三维地质模型构建与更新在Peregrino油田的应用

周国文，任怀建，段麦伦，王 洪

(中化石油勘探开发有限公司，北京 100031)

三维地质模型构建与更新在Peregrino油田的应用

周国文，任怀建，段麦伦，王 洪

(中化石油勘探开发有限公司，北京 100031)

位于巴西坎普斯盆地的Peregrino油田为一大型构造岩性重油油藏，如何构建符合油田地质特点的地质模型以应用于井位部署和方案优化存在较大挑战。本文系统总结了Peregrino油田地质模型构建与更新方面的主要技术与应用情况，主要包括:基于地质特点的三维网络构建，基于储层物性特点的储层分类，波阻抗体三维约束下的岩相建模，岩相控制下的物性参数体创建，分相J函数方法建立饱和度模型，多参数不确定性分析技术，以及基于Petrel软件的工作流编制实现模型快速更新等。油藏数值模拟与新井结果表明建立的地质模型比较符合油田的实际情况，可以较好地应用于井位部署与方案优化研究。所采用的方法对于类似油田的地质建模与更新具有很好的借鉴意义。

地质模型;Peregrino油田;相控建模;Petrel软件

三维地质模型能够直观地反映油藏内部结构，实现对油藏构造、储层和流体等属性的三维定量表征，为石油勘探开发决策与风险分析提供科学依据。因此，近年来，地质建模在油藏研究中得到广泛的应用，地质建模方法也取得令人瞩目的进步［1］。但随着油气勘探开发的深入，新发现油藏的地质特征趋于更加复杂，油气田开发对于地质建模精确性的要求也越来越高，对于储集层空间非均质性严重、油气水系统较多、直井资料少的复杂地层构造油藏，如何构建可以准确描述油藏构造、储层与流体分布特点的三维地质模型仍存在较大挑战。通过对地球物理、测井、地质和生产动态等资料的分析，探索确定了适用于Peregrino油田的三维地质建模技术与方法，建立起具有较高可信度的油藏地质模型，并实现地质模型的快速更新。

1 油田地质概况

Peregrino油田位于巴西坎普斯盆地，为海上地层构造复合圈闭重油油藏，地质储量40～50亿桶，平面上分为三个油藏，各油藏油水界面存在差异。油田分为两期开发，一期于2011年4月投产，采用大位移水平井开发，截至2014年底，共投入开发井31口，累计采油量近1亿桶。

目的层Carapebus层为白垩系晚期超覆沉积在下伏Macae灰岩层上的一套碎屑岩层，地层发育受下伏Macae灰岩层顶卡斯特地貌和后期侵蚀双重影响，西北高部位地层变薄，地震分辨率难以准确识别尖灭线。目的层整体为东南倾向的单斜构造，构造倾角2°－6°，构造高点－1900 m，油藏高度达430 m，构造顶面起伏大。目的层为沿西北－东南向的水下重力流沉积，储层岩性以砂岩、粉砂岩为主。储层孔隙度20%～33%，渗透率2～10 D，储层物性好。存在西北－东南向切入下伏Macae灰岩层的侵蚀谷，优质储层空间连续性差，油田地质特征较为复杂。

2 地质模型构建

2.1 构造模型的建立

合理搭建构造格架是创建高质量地质模型的基础。需要合理确定地质模型的建模边界，选取适合的平面网格尺寸与方向，建立与地质认识一致的层面接触关系，合理划分垂向网格厚度与模式，尽量避免不规则网格。

在全面覆盖目标区域的前提下，建模范围尽量小且形状规则。西北高部位建模边界覆盖了目的层最大尖灭线，其它方向以部署井或油水边界线外推2－3井距作为模型边界，建模工区面积313 km2。根据油田的构造特征与油藏特点，平面上，按照Main区和SW区分界线及低于地震分辨率区分界线，将一期区域分成4个分区，以分区设置油水界面与岩相比例。平面网格方向设置为西北－东南向，与沉积方向一致。权衡油藏描述精度与数值模拟要求，平面网格尺寸100×100 m。纵向上，自下而上划分为Basal、Lower和Upper三个小层，Basal层位于油水界面之下，平面展布面积小，研究重点为含油的Upper和Lower层，各小层依次向西北方向上超(图1)。垂向网格划分采用平行于顶面的模式，与沉积特点一致。含油层网格厚度为1 m，水层及非储层设置为2 m，垂向共划分了245层网格，地质模型网格数823万。

