钟市潜二段开发后期储层地质建模研究

李 辉，王勇标，石富伦，秦宇波，王 伟，代梦莹长江大学地球科学学院，湖北 荆州 434023

钟市潜二段开发后期储层地质建模研究

李 辉，王勇标，石富伦，秦宇波，王 伟，代梦莹长江大学地球科学学院，湖北 荆州 434023

江汉油田钟市潜二段油层多，油水井出力状况差异大，已经进入开发后期，开发矛盾日益明显。针对该区块油井多、储层非均质强等特点，应用Petrel软件，综合应用地质、测井、地震等数据建立沉积相概念模型。采用相控建模技术建立孔隙度模型；采用协同模拟方法建立渗透率模型；采用确定性与随机性结合的方法建立含油饱和度模型。该方法对完善注采井系统，提高采收率具有良好的指导意义，为进一步的油藏开发提供了依据。

开发后期；储层非均质；随机建模；骨架模型

钟市油田研究区块位于湖北省潜江市钟市乡西南，构造位于江汉盆地潜江凹陷潜北大断裂带前缘，属于钟潭断裂构造带，是一个被岩性复杂化的超覆在荆沙剥蚀面上的多油层叠瓦状砂岩断块油藏。含油层位为下第三系潜江组，油藏埋深1300～2500m。钟市油田已投入开发近40年，含油层组多，共有14个油组，66个含油小层，油砂体小而多，有305个，油水关系复杂。而三维地质模型可以反映储层及其物性在三维空间上的复杂的分布规律、非均质性等，为该区的油藏数值模拟研究提供可靠的地质模型输入场，实现地质建模、油藏数值模拟一体化，为油田的开发调整提供依据。

1 储层地质建模

三维储层建模是从三维的角度对储层进行定量的研究，其核心是对储层进行多学科综合一体化、三维定量化及可视化的预测。三维储层模型克服了用二维图件描述三维储层的局限性，可从三维空间上定量地表征储层的非均质性。另外，三维地质模型的模拟结果可以直接与三维油藏数值模拟软件接轨，有利于开展地质-油藏数模的一体化研究。储层建模即在三维空间上表征储层的各项地质特征[2]，包括储层结构、储层岩石物理特征等。本次三维储层建模包括以下研究内容，即三维构造建模、三维相建模及三维储层物性参数(孔隙度、渗透率和含油饱和度)建模、体积计算及模型粗化。

1.1数据的收集和输入

潜二段建模资料共收集到二段剥蚀线数据(带Z)值、测井曲线、断层数据、分层数据、井头数据、井斜文件、油组构造顶面等数据。收集到的数据要整理成Petrel软件所能识别的格式导入到软件中。

1.2构造建模

在建立一个精确的Petrel模型的过程中，断层建立及接下来的Key-pillar编辑是非常重要的一步。Key-pillar应该描绘的是由输入数据定义得出的断层面。无论是对一个建好的断层，还是一个单独的Key-pillar，或是一个控制点，在X、Y、Z方向上都可进行编辑。要尽可能的不要使得2个断层面离得很近，否则做出来的网格就会很扭曲。有的断层是削截断层，要做好削截，有的断层有延展的趋势，则要使其延展，最好是在构造面上来完成这个工作。

潜二段模型中共有14条断层，都是正断层，为北东向，基本上与剥蚀面平行，由断层模型做出来的网格划分，网格大小为25m×25m，平面上共18320个网格。为了更好刻画层内的非均质性，又保证总体网格数量不至于过大，采用了泥岩隔夹层不再细分，储集层采用约0.5m一个网格的精度进行细分的网格垂向划分方案。

1.3岩相建模

储层内岩相的空间分布是储层的一个重要性质，它是控制流体在储层中的分布和流动的重要因素[3]。3种岩相和代码分别为:泥岩相(shale) 代码为0；渗砂相(sand) 代码为1；干层(dry sand)代码为2,都属于离散变量。序贯指示模拟方法可以在模拟时对不同的变量(离散型、连续型)采用不同的变差函数，从而在模拟过程中同时考虑不同变量的各自特点，所以选用该方法对岩相进行模拟，产生岩相分布的实现，并以此作为物性参数建模的基础。

