系，實現了人字形、Y字形和交叉形斷層的接觸關系，通過斷點約束地震解釋的斷層面，實現斷點對斷層模型的有效控制。

1.2 逐步模擬+分層約束構建層面模型

首先建立標準層層面模型，經檢查無誤后，建立全部小層模型（圖2）。由于南八仙地層過于“破碎”，在層面模擬時分層數據與層面的任何一點矛盾都會導致局部畸形，需要仔細檢查分層數據質量，確保模型的準確性。

圖2 南八仙油氣田中淺層斷層與層面模型圖

1.3 構造模型檢驗

充分利用SKUA-GOCAD軟件的構造建模質量控制工具，保證模擬結果的可靠性。構造建模質量控制包括斷層質量控制和層面質量控制：①南八仙油氣田N1-N21油氣藏各油組地層間為整合接觸關系，在層面模擬過程中定義地層分層柱子，在地層對比過程中去掉顛倒或異常接近的分層數據，保證小層層面層序合理，整合接觸，無粘層現象。②通過修改層面與斷層交線、排除由于分層數據錯誤導致的層面和斷層接觸部位的層面畸形，使斷層、層面和分層數據完全匹配。最終建立符合地質規律的斷層模型，正確反映地層間的接觸關系［8-9］。

2 網格化

由于儲層建模是在地層框架內的空間進行，因此創建空間網絡體是巖性和儲層物性模擬的必要步驟。通過使用UVT轉換技術，通過特殊的約束條件，保證網格與現有地質統計方法兼容，確保后續巖相、屬性和流體飽和度建模的合理性，在確保砂體模擬精度不受影響的條件下，盡量減少網格數量。

2.1 基于UVT轉換技術建立地質網格

針對南八仙構造“碎”的特點，本次建模通過SKUA-GOCAD軟件建立地質網格，用UVT轉換技術將實際的XYZ坐標空間內的數據點轉換為UVT地質時間域坐標系統，建立古地質時間域網格，而后通過斷層將其切割，形成最終的地質網格。該技術用來建立地層空間的層面數據，按地質沉積順序被賦予了地質意義，通過數學變換將現在的XYZ坐標系統轉換為古地質時間域UVT坐標系統，使現今的整個構造被拉平為按沉積時間發育的古地理構造，從而還原出在古地理環境下沒有斷層的沉積地層，然后再通過逆變換還原到XYZ坐標系統，還原為現今的構造格局，從而可以模擬任意復雜的地質構造，而不需要基于傳統斷層面。由于在UVT空間內地層被拉平，沒有了斷層和網格的扭曲，因此該方法對地質統計學計算非常有利，從而解決了像南八仙油氣田這樣復雜斷裂的網格化難題，避免了網格畸形及地質信息扭曲。

2.2 網格化結果及檢驗

平面上由于南八仙油氣田砂體平面分布零散，砂體規模較小，大部分砂體間連通性較差，規模最小的砂巖平面直徑約200 m，另外目前南八仙油氣田平均井距為200 m，因此在計算機允許的條件下確定平面網格尺寸為30 m×30 m。縱向上SKUA-GOCAD垂向網格劃分方法包括等厚和等份剖分。等厚剖分的網格垂向厚度都為同一厚度，地層厚度大的位置網格層數多，地層厚度小的位置網格層數少。等份剖分的網格，同一油組內各處網格數相同，地層厚的位置網格垂向厚度較大，地層薄的位置網格垂向厚度較小。由于南八仙油氣田小層厚度差別不大，平均小層厚度為15 m，最小油氣砂體厚度為0.6 m，平均砂體厚度為3.4 m，砂體厚度差別較大，為確保最小油氣砂體屬性能有效地保留，垂向網格剖分采用等厚剖分，確定垂向剖分尺寸為1 m。最終分別建立了N21和N1油氣藏30 m×30 m×1 m，4 036×104個網格單元的三維構造模型。

3 巖相建模技術

巖相建模指的是砂巖和泥巖建模，實質反映的是儲層和非儲層的空間展布，在構造建模完成后，根據平面和縱向約束，利用隨機建模的方法建立巖相模型，本次采用序貫指示隨機模擬方法，利用SKUAGOCAD軟件的SIS模塊進行小層巖相模型的建立［10］。

3.1 巖相模擬方法

SKUA-GOCAD軟件相模擬方法包括常值法、屬性描述法、確定性插值法和隨機模擬法。其中確定性插值法包括指示克里金和臨近插值，隨機模擬方法包括基于目標的隨機模擬和基于象元的隨機模擬，其中前者包括河道模擬、布爾模擬和一般目標方法，后者包括序貫指示模擬和截斷高斯模擬［11］。由于確定性建模方法的局限性，本次巖相建模主要選擇隨機建模方法。

