相控建模技术在大老爷府油田中的应用

佘凌峰，欧阳传湘，张晓辉（.长江大学 石油工程学院，油气钻采工程省重点实验室，湖北 武汉 43000；.吉林油田分公司 松原采气厂，吉林 松原 38000）



相控建模技术在大老爷府油田中的应用

佘凌峰1，欧阳传湘1，张晓辉2
（1.长江大学 石油工程学院，油气钻采工程省重点实验室，湖北 武汉 430100；2.吉林油田分公司 松原采气厂，吉林 松原 138000）

摘要：针对大老爷府油田砂体展布复杂，储层非均质性强的特点，运用Petrel建模软件，采用确定性建模与随机建模结合的方法，建立了大老爷府油田研究区块的构造模型、沉积微相模型、属性模型，并利用该模型对地质储量进行复算。仿真结果表明，大老爷府油田储油微相以水下分流河道与河口坝为主，主要含油层位孔隙度、渗透率空间分布相关性较差。以三维地质模型为基础计算所得的储量值客观合理，为油田的后续开发调整奠定了基础，研究成果对类似地区的相控建模研究具有很好的借鉴意义。

关键词：沉积微相模型；属性模型；储量复算；大老爷府油田

松辽盆地是我国东部中新生代陆相含油气盆地，其中大老爷府油田位于其南部中央坳陷区，大老爷府含油层段储层属低孔、低渗—特低渗储层，储层岩性以粉砂岩、泥质粉砂岩为主［1］，而且油层厚度薄、含油层数多、砂体展布复杂、储层物性差、非均质性严重，这些都是当前的的油藏相控建模研究面临的主要问题。

近年来，国外学者针对不同的沉积相环境，提出了序贯指示模拟方法、截断高斯模拟方法和示性点过程模拟方法，并由此形成了这三个主要研究方向［2］。国内学者针对我国陆相储层的实际情况，在生产实践中逐步形成了一套适用于我国地质特点的储层建模技术。例如文献［3］提出将测井解释的成果与沉积微相的研究相互约束能够达到更好的研究效果；文献［4］提出相控建模与储层物性参数预测对处于成熟开发阶段的油田具有较大的指导意义；文献［5］提出岩石相控建模的概念，并在冀东老爷庙油田馆陶组取得了很好的应用效果。目前，相控建模技术在我国许多油田都相继有了不同程度的应用与发展。

本文也是针对在相控建模技术方面的研究，在大老爷府油田丰富的单井资料和多年储层沉积特征认识的基础上，使用Petrel建模软件，构建了研究区的地质模型，并对地质储量进行复算［6］。研究结果表明运用该方法建立的地质模型更客观地预测了储层三维空间分布特征，在一定程度上为油田的后续开发提供了地质参考。

1　油藏概况

大老爷府油田区域西邻长岭凹陷，东邻东南隆起区登娄库背斜带，构造为北西-南东NW-SE（northwest-southeast）向短轴背斜，具有幅度低，局部构造发育的特点［7］。主要物源方向为西南方向，主要发育三角洲平原和部分三角洲前缘，其中三角洲平原以分流河道为主体。

本文在上述相控建模研究［8］的基础上对各个小层的每种沉积微相分别进行了变差函数分析，更加细致的刻画了储层物性参数的空间分布相关性；并首次应用Petrel软件进行储量复算，避免了使用储量参数平均值参与计算造成的误差，使得计算值更加接近油田多年研究所认可的地质储量值。

2　三维地质模型的建立及结果

2.1建模思路与方法

本文建模采用确定性建模与井间随机模拟综合建模的思路。建立沉积相模型时，运用油田积累的井网动态和静态信息数据，结合国内相关的研究成果，采用确定性建模的方法进行模拟。对于属性模型，则采用相控随机建模的方法进行模拟，它能较好的反映储层性质的不连续性［9］。两种方法相结合，能有效提高整体建模的精度。

