多約束條件下的相控建模技術(shù)
——以塔中40井區(qū)CⅢ油層為例

佘凌峰， 歐陽傳湘， 王　萌

(長江大學(xué) 石油工程學(xué)院 油氣鉆采工程省重點實驗室，湖北 武漢 430100)

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多約束條件下的相控建模技術(shù)
——以塔中40井區(qū)CⅢ油層為例

佘凌峰， 歐陽傳湘， 王萌

(長江大學(xué) 石油工程學(xué)院 油氣鉆采工程省重點實驗室，湖北 武漢 430100)

針對塔中40井區(qū)CⅢ油層砂體展布復(fù)雜，儲層非均質(zhì)性強(qiáng)的特點，運用Petrel建模軟件，采用確定性建模與隨機(jī)建模結(jié)合的方法，建立了研究區(qū)塊的構(gòu)造模型、沉積微相模型、屬性模型，其中沉積微相模型的建立采用了四種約束機(jī)制，并利用上述模型對地質(zhì)儲量進(jìn)行復(fù)算。結(jié)果表明，塔中40井區(qū)CⅢ油層的主力儲油微相為高能前濱沙坪微相，研究區(qū)第3小層的孔隙度、滲透率等物性參數(shù)明顯優(yōu)于1、2小層。以三維地質(zhì)模型為基礎(chǔ)計算所得的儲量值客觀合理，為油田的后續(xù)開發(fā)調(diào)整奠定了基礎(chǔ)，研究成果對類似地區(qū)的相控建模研究具有很好的借鑒意義。

沉積微相模型；四種約束機(jī)制；屬性模型；儲量復(fù)算；塔中40井區(qū)

塔中10油田40井區(qū)位于塔里木盆地塔克拉瑪干大沙漠腹地，構(gòu)造上位于塔里木盆地中央隆起塔中低隆北部斜坡構(gòu)造帶西端的塔中40構(gòu)造。研究區(qū)CⅢ油層是塔40井區(qū)的主力含油層系，在近幾年的開發(fā)過程中，油藏穩(wěn)產(chǎn)時間短，含水上升快，加上含油層數(shù)多，儲層非均質(zhì)性強(qiáng)，給油田后續(xù)開發(fā)方案的調(diào)整帶來了巨大挑戰(zhàn)，這些都是當(dāng)前油藏相控建模研究面臨的主要問題。

近些年來，國外有關(guān)學(xué)者針對不同的沉積環(huán)境，提出了序貫指示模擬方法、截斷高斯模擬方法和示性點過程模擬方法，并由此形成了這三個主要研究方向[1]。國內(nèi)有關(guān)學(xué)者通過對我國陸相儲層多年的研究，在生產(chǎn)實踐中逐步形成了一套適用于我國地質(zhì)特點的儲層建模技術(shù)[2-4]。目前，相控建模技術(shù)在我國許多油田都相繼有了不同程度的發(fā)展與應(yīng)用。

本文在塔中40井區(qū)CⅢ油層豐富的單井資料和多年儲層沉積特征認(rèn)識的基礎(chǔ)上，使用Petrel建模軟件，構(gòu)建了研究區(qū)的地質(zhì)模型，并對地質(zhì)儲量進(jìn)行復(fù)算[5]。研究結(jié)果表明，運用該方法建立的地質(zhì)模型更客觀地預(yù)測了儲層三維空間分布特征，在一定程度上為油田的后續(xù)開發(fā)提供了地質(zhì)參考。

1　建模基礎(chǔ)

1.1地層對比與劃分

通過對巖心資料及測井資料對比分析，發(fā)現(xiàn)塔中40井區(qū)CIII油層含礫砂巖段自然伽瑪值比上部下泥巖段低，比下部均質(zhì)砂巖段稍高；電阻率值與上下地層相比明顯偏高，呈不規(guī)則齒狀；聲波時差曲線較平穩(wěn)，呈微齒狀，比上下地層聲波時差值總體要小。根據(jù)巖電對應(yīng)關(guān)系，將塔中40井區(qū)CIII油層劃分為3個小層13個單砂體，編號分別為11～14、21～26、31～33。在此基礎(chǔ)上對各井進(jìn)行砂體劃分，并作聯(lián)井對比閉合，最終完成小層對比與劃分。

1.2儲層流體空間分布

在進(jìn)行定量研究儲層屬性三維特征之前，需要有定性的儲層靜態(tài)分布特征作為建模過程中的約束，以使模擬結(jié)果與地質(zhì)認(rèn)識不出現(xiàn)明顯的偏差。