3.2 小層巖相模擬

序貫指示模擬的關鍵技術是如何利用地質認識約束小層模擬，因此趨勢準備和油氣砂體圖約束是小層模擬的關鍵點。根據井點數據，利用DSI方法生成小層巖相平面比例圖和垂向比例曲線，結合平面和垂向比例約束生成三維比例約束體。利用三維趨勢體結合油氣砂體圖約束后進行小層巖相模擬，根據不同種子點得到多個模擬結果，即南八仙油氣田N21油氣藏小層模擬結果（圖3），同時生成了不同模擬結果各自對應的94個小層巖相平面圖。

圖3 南八仙油氣田N21油氣藏小層模擬結果圖

通過序貫指示隨機模擬的方法得到了多個小層巖相模擬結果，需要對小層模擬結果進行多個模型的篩選。對小層模擬結果進行篩選的方法是相概率統計法，其包括兩種算法：一是通過統計砂泥巖相在每一個網格點的相值大于或等于0.9的概率大于50%，則將此網格賦為砂巖相，否則即為泥巖相；二是統計砂泥巖相在每一個網格點的相平均值，若相平均值大于0.5的概率大于50%，則將此網格賦為砂巖相，否則即為泥巖相，本次模擬采用第一種計算方法。

3.3 模擬效果分析

通過分析砂體垂向位置是否合理，比較小層巖相模擬結果與井點數據、巖相平面分布趨勢參數、沉積相圖和含油氣面積圖，可以確認小層巖相模擬結果和后四者吻合性較好，說明模擬結果得到了較好的約束。

1）模擬結果在井點處與井點完全一致，且小層內砂體間的垂直位置合理。為了保證模擬結果的可靠性，提取井點小層結果。通過典型連井剖面，對逐口井的比較，確認模擬結果和單井小層劃分結果一致，并且小層內砂體間的垂直位置合理。

2）和平面趨勢高度一致。通過比較小層巖相模擬結果、小層砂泥巖比例分布圖和砂體厚度圖（圖4）確認小層巖相模擬結果與后兩者高度一致。

3）和沉積相圖基本一致。砂巖對應沉積微相的分流河道、水下分流河道、河口沙壩、遠沙壩—席狀砂、灘和壩。

圖4 3-1-2小層巖相—砂泥巖比例—砂體厚度平面圖

4 屬性建模技術

SKUA-GOCAD軟件巖石物理屬性模擬方法也包括常值法、屬性描述法、確定性插值法和隨機模擬法。其中隨機模擬方法包括序貫高斯模擬和云變換模擬。本次巖石物理屬性建模主要選擇隨機建模方法中的序貫高斯隨機模擬方法。

4.1 相控模擬+逐層模擬

由于南八仙油氣田N1-N21油氣藏流體分布屬于不規則邊水油氣藏，各油組滲透率統計規律不明顯。在滲透率模擬中，除剔除異常值外，完全應用井點原始滲透率數據的分布范圍，不做截斷處理。

在巖相建模的基礎上模擬孔隙度和滲透率，利用數據分析得到的孔隙度垂向趨勢曲線和孔隙度二維趨勢圖進行約束。通過分析孔隙度和滲透率交匯曲線，發現孔隙度和滲透率相關性好，因此滲透率可以用孔隙度做約束。根據不同種子點得到多個模擬結果，即南八仙油氣田N1-N21油氣藏的多個三維孔隙度模型和多個三維滲透率模型，同時生成不同模擬結果各自對應的94個小層孔隙度平面圖和滲透率平面圖。

4.2 模型篩選

對孔隙度和滲透率小層模擬結果多個實現篩選的方法有算術平均或幾何平均或取中值、去頭去尾求平均兩個。描述如下：以孔隙度為例，首先定義一個新的孔隙度屬性por-calculate，初始化為0，其次計算n個孔隙度實現的0.2和0.8分位點qualtie-0.2和qualtie-0.8，分別將n個孔隙度實現與2個分位點進行比較，若比0.2分位點值小或比0.8分位點值大，則繼續比較下一個實現與2個分位點，否則將該實現與5／3n相乘，將其結果累加到por-calculate，得到最終孔隙度模擬結果。本次模型篩選選用方法二。

4.3 模擬效果分析

由于以巖相作為約束條件，采用隨機建模的方法模擬物性參數的分布，即使將井點物性參數作為輸入條件，并非在所有收斂運算的條件下，模擬結果在井點處的數據都與原始井數據一致。這也是檢驗隨機模擬算法是否可靠的一個硬指標。

1）模擬結果在井點處與井點完全一致。對比孔隙度模擬結果和井點孔隙度值，孔隙度隨機模擬結果與井點孔隙度值完全一致。

2）模擬物性的分布特征與巖相一致。通過南八仙油氣田N1-N21油氣藏小層巖相研究成果與孔隙度和滲透率的模擬結果比較，可以看出孔隙度和滲透率模擬結果與地質規律一致性較好。總之，儲層物性模擬結果充分尊重井點數據，與小層和巖相的分布和地質認識一致，符合成因控制學規律。說明相控儲層物性建模的結果較可靠，取得了較好的效果［12］。