2.2 岩相模型的建立

对于相控地质建模而言，岩相模型的创建是极为关键的一环，其既是地球物理、地质与测井信息的综合体现，也是孔隙度、渗透率与饱和度等属性模型的基础。合理建立岩相模型是构建高质量地质模型的保障。

图1 西北－东南向地层模型剖面图

2.2.1 岩相划分与比例确定

不同岩相的空间几何形态存在差异，物性特点、变差函数、垂向与横向渗透率比值也各不相同。通过岩相的合理划分，可以更精细地刻画储层展布特征。结合本区沉积特点，根据储层物性、泥质含量与电阻率差异，将目的层分为三种岩相。其中F1为高孔高渗的砂岩储层，以水下河道与扇口沉积为主，F2为物性较差的生物扰动粉砂岩层，主要为溢岸沉积，F3则是以细粒沉积物为主的非储层，为深水沉积环境(表1)。

由于绝大多数完钻井为水平井，直接根据井数据统计趋向于得出好储层比例偏高的结果。因此，在确定岩相比例时，主要依据直井与水平井大斜度段数据，并去除了平面距离较近的井，以使所选井具有较好地空间代表性，确保岩相比例数据相对客观。

表1 岩相划分方案

2.2.2 岩相概率体建立

在油藏开发初期，由于井网密度较低，储层预测主要依靠地震资料，但受地震勘探技术本身的局限，储层预测尽管在空间趋势上可信度较高，但分辨率往往达不到油藏开发的技术要求［2］，如何有效利用地震信息的空间优势和井数据的垂向高分辨率，合理确定反演数据体对地质模型的约束强度，一直是地质建模的重要课题。

本油田地质建模中，在对异常数据去伪存真基础上，通过井数据与波阻抗反演数据体的相关性分析，建立了波阻抗数据与三种岩相的概率对应关系(图2)，进而生成各岩相的三维概率体，用于约束岩相建模，这样生成的岩相模型既忠实于井数据，也较好地反映了地震数据的空间变化趋势，提高了三维地质模型的精度。

图2 F1岩相与波阻抗相关性分析图

2.2.3 岩相模拟参数确定

采用序贯指示随机模拟方法进行岩相模拟。作为随机建模的核心参数，变差函数的准确求取关系到储集层空间预测的准确性，但变差函数的求取受到很多因素的影响，如数据采样方式、均值变化、井分层、坐标、模型方法、参与计算的井等，如何准确求取研究区的变差函数是随机模拟过程中面临的一个难题［3］。由于本区直井数据少而水平井数据较多，利用解剖砂体几何形态的方法确定了各岩相的变差函数。

图3 水平井钻遇单砂体示意图

图4 岩相模型三维图

分区分层统计水平井钻遇单砂体宽度180～860 m，平均420 m，根据数据分析和油田经验，砂体实际宽度与钻遇宽度比值取2(图3)。不同沉积环境下的砂体形态存在差异，目的层为水下重力流沉积，F1单砂体的长宽比取3，F2岩相以粉砂岩为主，其参数取F1岩相的2/3，F3岩相以泥岩为主，主次变程接近。各小层F1岩相厚度8～15 m，F2岩相厚度6～8 m，F3岩相厚度4～6 m。根据单砂体参数统计结果，分区分层确定了岩相模拟变差函数，创建了岩相模型，并对侵蚀谷部位进行了手工编辑(见图4)。

