苏南区块三维地质模型建立与应用

武彦，贾永辉，毛瑞好，梁常宝，马逍，齐聪伟

中国石油长庆油田苏里格南作业分公司（陕西 西安 710018）

三维地质建模是在各种原始数据的基础上，以适当的数据模型建立地质特征的数学模型，通过对地质体的几何形态、地质体间的关系和物性等计算机模拟，最后形成复杂整体三维模型的过程[1]。目前针对地质建模的技术已进行了很多研究[2-3]，对苏里格气田，很多人也尝试进行了储层精细刻画和地质建模[4-6]。自苏里格南项目启动以来，已完成上千平方公里地震采集、处理与解释，并钻探、压裂和生产几百口井，在此基础上进行富有成果的解释和分析。本文将详细介绍如何将这些理解整合到三维模型中，形成系统化的地质认识。

1 地质综合分析

1.1 重新审查地质分层

由下至上识别标志层，马家沟顶部、本溪顶部、太原顶部和石千峰顶部分层较为可靠，山2顶部、山1下顶部、山 1 顶部、盒 8下顶部，盒 8 顶部和盒 7 顶部分层相对不确定性较高。此次重新统一更新分层主要针对这些不确定的标志层进行。山1顶的更新主要依据沉积构造的继承性及下覆的可追踪最大湖泛面，盒8 顶分层主要依据电阻率差别及岩性差别。

1.2 测井沉积相解释更新

根据17 口井岩心描述，分析对应的测井响应（曲线形状和曲线值）以及录井岩屑描述（岩石粒度，岩性等），在沉积概念模型基础上建立了测井沉积相模式，并据此将测井沉积相解释外推到所有未取心井，从而覆盖整个区块。

1.3 沉积相图手绘及数字化

将测井沉积相、连井剖面、基于水平井和露头对比的河道尺寸分析、成像测井以及沉积概念模型等多数据综合分析并运用到沉积相图手绘过程中，同时进行严格质量控制（图1）。由于当时对地震数据可用性的不确定，此沉积相图没有参考地震数据，但考虑将地震数据作为将来模型更新的输入数据。完成了12 幅沉积相图的手绘，并将其在Petrel和ArcGIS中完成数字化。

图1 多参数整合的沉积相图手绘及数字化流程

1.4 岩石物理截止值确定

根据毛管压力实验结果、核磁测井结果、岩心分析数以及产气剖面测试结果等各种信息综合分析确定了岩石物理截止值。首先，通过毛细管压力测试，可以在含水饱和度与渗透率之间建立合理的关系。当渗透率＞ 0.01 ×10-3μm2时，含水饱和度显著降低。从岩心测量数据来看，对应于渗透率为0.01×10-3μm2的最小孔隙度为4%。其次，根据核磁测井数据，对应于渗透率为0.01×10-3μm2的孔隙度为4%。将核磁测井含水饱和度＞70%的值筛选出来后，发现核磁测井孔隙度在4%以上的大多数数据点磁测井含水饱和度＜70%，排除泥质含量＞25%的数据点。由此将泥质含量截止值定义为25%。

2 地质建模

2.1 数据准备

通过完整数据质量审查和准备工作，得到一个数据完整准确的工区用于建模。包括交叉检查井坐标和补心海拔数据在内的井信息数据；交叉检查测井曲线缺失和测井数据准确性；为了减小建模工区的大小，从而提高工区运行速度，清除了所有测井无效空值；生成了地质分层和地震层位的差异厚度图，仔细检查以确保两者之间没有差异（可接受范围±1 m），由此完成质量控制。

2.2 网格建立

2.2.1 网格尺寸试验

对于横向网格尺寸，河道宽度应覆盖4 个网格。根据对水平井的分析，河道宽度为400 ～600 m，因此横向网格尺寸应该在100～200 m 之间。此外，为了更好地表征储层非均质性，将横向网格尺寸确定为100 m。区块内两井最近间距为114 m，但沉积砂体完全不同，100 m 的横向网格尺寸可以确保这两个井位于不同网格中，不会丢失储层非均质性。

对于垂向网格尺寸，通过各相的河道厚度直方图分析认识到，1.5 m 到2 m 垂向网格大小足以表征几乎最薄的河道砂体。此外，1.5 m 到2 m 也可以表征最薄的2 m压裂间隔。

计算时间也是要考虑的主要方面。作为比较，建立了3 种网格100 m×100 m×1.5 m，100 m×100 m×2 m 和200 m×200 m×2 m，并进行基于对象的沉积相建模，计算时间分别为3 h，2 h和20 min。

关于模型是否遵守井数据约束、目标相比例约束以及孔隙度比例约束，结果显示3 种网格均遵守了井数据约束、目标相比例约束以及孔隙度比例约束。

考虑到各方面的限制和约束，最终确定网格大小为100 m×100 m×2 m，网格总数超过1 900 万，方向为北-南向。

2.2.2 网格质控

网格质量控制由两部分组成。一部分是通过生成地震输入与模型输出之间的差异图来控制井震标定。另一部分是网格检查（正交性，无网格外翻，厚度分散性等），生成X 方向网格尺寸图/Y 方向网格尺寸图、网格外翻分布图、网格角度图、网格体积图、网格厚度图等进行检查，质控并检查是否存在未定义的值。