2.2构造模型的建立

根据储层地层对比以及钻井、地震、测井的研究结果，将大老爷府油田分为6个砂组，23个小层。在建立构造模型时，以小层作为最小的模拟单元，构造建模主要包括断层建模、三维网格化、地层结构建模及层系剖分建模［10］。针对大老爷府油田的实际情况，根据地震解释的断层资料确定每条断层的空间位置，网格化后建立断层模型。以地震解释面数据为基础建立每一小层的构造层面，并分别以每个砂组的顶部构造层面作为此砂组的构造控制面，以地层对比的地层厚度结果为基础并参考地震反演结果，对各个小层层面进行校正，最终建立了大老爷府油田构造模型，如图1所示。

2.3沉积微相模型的建立

在对老6-1井、老5-7井及老13-9井等井进行岩心观察后，结合地质研究的成果和生产动态资料进行单井沉积微相分析，选用确定性建模的方法［11］，建立了大老爷府油田沉积微相模型，如图2所示。

沉积相建模将研究区划分为水下分流河道、河口坝、席状砂、分流间湾、远砂坝、决口扇和溢岸砂7种沉积微相。其中水下分流河道与河口坝为主要的储油微相［7］。水下分流河道微相是研究区三角洲前缘亚相中的主要储集相带，其沉积体为棕黄色粉砂岩，横截面呈透镜状，波状层里和交错层里发育；河口坝微相在研究区也颇为发育，单个砂体平面上呈指状，多个砂体叠积呈朵状，剖面上呈不对称的双面透镜体，发育平行层理、波状层理、交错层里，底部可见冲刷构造［12］。

图1　大老爷府油田构造模型Fig.1 Construction model of Dalaoyefu oilfield

图2　大老爷府油田沉积微相模型Fig.2 Sedimentary microfacies model of Dalaoyefu oilfield

2.4属性模型的建立及结果

属性模型的建立与沉积相模型密不可分。参照测井资料，分别对各个层位、相带建立变差函数模型，运用序贯高斯模拟的方法建立不同属性参数的分布模型，从而更加准确地表征储层参数的变化情况。其中变差函数是进行随机模拟的基础，反映了储层参数的空间相关性，能否求得理想的变差函数并将成果应用到属性模型的建立中，是随机建模工作的关键［13］。

由于大老爷府油田属于浅水三角洲沉积环境，河道比较发育，所以选择球状变差函数模型。参考沉积相图，结合物源方向和砂体的发育确定主方向，分别对主方向、次方向、和垂直方向进行变差函数分析［14］。根据 Petrel建模软件生成如下图的结果，其中图3为扶余砂组 f7小层分流河道变差函数模型，变量为孔隙度；图4为高台子砂组g7小层席状砂变差函数模型，变量为渗透率。主力层位主力微相的孔隙度、渗透率主方向变差函数。

图3　 扶余砂组f7小层分流河道变差函数模型Fig.3 Variation function model of distributary channel in f7 layer，Fuyu sand group（variable for　porosity）

图4　 高台子砂组g7小层席状砂变差函数模型Fig.4 Variation function model of sheet sand in g7 layer，Gaotaizi sand group（variable for permeability）

由图 3、4可知，变差函数拟合较好，主方向变程分别为328 m和440 m，与其他层位对应微相主方向变程值相比，该值较小，说明f7和g7两个小层中对应微相的渗透率、孔隙度具有较差的空间分布相关性，即非均质性比较严重。

采用Petrel建模软件，对不同小层，不同微相分别进行数据分析，得到相应的变差函数模型，在此基础上进行孔隙度、渗透率的模拟，并得到相应的属性模型，如图5和图6。由图中分析可知，研究区块的孔隙度、渗透率数值变化较大，部分相邻的井之间会发生突变。

