复杂断块油气藏三维地质建模技术及其应用——以柴达木盆地南八仙油气田为例

马元琨 连运晓 鱼 雪 杨会洁 王海成 程 鑫 张勇年 张玲玲

（中国石油青海油田公司勘探开发研究院，甘肃 敦煌 736202）

0 引言

南八仙油气田行政区属青海省海西州大柴旦镇辖区，是柴达木盆地北缘块断带马海—大红沟隆起亚区马海南八仙背斜带上的一个三级构造。在背斜构造形态的总框架下，受众多断层切割而形成许多断块和断鼻［1-3］。加之储层非均质性强、连通性差、横向变化大，油气砂体面积小，油气藏类型多样，流体关系复杂［4-5］，导致单井产量递减快，油气田开发稳产具有一定的难度。笔者通过建立三维地质模型，厘清该油气田油气水空间分布规律，以期为下一步油气田开发方案中注采井网的建立与完善提供合理依据。

1 构造与层序建模技术

在SKUA-GOCAD软件提供的构造建模技术流程内，根据南八仙油气田断点数据建立断层格架（图1），结合砂层组级别构造等值线数据，通过井分层数据对其进行约束，建立以砂层组作为等时界面的层面模型，主要包括断层模拟、层面模拟、质量控制和网格化3部分［6］。

图1 南八仙油气田断层格架模型图

1.1 逐级控制+断点约束构建断层模型

基于“离散光滑差值（DSI）［7］”数学算法生成三维面，按照逐级控制的思路搭建起包括三级断裂在内的全部56条断层，通过空间曲面拓扑关系定义断层的接触关系，实现了人字形、Y字形和交叉形断层的接触关系，通过断点约束地震解释的断层面，实现断点对断层模型的有效控制。

1.2 逐步模拟+分层约束构建层面模型

首先建立标准层层面模型，经检查无误后，建立全部小层模型（图2）。由于南八仙地层过于“破碎”，在层面模拟时分层数据与层面的任何一点矛盾都会导致局部畸形，需要仔细检查分层数据质量，确保模型的准确性。

图2 南八仙油气田中浅层断层与层面模型图

1.3 构造模型检验

充分利用SKUA-GOCAD软件的构造建模质量控制工具，保证模拟结果的可靠性。构造建模质量控制包括断层质量控制和层面质量控制：①南八仙油气田N1-N21油气藏各油组地层间为整合接触关系，在层面模拟过程中定义地层分层柱子，在地层对比过程中去掉颠倒或异常接近的分层数据，保证小层层面层序合理，整合接触，无粘层现象。②通过修改层面与断层交线、排除由于分层数据错误导致的层面和断层接触部位的层面畸形，使断层、层面和分层数据完全匹配。最终建立符合地质规律的断层模型，正确反映地层间的接触关系［8-9］。

2 网格化

由于储层建模是在地层框架内的空间进行，因此创建空间网络体是岩性和储层物性模拟的必要步骤。通过使用UVT转换技术，通过特殊的约束条件，保证网格与现有地质统计方法兼容，确保后续岩相、属性和流体饱和度建模的合理性，在确保砂体模拟精度不受影响的条件下，尽量减少网格数量。

2.1 基于UVT转换技术建立地质网格

针对南八仙构造“碎”的特点，本次建模通过SKUA-GOCAD软件建立地质网格，用UVT转换技术将实际的XYZ坐标空间内的数据点转换为UVT地质时间域坐标系统，建立古地质时间域网格，而后通过断层将其切割，形成最终的地质网格。该技术用来建立地层空间的层面数据，按地质沉积顺序被赋予了地质意义，通过数学变换将现在的XYZ坐标系统转换为古地质时间域UVT坐标系统，使现今的整个构造被拉平为按沉积时间发育的古地理构造，从而还原出在古地理环境下没有断层的沉积地层，然后再通过逆变换还原到XYZ坐标系统，还原为现今的构造格局，从而可以模拟任意复杂的地质构造，而不需要基于传统断层面。由于在UVT空间内地层被拉平，没有了断层和网格的扭曲，因此该方法对地质统计学计算非常有利，从而解决了像南八仙油气田这样复杂断裂的网格化难题，避免了网格畸形及地质信息扭曲。

