地质建模中净毛比场的精细表征

卜范青 陈国宁 高 丹 张凌杰

(1.中海油研究总院有限公司， 北京 100028； 2.辽河油田职业技术学院， 辽宁 盘锦 124103)

在地质建模软件中，储量的计算公式为“STOIIP=Bulk Volume*NTG*Porosity*SoBo”。其中，Bulk Volume为岩石体积，Porosity为孔隙度场，NTG为净毛比，So为含油饱和度场，Bo为体积系数。净毛比的计算公式为“NTG=Net payGross thickness”。其中，Net pay表示净产层厚度，Gross thickness表示地层厚度。

有关地质建模的研究，岩石体积、孔隙度场、含油饱和度场的建立方法已经比较成熟，但很少涉及净毛比场的模拟方法。对于净毛比参数场，常规的方法主要是采用优选出的测井参数截断值来定义为布尔数(0或1)不连续参数场。这种方法适合用于均质性较强的厚砂体，而对于非均质性较强的砂泥薄互层，则可能导致数据信噪比的降低，不利于表征储层内部的非均质性。本次研究将重点探讨的问题是：如何结合油田实际的沉积特征来表征净毛比参数场。

1 非连续性布尔数表征

根据油田经验，常规方法适用于沉积环境较为稳定、砂地比较高的三角洲前缘相，或深水浊积体系中水道主体和朵叶主体砂岩相，其砂体连续性好，厚度较为稳定，单砂体大于2 m。按传统的净毛比获取方法，对以砂岩薄层为主的砂泥岩互层，赋值为1；对以泥岩薄层为主的砂泥岩互层，赋值为0。即通常是采用布尔数(0或1)表征无效储层和有效储层。

表征的关键是合理选取净产层门槛值。常规方法是依靠岩心和流体取样来判定，主要优选测井参数定义门槛值，涉及参数主要为泥岩含量(Vcl)、孔隙度(Por)、渗透率(Perm)、饱和度(Sw)。具体选取何种参数来判定，目前没有形成共识。在油田的地质实践中，存在不同测井参数组合计算净毛比的方案(见表1)。其中，孔隙度是被公认的关键参数；渗透率与孔隙度相关性较大，两者同时参与计算意义不大；饱和度的参与，对于注水油田则存在较大的问题[1]。因为有的油田为边部注水，部分注水井的射孔层位在油水界面之下，而通过这种方法得到的净毛比场会导致油水界面之下为无效网格，油藏数值模拟就不能客观反映实际注水情况。

表1 计算获取净毛比的不同方案

从实践效果来看，净产层门槛值判定参数应该由泥质含量和孔隙度这2个测井序列共同定义。根据泥质含量可判定是否为储层(砂岩)，然后根据孔隙度判定是否为有效储层，这样既保证了油水界面之上的有效储层，也保证不丢失油水界面之下的网格。在建模实现过程中，需要首先以井点泥质含量曲线为硬数据、地震泥质含量数据体为约束变量，建立符合地质认识的泥质含量三维体。孔隙度模拟时，主要以井点孔隙度曲线为硬数据，以沉积相为平面约束，以已建立的泥质含量三维体为空间约束，建立相控孔隙度场。在此基础上，采用表1中的方案1，计算得到净毛比参数场。

2 连续性非布尔数表征

大庆油田早在1978年就开始重视薄层对储量及开发的影响[2-3]，地质建模人员也开始探讨如何表征低能环境下以油斑油浸产状为主的泥质粉砂岩的薄层沉积物。这种薄层沉积物主要分布于高能环境沉积物的顶、底、周边及内部变差部位，通常不能划为有效厚度界限以内的表外储层；虽然它单层厚度很薄、面积小，但储量潜力较大，而且与好油层一般都是连通的，会严重影响油田储量评估和开发整体效果。

渤海油田新近系明化镇组和馆陶组，发育的浅水三角洲沉积体系[4]及深水浊流沉积中的浊积水道体系[5-6]砂泥薄互层的河漫滩及天然堤(厚度一般小于2 m)，岩性主要为泥质粉砂岩和粉砂质细砂岩，横向变化大、连通性差。针对这些情况，地质建模中如果沿用传统的做法，就可能丢失表外厚度这部分储量，油藏数值模拟结果也必然存在问题。目前，在油田的地质建模过程中，传统净毛比方法不能真正反映净毛比的概念，高估了以砂岩薄层为主的储层品质，低估了以泥岩薄层为主的储层品质。我们尝试采取了不同的策略来定义连续性的净毛比参数场，主要有以下2种方法。