2.3 沉积相建模

2.3.1 沉积相建模流程

首先，将测井沉积相重新分类，保留辫状河相、低弯度曲流河相、曲流河相、三角洲分支河道相，将废弃河道相和天然堤相合并，沼泽平原等非储层相和冲击平原相合并，进行测井沉积相粗化。其次，选择基于对象的随机建模以及适应性河道来对河流系统进行沉积相建模。通过分层和分区域（由河道带边界作为硬约束控制的外推）及来自三维概率体的比例作为硬约束输入进行建模。河道宽度、厚度等几何参数根据水平井河道宽度分析、露头对比以及各相河道厚度直方图分析得到。

2.3.2 沉积相模质控

主要沉积相模型质控包括以下步骤：

1）检查沉积相模型的剖面图和平面图。从图2可以发现，该模型完整表征了对垂向和横向储层分布的理解。从西向东，整个区块中存在3-4 个北-南/北-西南向主河道带；从北向南，辫状河和低弯度曲流河相逐渐减少，曲流河相逐渐增加；从上到下，辫状河相主要集中在盒7 和盒8 中，低弯度曲流河和曲流河相集中在盒7 到山2 中。此外，河道形状和方向与输入一致。总之，考虑到在几百口井约束下基于对象建模的困难程度，从对井数据（相比例），河道几何形状（形状和方向）以及河道趋势（河道带边界）的遵守程度来看，此沉积相模型令人满意。

图2 沉积相模型的剖面图和平面图质控

2）对比模型与测井的总砂厚、净砂厚。图3 显示了所有层叠合后的模型对比测井的砂厚、净砂厚，样本点分布的一致性表明该模型遵守了测井数据砂体分布的约束。

2.4 岩石物理建模

2.4.1 岩石物理建模流程

主要工作流程如图4所述，包括以下步骤：

图3 对比模型和测井计算的厚度

1）测井数据粗化。粗化数据包括孔隙度、泥地比、有效孔隙度和有效含水饱和度。由于统计偏差，不应将水平井用于以上粗化。

图4 岩石物理建模流程

2）数据分析。分析各相的各参数直方图和统计数据发现，孔隙度只存在一个峰值，且平均值和标准偏差也在合理范围，这反过来验证了沉积相解释是合理的。

孔隙度、泥地比、有效孔隙度和有效含水饱和度之间的相关性表明，孔隙度可以用作泥地比和有效孔隙度的协克里金插值输入，而有效孔隙度可以用作有效含水饱和度的协克里金插值输入。在区块内无法找到常规的气水界面，故无法运用毛管压力数据和水界面来计算气柱的常规标准工作流程。

对各相的孔隙度、泥地比、有效孔隙度和有效含水饱和度进行变差函数分析。未对各层各相分析变差函数的原因是按各层各相划分的样本有限，结果相对不可靠。

3）外推插值。孔隙度是最可靠的外推插值参数，可作为其他参数外推插值的基础。因此，首先进行孔隙度外推插值。在相模型控制下，输入各相的变差函数和参数分布，使用高斯随机函数模拟进行外推插值。对泥地比和有效孔隙度外推插值，孔隙度作为协克里金输入。最后对有效含水饱和度外推插值，有效孔隙度作为协克里金插值输入。最重要的一点是通过泥地比结合沉积相控制有效孔隙度和有效含水饱和度的插值，特别是非储层段的插值，这是针对非常规气藏建立岩石物理建模流程的主要创新点。

2.4.2 岩石物理建模质控

从测井数据到粗化数据，再到模型属性，每个步骤都经过全面严格的质控（图5）。下图显示各参数测井数据与模型属性的对比，平均值和分布均显示了较高的一致性。最大值出现了差异，但只占很小的比例。

另一重要质量控制步骤是检查并确认模型输出有效含水饱和度与有效孔隙度的关系，是否遵循从粗化数据中得出的有效含水饱和度与有效孔隙度关系，结果令人满意。

2.4.3 岩石物理建模成果

在遍历性实验后确定了基本模型，在此基础上生成各岩石物理参数平面图，并且叠合各层生成了总的砂厚、净砂厚、有效孔隙体积、储能系数平面图，可以发现区块东部要优于之前预期。

图5 各岩石物理参数质控

2.5 储量计算

模型建成后进行储量计算，与2010 年相比，在更高沉积相及岩石物理井控密度约束下建成的模型计算得到的储量比原有增加了26%。

2.6 不确定性分析

针对3 种不确定性参数进行分析。一是编写Petrel工作流程来改变河道带宽度，从而分析其对储量的影响；二是评估采样不确定性，从而分析沉积相比例对储量影响；三是评估采样不确定性来改变岩石物理参数平均值，从而分析其对储量影响。图6显示了各参数对储量影响的绝对值与相对比例，结果表明随着井控密度降低，不确定性增加；地质储量整体不确定性范围为15%左右。

图6 不确定参数对储量影响比例图

3 结束语

建立全区三维地质模型，更新对河道和河道带的认识：几百口开发井验证了2013 年根据十几口探井建立的沉积概念模型；从西向东，整个区块中存在3～4 个北-南/北-西南向主河道带；从北向南，辫状河和低弯度曲流河相逐渐减少，曲流河相逐渐增加；从上到下，辫状河相主要集中在盒7 和盒8 中，低弯度曲流河和曲流河相集中在盒7 到山2 中。此外更新了砂体特征的认识：区块东部要优于之前预期；南部未开发区域东部预期要优于西部；研究显示砂体更集中分布于盒8上下和山1上下中，这些小层可作为后期水平井开发的主要目标层位。最终对储量更新及不确定分析增强了区块产量达产以及后期持续高效开发的信心。