2.2 网格化结果及检验

平面上由于南八仙油气田砂体平面分布零散，砂体规模较小，大部分砂体间连通性较差，规模最小的砂岩平面直径约200 m，另外目前南八仙油气田平均井距为200 m，因此在计算机允许的条件下确定平面网格尺寸为30 m×30 m。纵向上SKUA-GOCAD垂向网格划分方法包括等厚和等份剖分。等厚剖分的网格垂向厚度都为同一厚度，地层厚度大的位置网格层数多，地层厚度小的位置网格层数少。等份剖分的网格，同一油组内各处网格数相同，地层厚的位置网格垂向厚度较大，地层薄的位置网格垂向厚度较小。由于南八仙油气田小层厚度差别不大，平均小层厚度为15 m，最小油气砂体厚度为0.6 m，平均砂体厚度为3.4 m，砂体厚度差别较大，为确保最小油气砂体属性能有效地保留，垂向网格剖分采用等厚剖分，确定垂向剖分尺寸为1 m。最终分别建立了N21和N1油气藏30 m×30 m×1 m，4 036×104个网格单元的三维构造模型。

3 岩相建模技术

岩相建模指的是砂岩和泥岩建模，实质反映的是储层和非储层的空间展布，在构造建模完成后，根据平面和纵向约束，利用随机建模的方法建立岩相模型，本次采用序贯指示随机模拟方法，利用SKUAGOCAD软件的SIS模块进行小层岩相模型的建立［10］。

3.1 岩相模拟方法

SKUA-GOCAD软件相模拟方法包括常值法、属性描述法、确定性插值法和随机模拟法。其中确定性插值法包括指示克里金和临近插值，随机模拟方法包括基于目标的随机模拟和基于象元的随机模拟，其中前者包括河道模拟、布尔模拟和一般目标方法，后者包括序贯指示模拟和截断高斯模拟［11］。由于确定性建模方法的局限性，本次岩相建模主要选择随机建模方法。

3.2 小层岩相模拟

序贯指示模拟的关键技术是如何利用地质认识约束小层模拟，因此趋势准备和油气砂体图约束是小层模拟的关键点。根据井点数据，利用DSI方法生成小层岩相平面比例图和垂向比例曲线，结合平面和垂向比例约束生成三维比例约束体。利用三维趋势体结合油气砂体图约束后进行小层岩相模拟，根据不同种子点得到多个模拟结果，即南八仙油气田N21油气藏小层模拟结果（图3），同时生成了不同模拟结果各自对应的94个小层岩相平面图。

图3 南八仙油气田N21油气藏小层模拟结果图

通过序贯指示随机模拟的方法得到了多个小层岩相模拟结果，需要对小层模拟结果进行多个模型的筛选。对小层模拟结果进行筛选的方法是相概率统计法，其包括两种算法：一是通过统计砂泥岩相在每一个网格点的相值大于或等于0.9的概率大于50%，则将此网格赋为砂岩相，否则即为泥岩相；二是统计砂泥岩相在每一个网格点的相平均值，若相平均值大于0.5的概率大于50%，则将此网格赋为砂岩相，否则即为泥岩相，本次模拟采用第一种计算方法。

3.3 模拟效果分析

通过分析砂体垂向位置是否合理，比较小层岩相模拟结果与井点数据、岩相平面分布趋势参数、沉积相图和含油气面积图，可以确认小层岩相模拟结果和后四者吻合性较好，说明模拟结果得到了较好的约束。

1）模拟结果在井点处与井点完全一致，且小层内砂体间的垂直位置合理。为了保证模拟结果的可靠性，提取井点小层结果。通过典型连井剖面，对逐口井的比较，确认模拟结果和单井小层划分结果一致，并且小层内砂体间的垂直位置合理。

