“两步法”相控随机建模在延长油田储层描述中的应用

王 宏，王蓓蕾，王成俊

（陕西延长石油（集团）有限责任公司研究院）

“两步法”相控随机建模在延长油田储层描述中的应用

王 宏，王蓓蕾，王成俊

（陕西延长石油（集团）有限责任公司研究院）

延长油田低渗透砂岩储层的地质建模具有储层描述资料少、精度低、不确定性因素多的特点。文中采用“两步法”相控随机建模技术，以密井网测井解释资料为基础，结合岩心分析、生产动态等已知信息，先建立相控岩相模型，再以此为约束条件进行孔、渗属性建模，来减少储层描述的不确定性。以延长油田BLC油区为例，应用“两步法”相控随机建模技术，建立了符合该油区实际生产状态的低渗透砂岩地质模型，为区块合理开发决策和改善油田开发效果提供了地质依据。

相控建模；随机建模；储层描述；延长油田

延长油田BLC油区位于鄂尔多斯盆地的东北部，属于安塞三角洲沉积体系，物源方向为北东—南西向。该区油藏主要受构造控制，局部也受到岩性的影响，多是以构造控制为主的岩性-构造复合油藏。长22储层碎屑岩体系表现为碎屑成分以长石为主、石英次之，颗粒大小不均匀，层内、层间渗透性差异较大，颗粒粒度偏细。由于孔、渗参数受沉积相带、成岩压实和后生成岩变化的影响，导致砂岩粗细分布不均，储层非均质性严重[1］。三维地质建模技术可以对储层的非均质性进行高密度的定量表征，提供井间储层参数的米级或10米级的变化[2］。“两步法”相控随机建模技术能够降低随机模拟算法的不确定性，所建立的相模型与孔、渗模型在空间上相互匹配，与所研究的地质现象相吻合，可以输入到油藏数值模拟中，以提高油藏动态预测的可靠性。

1 “两步法”相控随机建模

1.1 随机模拟

随机模拟是指利用已知的信息，以随机函数为算法，应用随机模拟方法，人工合成可选、等概率和高精度的反映变量空间分布的模型，其能够反映出参数的细微变化[3］。随机模拟算法对优化方案设计、降低风险提供了重要的参考资料，但不能给出最优的地质模型结果[4］。

1.2 相控随机建模

为了降低随机模拟的不确定性，应给随机模拟算法加上约束条件，如沉积微相平面分布范围等，这样就会大大降低储层预测的不确定性[5］。沉积微相图代表沉积单元在不同沉积环境时的平面分布状况，平面上沉积环境不同会导致储层性质差异较大。相控建模就是基于此发展起来的一项尽可能降低储层预测的不确定性的建模技术[6］。

相控随机建模是以密井网测井解释资料为基础，以沉积微相平面分布图作为边界条件，采用随机建模算法建立储层岩相及其内部孔、渗属性的模型[7］。但由于同一微相内部，垂向上的岩相差异较大且孔、渗属性值域较宽，导致相控条件下的岩相模型与孔、渗属性模型匹配性较差，即好的岩相内部往往出现孔、渗属性低值，而差的岩相内部则出现孔、渗属性高值。

1.3 “两步法”相控随机建模

为了解决相控随机建模存在的岩相模型与孔、渗属性模型匹配性较差的问题，可采用“两步法”相控随机建模技术。相控建模时，先将岩相这一离散型变量改为连续型变量，以平面上不同微相内部的岩相值域范围作为约束条件建立相控岩相模型，然后建立该模型约束下的孔、渗属性模型。此种建模方法不仅与所研究的地质现象吻合，还能避免大多数连续变量模型对于平稳性或均质性的严格要求[8］。

2 研究区储层特征

BLC油田产层为长22油层，油层平均埋深为750 m，平均孔隙度为16%，平均含油饱和度为55%，平均渗透率为17.9 mD。油藏主体为CaCl2水型，部分为NaHCO3水型。

2.1 地层精细对比

BLC油田位于鄂尔多斯盆地陕北斜坡中东部[9］，含油层系属长22亚段。利用自然伽马、自然电位、声波时差的曲线形态分析该区213口井，通过剖面闭合对比，将目的层段长22亚段划分为5个沉积单元，即 5 个小层，分别为长 221、长 222、长 223、长 224、长225小层。

2.2 储层“四性”关系特征

2.2.1 岩性特征

根据岩心观察，含油砂岩均为细砂岩，结合试采资料表明，BLC油田储层岩性下限为细砂岩，即细砂岩以上储层可作为有效储层。

在2007年所取的87.46 m长的岩心中，共取得油迹以上油砂41.13 m，其中油迹砂岩6.42 m，占油砂总数的16%；油斑砂岩28.3 m，占油砂总数的68%；油浸砂岩6.41 m，占油砂总数的16%。结合鄂尔多斯盆地同类油田对比分析，BLC油田储层含油岩性下限为油斑细砂岩。