儲層層系的精細(xì)劃分勾畫出了砂體的空間分布狀態(tài)，根據(jù)砂體的測井解釋結(jié)論就可以描述儲層所含流體性質(zhì)及在空間的分布狀態(tài)，并作出三維空間油層連通圖(見圖1)。由圖1可知，1、2小層內(nèi)砂體中干層大量分布，有效儲層基本集中在13、14、23、24單砂層內(nèi)，部分單砂存在尖滅。3小層31單層基本都為干層，僅在TZ40井附近發(fā)育差油層，有效儲層多分布在32、33單砂內(nèi)部。

圖1　塔中40井區(qū)油層連通示意圖

Fig.1The connectivity of the oil layers in Tazhong 40 well block

2　儲層地質(zhì)建模

本次建模利用Petrel軟件，采用確定性建模與井間隨機(jī)模擬綜合建模的思路[6-7]。對于沉積相模型，根據(jù)油田多年積累的儲層靜態(tài)資料，采用確定性建模的方法進(jìn)行模擬；對于屬性模型，則采用相控隨機(jī)建模的方法進(jìn)行模擬；兩種方法相結(jié)合，能夠較好的反映儲層性質(zhì)的不連續(xù)性[8-9]。

2.1構(gòu)造模型的建立

構(gòu)造建模主要包括斷層建模、三維網(wǎng)格化、地層結(jié)構(gòu)建模及層系剖分建模[10]。根據(jù)地震解釋的斷層資料確定每條斷層的空間位置關(guān)系，網(wǎng)格化后建

立斷層模型；結(jié)合井點的分層數(shù)據(jù)和地震解釋的構(gòu)造圖，建立了各個小層的層面構(gòu)造模型，建立了精度較高的三維地質(zhì)結(jié)構(gòu)模型。

2.2沉積微相模型的建立

從區(qū)域沉積背景來看，塔中40井區(qū)處于海侵過程中的濱岸環(huán)境。本次研究采用四種約束機(jī)制，平面上結(jié)合主要儲層的沉積微相平面分布圖，垂向上參考微相發(fā)育比例統(tǒng)計(見圖2)，并參照每種沉積微相的變差函數(shù)參數(shù)(見表1)，隨后與儲層流體空間分布圖對比校正，最終采用序貫指示模擬方法[11-13]建立沉積微相模型(見圖3)。

圖2　建模層位井點微相發(fā)育比例統(tǒng)計

Fig.2Statistics of the percentage of microfacies in well points of the research formation

沉積微相建模將研究區(qū)劃分為高能前濱沙坪、低能前濱沙坪和前濱泥坪3種沉積微相。從儲層物性來看，高能砂坪微相的中細(xì)砂巖物性較好，大部分為有效儲層；低能砂坪微相中的粉砂巖基本都解釋為干層，還有少數(shù)細(xì)砂巖或粉細(xì)砂巖也解釋為干層；泥坪微相中的粉砂質(zhì)泥巖或泥巖則主要作為夾層存在。

表1　CIII油層微相變差函數(shù)參數(shù)統(tǒng)計

將微相模擬結(jié)果與儲層流體空間分布圖對比，對比結(jié)果顯示含油層位主要分布在13、14、23、24、32、33單砂層內(nèi)，并且均為高能砂坪微相。由此可見，建立的沉積微相模型與實際地質(zhì)情況較為符合，具有較高的置信度。

圖3　沉積微相過井剖面分布模擬

Fig.3The simulation of the distribution of microfacies on the through-well profile

2.3屬性模型的建立

在前面已經(jīng)建立的構(gòu)造模型和沉積微相模型的基礎(chǔ)上，為分析砂體內(nèi)部儲層屬性空間分布特征，分單砂層建立了孔隙度、滲透率等參數(shù)的變差函數(shù)擬合曲線[14-15]，應(yīng)用序貫高斯模擬方法建立儲層屬性模型。13單砂層孔隙度參數(shù)和24單砂層滲透率參數(shù)的主變程方向變差函數(shù)示意圖如圖4所示，其主變程分別為530 m和450 m，與其他單砂層對應(yīng)屬性參數(shù)主方向變程值相比，該值較小，說明13和24兩個單砂層的滲透率、孔隙度參數(shù)具有較差的空間分布相關(guān)性，即兩個主力含油層位非均質(zhì)性比較嚴(yán)重。

圖4　13單砂層孔隙度和24單砂層滲透率平面變差函數(shù)

Fig.4Variograms of 13layer (variable for porosity) and 24layer(variable for permeability)

分不同單砂體進(jìn)行數(shù)據(jù)分析，得到相應(yīng)的變差函數(shù)模型，在此基礎(chǔ)上進(jìn)行孔隙度、滲透率的模擬并得到相應(yīng)的屬性模型(見圖5)。通過對模型分析可知，1、2小層的平均孔隙度為5%，平均滲透率為8×10-3μm2；3小層的平均孔隙度為11%，平均滲透率為17×10-3μm2，1、2小層的物性明顯差于下部的第3小層。通過與取心井巖心物性分析統(tǒng)計數(shù)據(jù)對比，發(fā)現(xiàn)物性參數(shù)分布較為吻合，說明了物性模型的合理性和可靠性。

