镇原油田长81油层三维地质建模研究

刘威，张春生，马雪娟，项文楷，李婷，马钰锟



镇原油田长81油层三维地质建模研究

刘威1,2，张春生1,2，马雪娟2，项文楷2，李婷2，马钰锟2

（1．油气资源与勘探技术教育部重点实验室长江大学，武汉 430100；2．长江大学地球科学学院，武汉 430100）

镇原油田镇221区块长81建模采用以沉积微相为基础、多参数协同的随机建模方法，建立起来的油层组储层地质模型经过验证能够真实、可靠地反映储层砂体及物性参数（孔隙度、渗透率、含油饱和度）的展布特征，并且储层物性参数的空间展布与砂体展布相吻合，符合实际地质的情况；对今后面进一步认识和开发油气藏提供了可靠的地质依据。

三维地质模型；沉积微相；储层物性；镇原油田

1 区域地质概况

镇原油田区域上属于鄂尔多斯盆地陕北斜坡西南段，地层平缓，微向西倾斜；区域构造比较简单，局部发育小型的低幅度鼻状隆起[1]。在晚三叠世期间，受到印支运动的影响，盆地的沉积中心在总体上看是偏向南部及西南部的。延长组长81油层属于典型的岩性油气藏，具有储层厚度大，低孔低渗的特点。长81油层自下而上可以分为3个小层，分别是长813，长812和长811砂层，其中主力油层为长812砂层。该区域经勘探研究表明是一套辫状河三角洲沉积体系，主要发育有水下分流河道、河口坝、水下分流河道侧缘、分流间湾等五个沉积微相。随着新资料的增加以及注水开发和区块滚动勘探的需要，急需对本区进行精细油藏研究，以便解决在勘探开发过程中遇到的各种问题。

2 地质建模

此次建模所用的资料来自钻井资料和储层地质知识库。钻井资料包括井位坐标、补心海拔、井轨迹、测井曲线。地质资料包括测井解释结论、地层划分与对比、单井相、沉积相平面图和储层参数平面图。

2.1 建模思路与方法

三维地质模型是指能够定量表示工区储层地质特征以及油藏储层参数三维空间分布情况的数据体。这个数据体不仅要求要忠实于有井控点的实际数据，而且还要对井间的数据作一定精度的插值[2]。在储层建模中，储层预测主要是根据地质结构参数进行分析的，所以获取准确的地质结构参数对于储层建模非常重要。地质结构参数主要是指不同沉积微相形态几何特征值，如基于象元方法中常用的变差函数特征值[3-4]。对于镇原油田221区块，由于研究区所获得的钻井资料不多，不同微相的储层物性差别大等特点，在具体选择建模方法时，为了提高随机建模的精度，降低模拟实现过程中的不确定性，提出了运用地质统计学方法，结合测井、岩心资料，在沉积微相控制下的储层建模方法。

2.2 构造模型的建立

构造模型反映了储层的空间格架，因此精细构造模型是储层描述的基础。在本次构造建模中，按要求共用55口井，由于镇221工区整体为一西倾单斜，构造较为简单，因此主要建立其层面模型。

在建立各小层构造模型时，以井的分层数据作为输入数据源，由下至上逐层模拟，并建立每个小层的顶、底面构造；最后将各小层模型叠置在一起就得到了能够反映该区块构造起伏的三维地质格架，同时也为后期储层沉积相模型和物性模型的建立提供了格架基础[5-6]。

根据对各小层的顶面情况分析，可以看出建立起来的构造模型和已有的地质认识相吻合，能够真实的反映出该区的构造特征。延长组长81油层两个小层的层面模型（图1和图2）。研究区小层平面网格划分为平面上25 m×25 m，纵向上1 m的精度，考虑工区实际的井距情况，本次建模网格数为：I·J·K = 180×111×22共439 560个网格满足建模要求。各小层垂向网格化分长811为10层；长812为 12层。