2.2.2 物性特征

该区储层物性分析资料统计表明，油藏属中孔、低渗储层类型。孔隙度分布于4.0%～20.7%，集中分布于14%～20%，平均为16.1%，属中孔储层；渗透率分布于0.1～218.0 mD，集中分布于10～50 mD，平均为36.4 mD，属低渗储层。有效储层物性下限为：孔隙度8%、渗透率0.43 mD。

储层孔隙度与渗透率具有明显的正相关性，其相关系数达到0.82，即随着储层孔隙度的增大，渗透率值也相应增大（图1）。

图1 孔隙度与渗透率关系图Fig.1 The relationship between porosity and permeability

2.2.3 孔隙度测井解释模型

建立孔隙度测井解释模型，可以看出声波时差与孔隙度二者之间具有较高的正相关性（图2），其测井解释模型为式中：φ 为孔隙度，%；Δt为声波时差，μs·m-1。

图2 声波时差与孔隙度关系图Fig.2 The relationship between acoustic time and porosity

2.2.4 储层含油性与电性关系

（1）有效储层的确定

通过测井解释或试油得出，有效储层分为油层、油水同层、含油水层、水层，无效储层为干层。根据试油规范，结合该区试采状况，确定了层属性的划分标准：①油层，含水率＜40%；②油水同层，40%＜含水率＜80%；③含油水层，80%＜含水率＜95%；④水层，含水率＞95%。

试采资料分析表明，该区生产井以油水同层居多，其次是含油水层和油层，极少数为水层。

（2）含油性与电性关系

地层水矿化度的大小决定了油层电性响应特征的高低。BLC油区地层水矿化度分布特征研究表明（图3）：该油区存在2种地层水水型，一种为分布于断层以北的构造主体部位的CaCl2水型，矿化度为40 000～55 000 mg/L；另一种为分布于断层以南的构造东南端的NaHCO3水型，矿化度＜10 000 mg/L，2种水型的矿化度相差约5倍。

图3 BLC油区地层水矿化度平面分布图Fig.3 The planar distribution of reservoir water salinity in BLC oil region

根据射孔层段的电性特征以及试采层段的属性特点，选取了归一化处理后的深感应电阻率Rild和地层电阻率Rt作为判别油水层的依据，按照地层水矿化度的高低分别建立测井解释综合图，测井解释标准见表1。

表1 不同地层水矿化度下的测井解释标准Table 1 The standard of well logging interpretation underdifferent reservoir water salinity

图4 高矿化度地区（左）和低矿化度地区（右）测井综合解释图Fig.4 The comprehensive well logging interpretation in high salinity region （left） and low salinity region （right）

2.3 BLC油区沉积特征

延长油田BLC油区沉积体系具有宽广的三角洲平原相，为曲流河—三角洲平原亚相发育区，发育河道沉积[10］。BLC油区长22亚段沉积模式主要为三角洲平原相沉积，曲流河河控平原亚相，沉积微相以河道砂微相为主，少量为堤岸微相[11-13］。

（1）河道砂微相。该微相沉积细砂岩，块状层理、无粒序构造，颗粒磨圆为次棱—次圆，分选中等；单层厚度较大，一般在5～7 m，常为多期河道叠加形成；物性相对较好，平均孔隙度为14%～16%，是该油田主要储集层。测井曲线特征为：自然电位、自然伽马表现为箱状结构，层内均质程度较高，除非存在泥岩、钙质夹层；声波时差曲线一般不发生渐变过程，而是垂向加积的过程。

（2）堤岸微相。该微相为水流过大时溢出河道的沉积产物，或在曲流河凸岸水体变浅、流速变缓时的产物，有时统称为漫滩沉积，常发育交互水平层理。岩性主要是薄层细砂（厚度2～3 mm）与碳质灰岩，其次为质纯的灰色泥岩，沉积厚度一般为20～30 cm，夹于厚层砂岩之间，以隔夹层的形式出现，一般为一期河道沉积末期的产物。自然伽马曲线反应比较明显，经测试为非渗透层，水平渗透率一般小于0.2 mD，这对油气的分布与聚集起到了一定的隔档作用。

结合以上分析进行岩相划分，并绘制长22储层沉积微相平面图（图5）。

图5 BLC油区长22储层沉积微相平面图Fig.5 The sedimentary microfacies of Chang 22reservoir in BLC oil region

3 三维地质模型的建立

3.1 三维构造模型

精细的构造模型是储层描述的基础[14］，它可为后续沉积微相模型和储层物性参数模型提供边界信息。构造模型是根据断层模型和层面模型建立起来的，断层模型主要表现为单个断裂面形态刻画和多个断层空间配置的拟合关系；层面模型反映的是地层界面的三维分布，叠合的层面模型即为地层格架模型[15-16］。