2.3 物性模型的建立

2.3.1 孔隙度模型

在岩相模型约束下创建孔隙度模型。根据单井岩相划分结果和岩心分析资料，统计不同岩相孔隙度分布规律，并确定不同岩相下孔隙度概率曲线。F1岩相以高孔隙度储层为主，F2岩相主要为中等孔隙度的储层与非储层，F3岩相主要为非储层。根据岩相模型与各岩相孔隙度概率分布曲线，建立了储层孔隙度模型(图5)。

图5 波阻抗、岩相与孔隙度剖面对比图

2.3.2 渗透率模型

储层渗透率与孔隙度成正相关关系，但不同岩相孔隙度与渗透率关系有所差异。根据岩心物性分析和岩相划分结果，分岩相建立了水平渗透率计算模型(图6)，并基于岩相与孔隙度模型完成渗透率模型的构建。根据岩心分析水平渗透率和垂直渗透率结果，F1岩相垂向与横向渗透率比值取0.8，F2和F3岩相取0.4。

图6 分岩相渗透率模型

2.3.3 净毛比模型

储层孔隙度物性下限为20%，当精细网格孔隙度大于该值时净毛比赋值为1，其余网格净毛比赋值为0。

2.4 饱和度模型的建立

油藏的含油饱和度主要受避水高度、储层物性、油气充满度等因素影响，难以采用随机模拟方法进行描述。本油田含油饱和度模型采用J函数方法建立［4，5］，首先通过公式(1)计算每个网格J函数值，分岩相建立含油饱和度与J函数值关系式，以提高含油饱和度模型的精确性，进而根据拟合公式建立了含油饱和度模型。

所创建的含油饱和度模型充分反映了储层岩相、物性、避水高度等差异，较好地刻画了油藏的流体分布特点，为准确地核算地质储量奠定基础。油层段含油饱和度主要分布在65% ～92%，平均80%。

2.5 不确定性分析

基于随机模拟方法创建的地质模型进行储量核算具有不确定性，原因主要源于以下两个方面:一是地质建模过程本身，二是数据与认识存在不确定性。识别造成不确定的因素，分析其变化范围，并评价对地质储量的影响，将有助于更加全面地刻画油藏储量。

针对油藏的特点，界定了影响储量的每项参数的变化范围，并开展了不确定性分析，结果表明，高部位薄层厚度和F1岩相所占的比例对地质储量影响最大，孔隙度下限值、含油饱和度、油水界面和体积系数影响相对较小。

3 地质模型更新

3.1 地质模型及时更新的意义

三维地质模型是基于有限的地质数据对于未知地质现象、地质过程及地质体的“先验”表达，随着油田开发工作的进一步深入，所占有的数据也越来越丰富，基于原来较为粗糙的地质数据建立的地质体三维模型应自适应地进行更新调整，以更准确地描述油藏的构造、岩性、储层与流体特点［6］。尤其是对尚处于开发早期阶段的Peregrino油田，及时将新获取的水平井静态数据与开发动态数据融入地质油藏模型至关重要，以确保开发决策能够全面建立在获取的所有地下数据基础上，有效规避和降低开发风险。

3.2 地质模型快速更新的途径

三维地质模型的构建与更新依托Petrel软件完成，Petrel软件提供的工作流程管理工具可以方便地记录建模过程、参数设置与目标对象等，实现批量处理数据与图件;可以应用软件语言编制包含多种建模过程与计算的工作流，实现模型的快速更新，有效地提高了工作效率。

先后完成14项工作流的编制，并将其串联成几个大的工作流，囊括了地质建模的各个环节。如此大而复杂的模型更新一次，原来需要1个月左右，建立并完善工作流后，可节省近一半时间，显著地提高了工作效率，从而实现每口井完钻后及时地进行模型更新。此外，工作效率的提高并不以牺牲工作质量为代价，反而能根据单井生产动态和数值模拟结果高效地、反复地调整和更新模型，从而提高模型精度。