图1 镇原油田镇221区块长811小层构造模型

根据建立的地层构造模型可以看出，研究区内构造活动相对较薄弱，断层和大的裂缝并不发育，地层整体没有大的起伏。构造模型从底到顶，具有较好的继承性，构造上无明显差异。从平面上看，长812起伏较小，中间局部地区出现凸起，河道发育，主要从西南物源区方向往东北方向伸展。长811期河道发育规模减小，以研究区中间及靠近西北部分的沿西南—东北向更为明显。整个沉积过程中，东北方向局部构造位置偏高，后期逐渐平缓，靠南和进西北方向发育较明显的鼻状构造，有利于后期油气的填充，这也与前期构造研究较为一致。

2.3 沉积微相模型的建立

构造建模完成后接下来就是相模型生成了，由于镇221区为三角洲前缘沉积，通过前期地质分析认为区内具有一定的非均质性，单纯建立沉积相或者沉积亚相模型已经不能满足油田开发需要。本次建模主要采用的是相控建模的技术，它强调了沉积微相对储层物性的控制作用，因此建立尽可能准确的微相模型就显得尤为重要[7]。具体方法：在沉积微相模拟前，以测井解释单井相数据为依据，先将微相代码化，并统计各微相所占的比例；然后对沉积微相数据进行分析，调整变差函数，计算出变程值；最后采用序贯指示模拟法，利用趋势面和变差函数的双重控制进行模拟，在随机产生的多个沉积微相实现中，挑选最合理的、最符合地质认识的模拟结果，建立沉积微相模型。

2.3.1 统计特征参数

对沉积微相来说主要是统计各种沉积微相所占的比例，对区内沉积概况有更为深入细致的了解，以方便后期调整模型所需参数值。

1）沉积微相所占比例

在平面上统计了各小层沉积微相所占比例如表1所示，虽然研究过程中随机抽样的数目不大，统计的沉积微相比率不能很精确地代表真实的地层关系，但基本上每一类沉积微相都进行了细致的统计，大致上能够较好的反映出研究区的沉积特征。由上表可以看出，长812水下分流河道所占比例较大，是主力油层。

表1 镇原油田镇221区块各小层沉积微相比例统计表

2）变差函数分析

计算沉积微相在平面和垂向的变差函数，可以更加清楚地了解各沉积微相的非均质性[8~9]。研究中在平面上以正北向为第一个方向，30°角为间隔依次计算出其余六个方向的变差函数。在实验变差函数计算出来后，再对其进行理论模型拟合，从而确定出主方位角、主方向变程、次方向变程和垂直方向变程。通常选择球状模型进行拟合，在得到各个方向的拟合参数后，就可以确定变量在各个方向的变异程度，结果发现主河道以225度方向展布为主，这与地质规律是相符合的。

2.3.2 沉积微相三维模型

通过上述约束机制统计了各小层沉积微相分布比例，垂向上展示了微相百分比曲线和变差函数分析，再利用序贯指示模拟方法建立了沉积微相模型（图3~图4）。通过观察分析所建立的沉积微相模型，从平面图上可以看出研究区长82期为河流主要发育时期，区内全部发育为河道，河口坝发育较少，主要为砂体沉积期。到长81期河道发育规模逐渐变小，最后成为一条主河道，开始发育分流间湾。

3 储层属性模型的建立

属性模型是储层三维地质建模的核心，建立储层属性模型就是为了展示储层非均质性特征以及这些特征在三维空间上分布与变化情况。通过储层属性模型，我们可以很直观地观察储层砂体分布和准确地界定有利储层的位置及分布范围，并为后期油田开发方案的制定提供直接的地质依据[10]。

本次储层属性建模，采用的方法是相控建模的方法。该方法约束条件有两个：沉积相和岩相约束。此次，我们用的方法是利用沉积相进行控制，就是在微相建模的基础上采用序贯高斯模拟的方法；沉积相控制的方法在这里更为有效和直观。

3.1 孔隙度模型的建立

孔隙度模型是在沉积微相模型的基础上，利用相控属性分布的技术，采用序贯高斯模拟的方法建立起来的，如图5～图6。从下图中可以看出，孔隙度与沉积微相的分布特点是相互吻合的。

