井震协同建模技术在提高建模精度中的应用——以大港油田埕海一区为例

周连敏，王晶晶

(中石油大港油田分公司勘探开发研究院，天津 300280)

储层地质建模作为油藏描述的核心，在油气勘探、开发中起着越来越重要的作用[1，2]。而相建模是储层建模的关键，它为储层参数的模拟提供了储层骨架。因此，如何合理准确地建立相模型，成为地质工作者需要解决的问题。

大港油田埕海一区地处滩海地区，在钻井资料相对较少的情况下，需要利用地震数据预测井间储层变化，充分发挥其横向覆盖广的优点。通过优选地震属性，建立其与岩性的关系，识别井间砂岩发育情况，以岩性模型代替沉积相模型，有效地减小了井间预测的多解性[3～8]。因此，优选地震属性，合理进行地震属性与地质参数之间的相互转换，建立岩相模型，进而成功完成对井间储层的预测，成为该次研究要解决的主要问题。

1 思路及流程

常规的相控建模可采用沉积相约束和岩相约束两种方法。在没有足够细致的沉积微相研究下，模拟的沉积相模型精细程度将有所欠缺，进而导致井间单砂体的连通性、尖灭及砂体内部的泥岩夹层等都得不到很好的反映。因此，该次相模型建立主要为岩相模型的建立，在建立过程中利用地震数据来完成对井间岩性的预测，减少井间储层分布预测的不确定性。

研究区古近系沙河街组一段(Es1)砂体受多期河道叠加影响，横向变化快，预测砂体井间变化难度大。以往研究区以测井解释的硬数据为基础建立岩相模型，过于简单和理想化，与实际砂岩分布特征差距较大。

在钻井资料相对较少的情况下，Es1地质建模充分利用地震、地质和测井等信息进行约束建模，以达到对模型精度的控制。在完成研究区等时地层对比和构造精细解释之后，利用变速成图建立了精确的构造模型。研究区三维地震资料品质较好，地震反演数据体能够精确反映储层岩性和物性分布，利用测井数据与地震反演数据相结合，充分发挥地震数据横向覆盖广的优点，结合反映岩性能力较强且与反演数据体相关性较好的泥质体积分数曲线，在利用单井岩性综合分析成果对其校正后，采用协同克里格模拟算法建立了研究区的泥质体积分数模型。然后，结合泥质体积分数曲线特征，参考单井岩相分析成果，对泥质体积分数模型进行了岩性判别，建立了岩相模型。该种岩相模型建模方法主要是间接利用随机模拟算法进行建模，区别于传统的单纯依靠测井数据建立的岩相模型。最后，再利用建立好的岩相模型分不同岩相对砂岩的物性进行模拟，得到储层的三维地质模型(图1)。

图1 基于地震反演约束的相控储层建模流程

2 相控储层建模

2.1 地震反演数据与井资料相关性分析

在相模型建立过程中，主要是利用地震资料研究储层的几何形态、岩性及储层参数的分布。地震属性主要包括速度、波阻抗、振幅、频率等[9，10]。该次建模主要利用研究区Es1波阻抗反演数据体，其中波阻抗高值为有利储层，垂向反演精度可以达到8～15m，能够较清楚地反映井间砂体变化，为约束建立岩相模型提供了良好的基础(图2)。首先，将时间域的波阻抗反演数据体输入软件，再应用建立的速度模型进行时深转换，保证波阻抗反演数据体时深转换所使用的速度模型与构造模型的速度模型一致，确保二者在深度上的统一性，使得深度域波阻抗数据体可以直接嵌入地层框架模型中去，利用空间波阻抗值对已建立的地层结构模型进行网格赋值，建立确定性波阻抗三维模型(图3)。

图2 埕海一区Es1地震反演剖面

图3 埕海一区Es1波阻抗模型

波阻抗模型较清楚地反映了砂体的分布特征，尤其是对大套储层砂体井间分布及其几何形态进行了较精细的刻画，但受反演数据体垂向分辨率的限制，在识别薄层砂岩和泥岩夹层方面，仍存在较大差距。因此，借助纵向分辨率高的测井曲线，对砂体分布进一步细化，共同约束建立储层地质模型。

协同克里格是一种多变量估计技术[11，12]，利用几个变量之间的空间相关性，对其中的一个或几个变量进行空间估计，尤其适用于被估计变量观察数据较少、其他变量取样量较充足的情况，研究该变量与其他变量间的空间关系，借助其他变量的样品信息，利用协同克里格法提高该变量的估计精度。研究区井资料相对缺乏，而波阻抗三维模型每个模型网格均有采样值，采用协同克里格算法可为精确建立岩相模型提供帮助。

建立波阻抗模型后，优选与波阻抗属性最为接近、相关性最好且能反映岩相特征的岩石物理参数进行条件模拟。经测井二次处理后的泥质体积分数参数最符合该条件(图4)，它与波阻抗网格数值具有良好的匹配关系，且泥质体积分数的高低又是岩性的直接反映。在利用泥质体积分数曲线划分岩性时，模型的纵向分辨率可直接与0.125m采样率的测井曲线进行对比，与传统岩相模型相比，能较好地反映砂体的连通性、砂体的尖灭、砂体内部泥岩夹层等。