圖5　塔中40井區(qū)CIII油層孔隙度與滲透率模型三維柵狀圖

Fig.5Fence diagrams of porosity and permeability model of CIII formation,Tazhong 40 well block

3　儲量計算

根據(jù)試油、試采資料，將研究區(qū)塊縱向上的三個小層劃分為三套油氣水系統(tǒng)，每個小層有各自獨立的油氣水界面。調(diào)用Petrel建模軟件中“Volume Calculation”模塊，通過對每個小層單獨設(shè)定油氣水界面，并通過屬性模型輸入孔隙度、凈毛比，并結(jié)合油藏的各項體積計算所需的參數(shù)，計算出地質(zhì)儲量為370.8×104t，與塔中40井區(qū)CIII油層的探明儲量值393.4×104t相比，該值較小，減小約5.7%(見表1)。分析認(rèn)為，運用地質(zhì)模型計算所得儲量值偏小的主要原因是隨機(jī)模擬建立的地質(zhì)模型細(xì)分了儲量計算單元，采用了更符合實際的儲量參數(shù)。

表2　塔中40井區(qū)CIII油層探明儲量與模型法計算地質(zhì)儲量結(jié)果

綜上所述，本文建立的地質(zhì)模型為基礎(chǔ)計算所得的地質(zhì)儲量，與油田多年研究所認(rèn)可的地質(zhì)儲量較為接近，由此說明利用相控建模方法進(jìn)行儲量計算能充分考慮到儲層的非均質(zhì)性，從而提高儲量計算精度。

4　結(jié)論

(1) 高能前濱沙坪微相孔、滲物性較好，為研究區(qū)的主要儲油微相。

(2) 沉積微相建模采用了沉積微相平面分布圖、垂向百分比、變差函數(shù)參數(shù)以及儲層流體空間分布四種機(jī)制進(jìn)行約束，從整體提升了模型與實際地質(zhì)情況的契合度。

(3) 應(yīng)用序貫高斯模擬建立的研究區(qū)物性模型顯示第3小層的物性明顯優(yōu)于1、2小層，為主要的儲油層位。

(4) 應(yīng)用Petrel建模軟件中“Volume Calcula-tion”模塊對儲量進(jìn)行計算，將細(xì)化處理后的模型網(wǎng)格作為計算單元，提供了更為精細(xì)的儲層信息，充分考慮儲層參數(shù)的非均質(zhì)性，從而很大程度提高計算結(jié)果的準(zhǔn)確性。

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(編輯閆玉玲)

Facies-Controlled Modeling Technology under Multifactor Control： A Case Study of CⅢ Formation, Tazhong 40 Well Block

She Lingfeng， Ouyang Chuanxiang， Wang Meng

(OilandGasDrillingandProductionEngineeringProvincicalKeyLab.,PetroleumEngineeringInstitute,YangtzeUniversity,WuhanHubei430100,China)

Distribution of sand body in CⅢ Formation Tazhong 40 well block is complicated and reservoir heterogeneity is strong. Taking deterministic modeling and stochastic modeling method into consideration, the structural model, sedimentary microfacies model and attribute model controlled by microfacies of CⅢ Formation Tazhong 40 well block were established by Petrel software in which the sedimentary microfacies model was established under four restrained mechanisms, then the recalculation of the geological reserves was also completed on the basis of the models. Research shows that the microfacies which can store the oil was dominated by high-energy foreshore sandsheet, the porosity and permeability of the third layer were better than that of the first and second layer in research area obviously. What's more, the value of geological reserves calculated by three-dimensional geological model was objective and reasonable, which layed the foundation for further development and adjustment of CⅢ Formation Tazhong 40 well block. In general, it owned

ignificance for the application of facies-controlled modeling insimilar area.

Sedimentary microfacies model; Four restrained mechanisms; Attribute model;Recalculation of the geological reserves; Tazhong 40 well block

1006-396X(2016)03-0043-05

2015-11-13

2016-05-04

中國石油天然氣股份有限公司科研項目資助(2010H0142-2)。

佘凌峰(1991-)，男，碩士研究生，從事精細(xì)油藏描述等方面的研究；E-mail: shelingfenger@163.com。

歐陽傳湘(1964-)，男，碩士，教授，從事稠油油藏開采技術(shù)和油氣層保護(hù)技術(shù)研究；E-mail: 185867671@qq.com。

TE122

Adoi:10.3969/j.issn.1006-396X.2016.03.009

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