1.4储层参数模型的建立

岩相建模之后，在岩相模型基础上采用序贯高斯模拟对物性模拟：统计每一层物性参数概率分布；计算每一物性各相的变差函数并且高斯变换[4]；根据不同沉积岩相各自的统计特征和变差函数，采用相控物性参数建模技术，采用协同克里金的序贯高斯模拟技术建立储层物性模型，包括孔隙度三维模型(见图1)、渗透率三维模型(见图2)、含油饱和度模型(见图3)、NTG(有效储层)模型(见图4)。

图1 潜二段孔隙度模型

图2 潜二段渗透率模型

图3 潜二段含油饱和度模型

图4 潜二段NTG模型

1)孔隙度特点 潜二段孔隙度的分布范围在2%～28%，孔隙度为16%所占比例最大，为总体的10%，整体上，孔隙度的高值在潜二段上部，非均质性比较严重。

2)渗透率特点 潜二段上段存在渗透性比较好的渗砂，下段没有上段乐观，中段大量为低值区，即泥岩，中间存在部分高值区，即透镜状渗砂，与实际岩相的分布吻合的比较好，体现出了相控建模的优势。

3)含油饱和度特点 泥岩段，渗砂段及干砂段的含油饱和度没有太大差别，都达到了有效的、可以开采的效果。最大值显示为0.8，主要分布在0.6～0.75之间。由于该段的岩相突变比较厉害，大段显示为泥岩，非均质性比较严重,含油区域主要分布在北东向的高点处。

2 模型检验

2.1储量对比检验

表1 潜二段储量对比报告

潜二段储量对比如表1所示。由表1可以看出，小层的模型储量与油田地质报告的储量拟合比较好，误差均在6%以内，验证了模型的正确性。

2.2相模型检验

图5为相模型的统计分析，0表示泥岩，1表示渗砂，2表示干砂；图中深黑色表示原始数据，浅白色表示粗化后数据，灰色表示模拟结果。由图5可见模拟前后各岩相类型所占比例基本上差距不大，都在合理的范围内，其中粗化数据基本上与测井曲线保持一致，保持了原始曲线的特征，模拟结果上下起伏不大，验证了模拟结果的正确性。

图5 潜二段岩相模型模拟结果对比

2.3变差函数检验

变差函数是模拟的基本工具，通过模拟结果的变差函数与粗化数据的变差函数的对比再现，可以检验模拟结果的正确性。图6(b)是渗砂模拟结果在主方向上的变差函数的再现，与图6(a)的粗化结果的变差函数形态上比较相似，变程基本上都为1730m左右，块金值稍有差异，块金值的差异使得模拟结果更加连续，因为块金值越小，模拟结果越连续。以主方向为代表得到的变差函数再现结果总体上比较理想，再次验证了模拟结果的正确性。

图6 潜二段渗砂变差函数再现对比

3 结 论

1)针对研究区油砂体多为孤立的透镜状的特点，采用确定性与随机性相结合的建模方法建立了岩相模型。通过抽稀检验，验证了模型的正确性。

2)采用相控建模技术建立孔隙度模型；采用协同模拟方法建立渗透率模型；采用确定性与随机性结合的方法建立含油饱和度模型。模型符合地质认识，较好刻画了储层的非均质性。

3)三维储层模型克服了用二维图件描述三维储层的局限性，可从三维空间上定量地表征储层的非均质性。三维地质模型的模拟结果可以直接与三维油藏数值模拟软件接轨，有利于开展地质-油藏数模的一体化研究。

[1]袁新涛，彭仕宓，刘国威. 地质条件约束下储层流动单元定量研究[J].新疆地质，2006,24(2):171-175.

[2]周玉萍.MGL油田储层地质建模研究[J].内蒙古石油化工，2009，21(1)：124-126.

[3]刘建华，朱玉双，胡友洲，等. 安塞油田H区开发中后期储层地质建模[J].沉积学报，2007,25(1)：110-115.

[4]李少华，张昌民，张尚锋，等. 沉积微相控制下的储层物性参数建模[J].江汉石油学院学报，2003,25(1)：24-26.

[编辑] 洪云飞

P618.13

A

1673-1409(2012)05-N071-03

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

2012-02-12

国家科技重大专项(2011ZX05011-001)；湖北省自然科学基金项目(2010CDB04302)。

李辉(1984-)，男，2009年大学毕业，硕士生，现主要从事储层地质建模与算法方面的研究工作。