本文所建构造模型采用了10 m×10 m×0.5 m的网格，建立BLC长22地层构造模型。从构造模型来看（图6），BLC油区构造形态与区域构造一致，为相对平缓向西倾斜的单斜构造，油田范围内东西海拔高度差仅30 m。同时由于差异压实作用，形成向西延伸多条长度不一的小型鼻状隆起，隆起幅度一般在4～6 m，隆起宽度一般在1～2个井距，延伸长度为2～4个井距。该区构造东南部的Z169井与Z4井之间发育一条小型高角度正断层，断面倾向东南，倾角约70°，断距约40～50 m。

图6 BLC油区长22亚段构造模型Fig.6 The tectonic model of Chang 22reservoir in BLC oil region

3.2 沉积相模型

以前文的沉积相分析和所绘制的沉积微相平面分布图作为约束条件，采用“两步法”相控随机建模技术进行岩相建模，建立BLC油区长22油藏相控岩相三维模型（图7）。该岩相模型描述了砂体的空间展布，河道与物源方向均为北东—南西向，沿河道方向砂体连续发育，纵向上单砂体相互叠置，自下而上砂体厚度逐渐增大、连片性逐渐增强，为建设性三角洲平原沉积。

图7 BLC油区长22亚段岩相模型Fig.7 The lithofacies model of Chang 22reservoir in BLC oil region

3.3 孔、渗属性模型

孔隙度和渗透率，二者的分布规律受岩相的影响较大，且多呈正态分布。在建立孔、渗属性模型时，以岩相为约束条件，对加载的属性数据进行地质统计与数据分析，利用分析结果建立孔隙度和渗透率模型，能够确保模型的真实可靠性。从图8可以看出，孔隙度模型、渗透率模型是在沉积相边界的约束下建立的，并且渗透率与孔隙度有很好的相关性。

结合以上建立的岩相与属性模型可以得出，河道砂微相主体部位砂体厚度大、孔隙度和渗透率值较高，是该区有利的储集砂体；平面上砂体连片发育，呈条带状分布，砂体连续性和连通性好。这与油田的生产认识是一致的，能够为油田生产提供可靠的地质依据。

图8 BLC油区长22储层孔隙度模型（a）和渗透率模型（b）Fig.8 The porosity model（a） and permeability model（b） of Chang 22reservoir in BLC oil region

4 结论

（1）“两步法”相控随机建模技术，是先建立相控岩相模型，再以此为空间约束条件进行孔、渗属性建模，这样不但可解决相控随机建模的弊病，而且能更加准确地反映实际地质情况。

（2）BLC油区长22亚段沉积模式主要为三角洲平原相沉积，曲流河河控平原亚相，沉积微相以河道砂微相为主，少量为堤岸微相。

（3）应用“两步法”相控随机建模技术在延长油田BLC油区建立的储层地质模型，其岩相模型与属性模型在平面与纵向上的匹配性好，能够为该区油藏增储上产和深度开发调整提供地质依据。

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Application of“two-step” facies-constrained stochastic modeling to reservoir description in Yanchang Oilfield

WANG Hong， WANG Bei-lei， WANG Cheng-jun
（Research Institute of Shaanxi Yanchang Petroleum Co.Ltd.， Xi’an 710075， China）

The geological modelingfor lowpermeabilitysandstone reservoir in YanchangOilfield is

characterized by lack of data,poor accuracy degree and more uncertainty factors for reservoir description.Based on densewelllogginginterpretation,the“two-step”facies-constrainedstochasticmodelingmethodcombiningwith core analysis and production performance are used toestablish the facies model,and then carryout the porosityand the permeability modeling,in order todecrease the uncertainty for reservoir description.Taking BLC oil region in Yanchang Oilfield as an example,the“two-step”facies-constrained stochastic modeling method is applied to establish the lowpermeability sandstone reservoir model suitable for the actual production status in this area,which provides geological foundation for reasonable development decision and improvingdevelopment effect.

facies-constrained modeling；stochastic modeling；reservoir description；YanchangOilfield

TE348

A

1673-8926（2011）04-0110-05

2011-03-21；

2011-05-20

陕西延长石油（集团）有限责任公司研究院项目“特低渗透油藏提高采收率配套技术先导试验及推广应用”（编号：ycsy2010xjs-A-02）资助。

王宏，1982年生，男，硕士，主要从事石油开发地质、油藏描述、油藏数值模拟与提高采收率的研究工作。地址：（710075）陕西省西安市高新区科技二路75号陕西延长石油（集团）有限责任公司研究院。E-mail：raskay@163.com

涂晓燕）