2.1 网格离散化表征

采用“先细网格布尔数表征，后离散化为连续性表征”的思路。首先将垂向网格精细化，单层垂向网格厚度要涵盖80%的单砂体储层厚度；然后通过泥质含量和孔隙度测井序列共同定义，建立布尔数表征的净毛比参数场；最后将细网格采用体积加权方式离散化，获得分布于0～1之间的连续性非布尔参数场。

该方法通过垂向细模型凸显薄层砂泥互层及砂泥突变区域的特征，借助模型离散化功能，实现了净毛比参数场连续性分布。离散化是为了提高运算速率，但离散化属性时选用平均算法，则难免降低储层属性参数的绝对值，结果不利于表征储层内部的非均质性。

2.2 指示曲线表征

实际上，通过网格离散化方法得到的是一个“假的”连续性表征，仍不能满足对连续性净毛比参数的精度要求。对薄互层已经有人进行了研究，并针对层状的尤其是薄互层特征的砂泥岩，形成了定量化的图版[7-11]。常规测井曲线一般是每间隔0.125 m设一个测量点，如果得到类似测井曲线间隔0.125 m的每个点净毛比曲线，则可实现连续性。

以尼日利亚AKPO油田为例，其目的层为新近系中新世深水重力流沉积。重力流水道体系厚度0.3～16 m，平均厚度3 m左右，主水道厚度大于 16 m，最厚32 m；厚度自中心向翼部逐渐减薄，堤岸厚度仅0.3 m，储层平面及内部非均质性较强[6]，尤其是有主水道两侧的泥质及砂质天然堤，对储层及产量的贡献至关重要。按上述思路，将不同测井参数进行交汇分析，将有效孔隙度和泥质含量曲线进行交汇。结果发现，两者呈现近似直线的特征(见图1)，与Thomas-Stieber模型[8]中的砂泥岩薄互层泥质含量与孔隙度关系图类似。

从图1可以看出，泥质含量增大，有效孔隙度则减小。当泥质含量增大到一定值后，有效孔隙度减小至0，表明该处储层为无效储层。将此处净毛比定义为0，将此泥质含量值定义为基准值(Vclshale)。当泥质含量为0即为纯砂岩时，有效孔隙度达到最大，我们将此时的净毛比定义为1。建立归一化连续性净毛比指示曲线，其公式为：

NTG=1-VclVclshale

(1)

式(1)可较好解释净毛比概念：当泥质含量为Vclshale时(小于100%，不是纯泥岩)，有效孔隙度为0，说明此处为无效储层，泥质含量大于该值时仍为无效储层；而随着泥质含量降低，有效孔隙度随之增大，储层则由无效转为有效。当到达纯砂岩时，有效储层特征最为明显，净毛比达到最大值。

以该油田的2口井(A-1井和A-2井)为例，建立有效孔隙度和泥质含量的交汇图。通过回归处理，得到Vclshale为65%。建立净毛比公式为：

NTG=1-VclVclshale=1-Vcl0.65

(2)

通过式(2)，可求取中间任意点的净毛比值，从而得到与测井曲线间隔一致的净毛比曲线。以此净毛比曲线为硬数据，采用与泥质含量相关性较高的孔隙度属性为约束变量，建立符合地质认识的净毛比属性体。这种方法，既能较好地反映净毛比值非连续性的特征，同时也考虑了储层对产能的贡献率。

图1 有效孔隙度和泥质含量曲线交汇图

3 结 语

目前国内建模人员在建立净毛比属性时，主要采用的是布尔数和网格离散化表征2种方法；海外的大石油公司已开始尝试建立连续性净毛比场。通过总结现有的净毛比参数场建立方法，我们提出了采用指示曲线获取净毛比指示曲线的思路。在地质建模中，由于油田具体的沉积特征不同，表征净毛比参数场的方法也应该有所不同。

(1) 针对沉积环境较为稳定、砂地比较高的三角洲前缘相，或深水浊积体系中水道主体和朵叶主体相，可采用离散型非连续的布尔数(0或1)表征。在建立净毛比属性时，可采用泥质含量和孔隙度这2个属性场，在岩石物理分析的截止值定义建立布尔不连续分布的属性场。

(2) 针对极浅水三角洲沉积体系中的薄层砂体，或深水浊流沉积中水道体系发育的砂泥薄互层的天然堤相，在建立净毛比属性时，可通过“先细而后离散化成假连续性”或建立归一化的净毛比指示曲线的方式，建立连续性的非布尔净毛比属性场。