苏里格气田东区XX区块储层地质建模

王 龙 罗川又 冯 敏 赖富强 吴小宁

(1.中国石油长庆油田分公司苏里格气田研究中心， 西安 710018；2.中国石油长庆油田分公司低渗透油气田勘探开发国家工程实验室， 西安 710018； 3.重庆科技学院石油与天然气工程学院， 重庆 401331)

苏里格气田地质条件复杂，储层具有明显的低孔隙度、低渗透率、低丰度及强非均质性特征[1]，砂体及有效砂体的接触关系和叠置模式较为复杂[2]，气藏开发难度大。面对这种情况，有效预测相对高渗储层的分布情况，成为气田开发成功的重要因素。苏里格气田东区XX重点区块为水平井开发重点区域，水平井井位的部署及水平轨迹的优选很大程度上依赖于储层的精细描述，而储层地质模型的建立是储层精细描述的核心[3-4]。因此，储层地质模型的准确性关系到是否能够为制定XX区块气藏开发方案提供准确的地质依据和指导。

1 区域地质背景

XX区块位于苏里格气田东区中部(图1)，包括49口井，动态和静态资料丰富，区块东西长约8.7 km，南北宽约12.4 km，面积约107.88 km2，目的层盒8、山1段孔隙度数值范围为4%～12%，平均孔隙度为10.81%，渗透率数值范围为(0.05～10)×10-3μm2，平均渗透率0.7×10-3μm2，具有典型的低孔、低渗特征[5-6]。该区目的储层为辫状河沉积，河道频繁迁移，有效砂体以孤立状、透镜状分布为主，有效砂体钻遇率偏低。因此，寻找物性较好的砂岩储层并对其精细刻画后建立地质模型，就成为该区天然气开发的关键和地质研究的核心工作。

图1 XX区块地理位置

2 储层地质建模思路

研究区块的复杂性主要表现在，苏里格气田东区主力层段有效储层主要分布于辫状河道中，砂体在平面和纵向上呈交替叠置状，而有效储层一般是粗岩相单元[1]。苏里格气田东区盒8、山1段储层整体为距离物源有一定距离的潮湿沼泽背景下的辫状河 — 三角洲沉积体系，粗岩相单元主要体现在心滩和河道充填沉积，控制该区有效储层分布的主要因素为高能水道的分布规律。

由于心滩和河道充填沉积均处于辫状河道中，因此本文储层地质建模的思路调整如下：统计各微相的概率分布和空间分布特征，模拟辫状河体系，展示辫状河道空间分布模型，在相约束下生成三维属性地质模型，确定有效砂体的分布情况，计算模型储量，粗化数模模型。

3 储层地质建模

储层地质模型实际上就是用模型来表征储层结构及储层物性参数的空间分布和变化特征，核心问题是井间储层的预测[7]。由于苏里格气田东区有效砂体尺度很小，主要呈长条形，长度大于600 m，宽50～200 m(多数小于100 m)，采用大网格尺寸(网格间距200 m以上)很难描述有效砂体形态。 本次选择的井组面积较小，为107.88 km2；同时选取了较小的网格系统，网格间距为南北向50 m，东西向20 m，纵向上隔层以层厚为网格间距，建模目标层网格间距为1 m，网格总数为435×248×181，共计19 526 280个。

3.1 建模方法

根据单井数据(井位、分层数据、单井测井相、物性参数、含气饱和度等)建立构造模型，在确保单井数据和分层数据精准的前提下，运用序贯指示模拟方法[8-9]构建沉积微相模型，然后运用相控建模技术[10]建立储层物性参数模型。

3.2 建立构造模型

将XX井区划分为7个小层建立模型，模拟层7个。苏里格气田东区构造相对简单，平面上起伏不大；因此，在建立XX井区地层骨架模型时，仅采用气井分层数据内插，计算解释层面之间的各小层之间的界面，然后利用网格化的厚度数据和顶面解释层的等深网格数据逐层递推，形成各小层之间的界面网格数据，从而建立XX井区地层模型。XX井区构造骨架模型的三维立体结构如图2所示。

3.3 沉积微相模型

研究区主力层段(盒8— 山1段)为与物源有一定距离的潮湿沼泽背景下的砂质辫状河 — 三角洲沉积体系。根据钻井岩心和测井相对照分析结果，结合粗岩相有效储层识别出主要沉积微相类型为河道充填相、心滩、溢岸沉积相、堤岸沉积相、决口沉积相、泛滥沼泽相泥和泛滥平原相泥。