5 飽和度建模技術

流體飽和度模擬方法有兩種，第一種是插值的方法，第二種是確定性計算方法。由于南八仙油氣田流體是油氣水三相，且構造復雜，對于復雜斷塊油氣藏的三相流體飽和度模擬，應采用確定性算法進行。

5.1 流體飽和度模擬方法

由于南八仙油氣田平面上斷塊多，縱向上層多且薄，油氣分布規律受構造和巖相的雙重控制，因此有必要對油氣藏進行構造分區，然后再分成巖相子區域。通過將油氣藏劃分為眾多區域，然后再逐個對各區域分別進行油、氣、水三相界面標定，模型將更精細。在定義了空間流體界面的基礎上，通過定義束縛水飽和度和兩相過渡帶來模擬三相流體飽和度。通過運行SKUA-GOCAD軟件流體飽和度模擬界面，獲得南八仙油氣田N1-N21油氣藏各個小層的油、氣、水飽和度模型（圖5），該模型說明南八仙油氣田3-1-2小層油氣藏類型為氣頂、油環、邊水。

圖5 南八仙油氣田3-1-2小層含氣、含油、含水飽和度模型圖

5.2 模擬效果分析

通過直觀顯示油、氣、水三相在空間的分布情況，以及流體飽和度與構造、巖相或物性的相關性，確定檢驗模擬結果是否可靠，需要考慮以下兩點：①含水飽和度與井點測井解釋結果一致。通過與144口井全部含水飽和度測井解釋結果進行對比可以發現，模擬含水飽和度與測井結果吻合。②垂向上流體分布位置合理。從流體形成規律角度檢查模擬結果的正確性，要保證模擬結果與縱向上流體分布規律保持基本一致，油、氣、水三相相對位置應基本合理。據此分析南八仙油氣田N1-N21油氣藏流體飽和度模擬結果，可見油氣層基本分布在構造高點或受斷層控制的半背斜高點附近。

6 模型應用

最終的地層對比結果完成后，檢驗連井剖面砂體分布規律、油氣水分布關系是否合理一目了然，另外結合投產數據，不僅能分析分層是否合理，同時還可以分析測井解釋結論是否正確，進一步深化對油氣藏的認識，有效指導下一步生產工作。

6.1 指導水平井部署論證

根據地質模型指導仙平A、仙平B井地質設計，通過建立連井剖面，確定靶點深度，結合隨鉆跟蹤，最終鉆遇率均為100%，平均單井井控地質儲量為1.19×108m3，平均單井日產氣量是直井的1.5～2.5倍，有效提高了氣田儲量動用率。

6.2 指導措施井論證及產能井論證

結合氣井生產數據表、射孔數據表、砂體儲量動用數據表和連井剖面綜合分析，確定關停氣井或產量小于0.1×108m3氣井的措施工作計劃，同時考慮油轉氣井的工作計劃，最終排出年度氣井工作措施計劃實施批次表，提高了措施有效率。同時，結合油氣砂體圖及儲量計算成果表，優選剩余氣富集區精細產能部署，產能到位率達到103%。

6.3 指導注采井組論證

結合油氣井生產數據、射孔數據表、注采井組連井剖面綜合分析，考慮注水井周圍關停氣井轉油井生產，以及關停井轉注，提高油井產量。

7 結論

1）通過精細儲層建模研究，緊密結合南八仙油氣田N1-N21油氣藏的地層和砂體分布特點，使先進的隨機模擬方法在解決“薄、多、散、雜”型儲層空間分布中得到充分應用。

2）該研究不僅摸索出一套復雜儲層的建模方法，而且將先進的SKUA-GOCAD軟件在儲層建模方面的技巧帶給油田。

3）通過“相控”約束，利用變差函數分析對砂體的認識更加清楚，使地質研究、巖相模擬和物性參數模擬三位一體。

4）充分利用前人對儲層的認識重新進行砂體展布研究，根據144口井94個小層的巖相數據，形成了94張砂體平面比例圖，利用“趨勢”技術，充分將各類地質認識轉化為約束條件，合理模擬小層巖相的空間分布，將地質研究和儲層建模緊密地結合起來，使模擬結果真實可靠。

5）設計了巖相、孔隙度和滲透率模擬多個結果的篩選方法，并在軟件中通過編程語句得以實現，篩選出最優的巖相、孔隙度和滲透率模型。

6）通過兩種流體飽和度方法的比較，選出了目前適合南八仙油氣田油、氣、水三相流體建模的方法，通過插值法，同時結合含油氣面積圖的約束建立了含氣、含油和含水飽和度模型。