图4 埕海一区Es1连井剖面

2.2 协同约束建立岩相模型

研究区测井解释的泥质体积分数曲线主要依靠自然伽马曲线计算得到，在垂向上有很高的分辨率，但是可能存在与单井综合解释结果不符的情况，造成建立的岩性模型应用效果较差。因此，需要利用单井综合测井解释的岩性成果对泥质体积分数的曲线进行校正，确保对隔层和夹层的识别能力。该次泥质体积分数曲线校正，主要是应用PetrelTM软件提供的计算器，经过单井综合测井解释后的砂岩曲线值归到砂岩相范围内，确保校正后的泥质体积分数曲线对岩性的识别能力。

通过对校正后的泥质体积分数曲线进行离散化，在波阻抗模型约束下，采用序贯高斯同位协同克里格模拟方法，完成了地震属性向岩性的转化，建立了泥质体积分数三维模型(图5)。然后，通过已确定的砂泥岩标准，对泥质体积分数模型进行岩性判别，将泥质体积分数模型直接转换为岩相模型；同时利用PetrelTM软件提供的人机交互功能，在研究区储层分布特征研究成果的约束下对岩相模型进行后处理，使得模型成果更加符合研究区的地质认识，最终完成研究区岩相模型的建立(图6)。

图5 埕海一区Es1泥质体积分数模型

图6 埕海一区Es1岩相模型

通过地震数据约束建立的岩相模型，能够正确地区分研究区的砂岩和泥岩，砂体的连通和尖灭都得到了很好的反映，同时对岩性的识别精度达到了与测井资料相同的垂向精度(图7)，克服了井资料缺乏造成的在现实复杂空间内砂岩展布效果较差的难题，为建立储层物性模型提供了良好的基础。

图7 埕海一区Es1波阻抗模型(a)、泥质体积分数模型(b)与岩相模型(c)剖面对比

2.3 储层物性模型的建立

储层物性模型通常是指储层的孔隙度、渗透率和饱和度模型。储层三维地质建模的目的就是要获得储层物性的三维空间展布。相控储层建模在对物性参数如孔隙度、渗透率进行模拟时，要考虑该物性参数点所处位置的相类型，岩相的分布控制着砂体的分布，只有砂岩相内才具有有效的储层参数，因此要求所建岩相模型能够很好地反映岩性分布特征。

该次物性模型的建立，以测井二次解释资料为基础，利用相控建模原则，通过分小层求取砂岩相和泥岩相的物性参数的变差函数，预测出各小层储层物性的分布规律。在利用岩相模型约束储层物性建模的同时，只在砂岩储层中进行协同模拟，泥岩的网格孔隙度自动赋值为0.01。由各小层物性地质统计可知，各小层的孔隙度、渗透率和饱和度分布规律差别较大，但在Es1规律性较强，且主要受岩相控制或影响，且多呈正态分布，故利用岩相控制下的序贯高斯模拟算法，对储层孔隙度进行表征和预测，建立了孔隙度三维模型(图8)。在对渗透率进行模拟时，需要对渗透率数据进行对数转换，使其服从正态分布；再根据储层物性的相关性，在岩相模型控制下，利用已建立好的孔隙度模型进行协同约束，建立储层渗透率三维模型(图9)。

图8 埕海一区Es1孔隙度三维模型

图9 埕海一区Es1渗透率三维模型

以岩相模型为约束建立的储层物性模型，可以精确地刻画储层非均质性的变化，有效地解决了井资料缺乏造成的模型效果差的难题。

3 应用效果分析

利用研究区新钻开发井的资料，对岩性模型和物性模型进行了验证，模型符合度均在85%以上，说明地震反演资料约束储层建模方法有效。同时，以地质模型为基础，对研究区的开发指标进行数值模拟的结果与生产动态符合较好，表明地质模型能够较真实地反映储层地质特征。

另外，利用该次建模成果，根据优选的三维地质模型得到的孔隙度模型等，对Es1油层进行储量计算，采用网格法计算三维空间中每个网格的油气含量，然后累加得到地质储量，与容积法储量计算结果进行对比，相对误差在5%左右，也反映出该次建模成果与地下地质特征较为相符。

4 结语

在油田开发早期，井网密度相对较低的情况下，充分利用地震数据进行井间协同约束建模，成为精确建立储层地质建模的需要。该次建模在不能进行精细沉积微相研究的情况下，充分利用研究区的测井、地震和地质信息，建立岩相模型，再利用岩相与储层参数之间的密切关系，合理进行协同模拟，优选出符合油田实际生产状态的储层地质模型，直观地反映出砂体的发育规模及边界，并指出油藏有利目标区，为研究区的深入开发提供了地质参考依据。同时，该次建模通过多种方法检验，精度较高，对于类似处于开发初期的储层建模具有指导意义。

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