根据RMS建模软件辫状河模块的要求，将沉积微相划分为4种类型：河道充填(channel)；心滩+河道底部充填(channel bar)；溢岸+决口+堤岸(splay)；泛滥平原泥(flood)。基于构造模拟结果，在完钻井数据的约束下将4种沉积微相的统计参数输入RMS软件，反复模拟比较筛选出各相的空间分布形态，建立起XX井区的沉积微相三维模型(图3)。从图中可以看出，研究区辫状河道多期叠置，砂体呈较大面积连片分布，砂体的连通性和连续性较好，而心滩一般呈分散、孤立状分布，砂体连通性和连续性较差。

3.4 储层物性建模

储层物性建模的主要任务是提供三维储层属性场，具体操作步骤为：第一步是数据准备；第二步是数据变换；第三步是计算变差函数；第四步是选择模拟方法，井数据和相模型的约束下建立储层物性模型。

数据统计显示，苏里格气田东区的盒8上、盒8下、山1储层物性特征主要为低孔、低渗储层。盒8砂组储层孔隙度一般为4%～16%，平均孔隙度为10.19%，渗透率一般为(0.05～10)×10-3μm2，平均为0.727×10-3μm2。一般情况下，山1砂组储层孔隙度为3%～18.4%，平均孔隙度为6.89%，渗透率为(0.025～4.7)×10-3μm2，平均渗透率为 0.231×10-3μm2。基于以上数据，按照微相类型进行储层物性分布统计，并根据XX井区46口井的实际钻井资料确定孔隙度、渗透率、泥质含量的变差函数，最后得到油藏储层物性参数模型。在已建立的XX井区构造、地层和相模型的基础上，根据储层物性统计结果，采用RMS中的Petrophyics模块，在井点数据和相模拟结果的约束下，建立起孔隙度、渗透率等属性三维模型(图4、图5)。

地质模型图显示，孔隙度、渗透率、泥质含量的分布受相控表现明显，心滩微相是主要天然气储集场所，具有相对高孔、高渗、低泥质含量的特点。

图4 XX井区孔隙度属性模型

图5 XX井区渗透率属性模型

4 模型的可靠性保障与筛选

从生成的大量模拟实现数据中优选出具有代表性的数据，通常依据4个标准：是否符合地质概念模型；随机建模产生的模拟实现统计参数与输入参数的是否接近；抽稀检验，检验模拟实现是否与未输入模型的真实数据特征相符；模拟实现是否符合生产动态，可通过简单的油藏数值模拟来判别。

在此结合研究区实际地质情况和工区资料，采取以下措施提高模型可靠程度：

(1)充分利用现有资料，使模型尽可能与实际情况相符。选取XX井区作为建模对像，该区开发钻井数较多、密度大，地质认识程度相对较高，为建立地质模型提供了丰富的第一手资料。同时在沉积相模拟中，充分利用了专家库经验、露头观测数据、储层物理模拟实验结果等，为模型的可靠性提供了保障。

(2)采用条件约束保证模型与地质认识的一致性。构造建模和沉积相建模过程中，在井点数据控制约束下通过条件模拟保证取样点的模型精准，误差为零。沉积相建模和储层物性参数建模过程中，在采用数据统计特征的控制约束下，保证模拟参数和样品数据具有一致的概率分布。

5 结 语

采用序贯指示模拟方法能够较好地描述苏里格东区XX区块的储层沉积微相展布，因为该方法利用了单井资料垂向分辨率较高的特点，以人工绘制图件为约束条件，保证了模型的精准性。同时基于相控建模方法建立的储层物性模型具有较高的可信度，与地质实际情况吻合较好。

建立的苏里格气田东区XX区块地质模型可以较为准确地刻画该区的构造格局。模型呈现出北东高 — 南西低的单斜构造，地层起伏不大，并且发育一些列的小幅鼻隆构造；同时反映了该区沉积微相的特征，即主力层段盒8发育辫状河沉积，而山1段以曲流河沉积微相为主；有利储层展布在心滩和边滩等沉积微相，具备低孔低渗的致密储层特点。

为了更好地反映沉积微相变化快、非均质性强的储层特点，本次研究采用的以构造模型为骨架、沉积微相约束下建立的储层物性模型更符合地质实际，为准确评价储层提供了可靠依据，为制定和调整气藏开发方案提供了地质理论依据。

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