4 应用效果

对粗化后的精细地质模型进行了油藏数值模拟研究。定油量条件下，对各井的含水率与井底流压进行了历史拟合，在未修改孔隙度、渗透率与饱和度模型的前提下，只通过略调地层传导系数与相渗曲线，就实现了80%以上生产井较好地历史拟合，说明利用上述方法与流程建立的地质模型能够较客观地反映油藏的实际情况，可以较好地应用于井位部署与产量预测。

根据研究结果，在Main区和SW区部署新井18口井，2013－2014年度投产油井8口，水平段油层钻遇率64%，较周围老井高3%;8口井平均初产9300桶/天(表2)，与地质模型和数值模拟预测结果吻合程度高，其初产水平与油田部署于有利部位第一批老井的初产接近。

5 结论

油藏地质特征分析基础上，探索确定了适用于Peregrino油田的三维地质建模技术与方法。基于边界确定、平面网格尺寸与方向设置、层面接触关系分析、垂向网格划分等研究，建立起与地质认识一致的构造模型。通过储层特征分析、岩相分类、岩相比例确定与井震联合分析，建立了既忠实于井数据、也较好地反映了地震数据空间变化趋势的岩相三维概率体，采用解剖砂体几何形态的方法确定了各岩相的变差函数，并在岩相概率体的约束下创建了岩相模型。进而根据各岩相物性特点的差异，分岩相建立了孔隙度与渗透率模型。采用J函数方法创建了充分反映储层岩相、物性、避水高度等差异的流体分布模型。并对影响地质储量的因素和范围进行了不确定性评价，以更全面地刻画油藏储量特点。基于Petrel软件工作流的编制实现了地质模型及时快速的更新。油藏数值模拟与新井结果表明建立的地质模型比较符合油田的实际情况，可以较好地应用于井位部署与方案优化研究。

表2 2013－2014年新井投产初期生产情况表

［1］陈烨菲，蔡冬梅，范子菲，等.哈萨克斯坦盐下油藏双重介质三维地质建模［J］.石油勘探与开发，2008，35(4): 492－497.

［2］吴键，李凡华.三维地质建模与地震反演结合预测含油单砂体［J］.石油勘探与开发，2009，36(5):623－627.

［3］王根久，赵丽敏，李薇，等.随机建模中变差函数的敏感性研究［J］.石油勘探与开发，2005，32(1):72－75.

［4］杨永亮.一种利用J函数建立含油饱和度模型方法研究［J］.石油化工高等学校学报，2014，27(5):69－71.

［5］赵国欣，朱家俊，关丽.用毛管压力资料求取原始含油饱和度的方法［J］.中国石油大学学报(自然科学版)，2008，32(4):38－40.

［6］翁正平.复杂地质体三维模型快速构建及更新技术研究［D］.北京:中国地质大学，2013，6.

［责任编辑 李晓霞］

Building and Refreshing Three-dimensional Geological M odels in Peregrino Oilfield

ZHOU Guo－wen，REN Huai－jian，DUAN Mai－lun，WANG HONG

(Sinochem Exploration＆Production Corporation LTD，Beijing 100031，China)

Peregrino oilfield is located offshore in the Campos Basin with heavy oil characteristics.Since with complex structure and strong heterogeneous reservoir，it is very challenging in how to build a proper geologicalmodel for well placement and field development plan optimization.This paper gives an overview of themethodology implemented in geologicalmodel building and refreshing in order to deal with these challenges，such as building geological model grid based on geological concept，reservoir facies classification by petrophysical characters，rock faciesmodeling controlled by 3D impedance cube，rock property modeling by different facies，water saturation modeling by J function，uncertainty analysis formulti－parameters，and workflow compiling and implement druingmodel updating based on Petrel software.Historymatch and new wells results have proved thatgeologicalmodels built could properly describe Carapebus reservoir characteristic，themethodology used will be helpful for the similar oilfield geological model construction and updating.

geologicalmodel;Peregrino oilfield;Facies controlled modeling;Petrel software

TE

A

1004－602X(2015)03－0057－05

10.13876/J.cnki.ydnse.2015.03.057

2015 -07 -17

周国文(1981—)，男，北京人，中化石油勘探开发有限责任公司工程师。