3　油田储量计算

由试油、试采资料可知，研究区块纵向上共可划分为高台子GI、GII、GIII、GIV砂组和扶余FI、FII+III砂组六套油气水系统，每个砂组有各自独立的油气水界面。调用 Petrel建模软件中“Volume Calculation”模块，通过对每个砂组单独设定油气水界面，并通过属性模型输入孔隙度、净毛比，并结合油藏的各项体积计算所需的参数，计算出地质储量为1 917.61×104t，与大老爷府油田储量套改应用容积法计算地质储量值2 026.08×104t相比，该值较小，减小约 5.3%（表1）。分析认为，运用地质模型计算所得储量值偏小的主要原因是随机模拟建立的地质模型细分了储量计算单元，采用了更符合实际的储量参数。

图5　大老爷府油田属性模型（孔隙度）Fig.5 Attribute model of Dalaoyefu oilfield（porosity）

图6　大老爷府油田属性模型（渗透率）Fig.6 Attribute model of Dalaoyefu oilfield（permeability）

表1　大老爷府油田容积法与模型法计算地质储量结果Table1 Reserves values calculated by volume method and Petrel calculation method of Dalaoyefu oilfield

综上所述，本文建立的地质模型为基础计算所得的地质储量，与油田多年研究所认可的地质储量较为接近，由此说明利用相控建模方法进行储量计算能充分考虑到储层的非均质性，从而提高储量计算精度。

4　结 论

本文提出了一种相控建模技术的三维地质模型，并将其应用到大老爷府油田中，通过全文的分析，我们可以得到以下结论：（1）研究区储油沉积微相以水下分流河道和河口坝为主，主力含油层位非均质性较强；（2）应用 Petrel建模软件中“Volume Calculation”模块对储量进行复算，以模型网格作为计算单元，能充分考虑储层参数的非均质性，从而很大程度提高计算结果的准确性；（3）针对处于成熟开发阶段的大老爷府油田，综合确定性建模与随机建模方法能更好发挥地质约束作用，提高整体建模精度，对类似地区油田的相控建模研究具有很好的借鉴意义。

参考文献：

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Application of Facies-controlled Modeling Technology in Dalaoyefu Oilfield

SHE Ling-feng1，OUYANG Chuan-xiang1，ZHANG Xiao-Hui2
（1.Petroleum Engineering Institute，Key Lab of Oil and Gas Drilling and Production Engineering，Yangtze University，Hubei Wuhan 430100，China；
2.Songyuan Gas Production Company of Jilin Oilfield Branch Company of PetroChina，Jilin Songyuan 138000，China）

Abstract：Dalaoyefu oilfield is complicated distribution of sand body and strong reservoir heterogeneity.Taking deterministic modeling and stochastic modeling method into consideration，the structural model，sedimentary microfacies model and attribute model controlled by microfacies of Dalaoyefu oilfield were established by Petrel software，and then the recalculation of the geological reserves was also completed on the basis of the models.Experiments results show that the microfacies which can store the oil are dominated by underwater distributary channel and mouth bar，and the spatial correlation of the porosity and permeability of the main oil-bearing formations is weak in Dalaoyefu area.What's more，the value of geological reserves calculated by three-dimensional geological model is objective and reasonable，which can lay the foundation for further development and adjustment of Dalaoyefu oilfield.

Key words：Sedimentary microfacies model；Attribute model；Recalculation of the geological reserves；Dalaoyefu oilfield

中图分类号：TE12

文献标识码：A

文章编号：1671-0460（2016）01-0135-03

基金项目：国家科技重大专项子课题资助，项目号：2011ZX05026-001-04。

收稿日期：2015-09-22

作者简介：佘凌峰（1991-），男，湖北荆州人，硕士研究生，2014年毕业于长江大学石油工程专业，研究方向：从事油气田开发工作。E-mail：shelingfeng_2015@126.com。

通讯作者：欧阳传湘（1964-），湖北江陵人，教授、硕士生导师，主要研究领域为稠油油藏开采技术和油气层保护技术。E-mail：oycx@yangtzeu.edu.cn。