3.2 渗透率模型的建立

渗透率属性模型同孔隙度一样在沉积微相约束条件下进行，不同的是在建立渗透率模型时可将孔隙度作为第二控制因素，采用协克里金方法进行，这是由于渗透率的分布不仅与沉积相有关，而且与工区孔隙度的分布关系也十分密切，三维渗透率模型见（图7～图8），从图中可以看出，主河道发育位置处的渗透率值较高，河道侧缘和泛滥平原则为相对低值。

4 模型的可靠性验证

储层建模的落脚点在于模型的应用，因此分析所建模型的好坏、建模技术和策略成功与否就显得尤为重要[11]。下面按以下标准对此次建模进行评价：

1）将模拟参数的统计特征值与原始输入数据进行对比观察模型精度大小。具体做法是通过统计镇221区长81模型的孔隙度、渗透率、含油饱和度模拟值，并将其与原始数据比较，以孔隙度为例做概率分布图（图9），其中蓝色为模拟值，绿色为粗化数据。从图中可以发现二者分布特征区别不大，说明模型较可靠。

2）在沉积相、孔隙度、渗透率和含油饱和度等参数通过比较证实后，模型切片也具有较好的对应性。通过岩相模型切片和在沉积微相控制条件下通过序贯高斯模拟建立起来的孔隙度模型切片进行对比，从图中，我们可以发现其纵向分布具有较好的一致性（图10~图11）。

3）由于建立属性模型采用的是沉积微相为基础、多参数协同的随机建模方法，这里将长81油层组的各小层属性分布与地质综合研究绘制的平面分布图进行比较，图12中可见在所选范围内，模型中各小层属性分布与前期地质研究吻合较好。

5 结论

1）以单井垂向数据为基础，采用忠于井点数据的序贯指示法，人工绘制的地质图件做趋势约束，较好的建立研究区储层构造沉积微相模型；

2）此次建立的储层地质模型能够真实、可靠地反映储层砂体及物性参数的展布特征，并且储层物性参数的空间展布与砂体展布相吻合，符合实际地质的情况，可以用于建立数值模型，对开发技术政策进行预测。

大量心理学研究证明，动机具有引起和推进特定活动的作用。这一机制在教学中的运用就是激励教学模式。这种激励性教育的原则在物理教学课堂中加以有效运用，可以帮助学生变被动为主动，进而大大提高课堂教学效果。下面我结合自身教学实际，对物理课堂激励教学模式的运用分析探究。

[1] 冉令波, 丁晓琪, 张熙. 鄂尔多斯盆地镇泾油田长81小层沉积相类型及沉积演化研究[J]. 石油天然气学报, 2010, 32（6）: 341～345.

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Study of 3D Geological Modeling of Chang 81Reservoirs in the Block 221, Zhenyuan Oil Field

LIU Wei1,2ZHANG Chun-sheng1,2MA Xue-juan2XIANG Wen-ka2LI Ting2MA Yu-kun2

(1-Key Laboratory of Exploration Technology for Oil and Gas Resources of the Ministry of Education, Yangtze University, Wuhan 430100; 2-College of Earth Science, Yangtze University, Wuhan 430100)

3D geological modeling of Chang 81reservoirs in the block 221, Zhenyuan Oil Field is based on sedimentary microfacies study by means of multi-parameter collaborative modeling. The established geological model is able to reflect correctly the distribution of sand bodies and physical parameters such as porosity, permeability and oil saturation of the reservoir.

3d geological model; sedimentary microfacies; reservoir; physical property; Zhenyuan Oil Field

P618.13

A

1006-0995（2015）01-0047-05

10.3969/j.issn.1006-0995.2015.01.011

2014-03-24

国家重大专项（2011ZX05001-002-007）

刘威（1990-），男，湖北潜江人，在读硕士生 ，现在主要从事油藏地质方面的研究

张春生(1963-），男，河南人，教授，硕士生导师，主要从事沉积学及油气储层评价方面的研究