2）和平面趋势高度一致。通过比较小层岩相模拟结果、小层砂泥岩比例分布图和砂体厚度图（图4）确认小层岩相模拟结果与后两者高度一致。

3）和沉积相图基本一致。砂岩对应沉积微相的分流河道、水下分流河道、河口沙坝、远沙坝—席状砂、滩和坝。

图4 3-1-2小层岩相—砂泥岩比例—砂体厚度平面图

4 属性建模技术

SKUA-GOCAD软件岩石物理属性模拟方法也包括常值法、属性描述法、确定性插值法和随机模拟法。其中随机模拟方法包括序贯高斯模拟和云变换模拟。本次岩石物理属性建模主要选择随机建模方法中的序贯高斯随机模拟方法。

4.1 相控模拟+逐层模拟

由于南八仙油气田N1-N21油气藏流体分布属于不规则边水油气藏，各油组渗透率统计规律不明显。在渗透率模拟中，除剔除异常值外，完全应用井点原始渗透率数据的分布范围，不做截断处理。

在岩相建模的基础上模拟孔隙度和渗透率，利用数据分析得到的孔隙度垂向趋势曲线和孔隙度二维趋势图进行约束。通过分析孔隙度和渗透率交汇曲线，发现孔隙度和渗透率相关性好，因此渗透率可以用孔隙度做约束。根据不同种子点得到多个模拟结果，即南八仙油气田N1-N21油气藏的多个三维孔隙度模型和多个三维渗透率模型，同时生成不同模拟结果各自对应的94个小层孔隙度平面图和渗透率平面图。

4.2 模型筛选

对孔隙度和渗透率小层模拟结果多个实现筛选的方法有算术平均或几何平均或取中值、去头去尾求平均两个。描述如下：以孔隙度为例，首先定义一个新的孔隙度属性por-calculate，初始化为0，其次计算n个孔隙度实现的0.2和0.8分位点qualtie-0.2和qualtie-0.8，分别将n个孔隙度实现与2个分位点进行比较，若比0.2分位点值小或比0.8分位点值大，则继续比较下一个实现与2个分位点，否则将该实现与5／3n相乘，将其结果累加到por-calculate，得到最终孔隙度模拟结果。本次模型筛选选用方法二。

4.3 模拟效果分析

由于以岩相作为约束条件，采用随机建模的方法模拟物性参数的分布，即使将井点物性参数作为输入条件，并非在所有收敛运算的条件下，模拟结果在井点处的数据都与原始井数据一致。这也是检验随机模拟算法是否可靠的一个硬指标。

1）模拟结果在井点处与井点完全一致。对比孔隙度模拟结果和井点孔隙度值，孔隙度随机模拟结果与井点孔隙度值完全一致。

2）模拟物性的分布特征与岩相一致。通过南八仙油气田N1-N21油气藏小层岩相研究成果与孔隙度和渗透率的模拟结果比较，可以看出孔隙度和渗透率模拟结果与地质规律一致性较好。总之，储层物性模拟结果充分尊重井点数据，与小层和岩相的分布和地质认识一致，符合成因控制学规律。说明相控储层物性建模的结果较可靠，取得了较好的效果［12］。

5 饱和度建模技术

流体饱和度模拟方法有两种，第一种是插值的方法，第二种是确定性计算方法。由于南八仙油气田流体是油气水三相，且构造复杂，对于复杂断块油气藏的三相流体饱和度模拟，应采用确定性算法进行。

5.1 流体饱和度模拟方法

由于南八仙油气田平面上断块多，纵向上层多且薄，油气分布规律受构造和岩相的双重控制，因此有必要对油气藏进行构造分区，然后再分成岩相子区域。通过将油气藏划分为众多区域，然后再逐个对各区域分别进行油、气、水三相界面标定，模型将更精细。在定义了空间流体界面的基础上，通过定义束缚水饱和度和两相过渡带来模拟三相流体饱和度。通过运行SKUA-GOCAD软件流体饱和度模拟界面，获得南八仙油气田N1-N21油气藏各个小层的油、气、水饱和度模型（图5），该模型说明南八仙油气田3-1-2小层油气藏类型为气顶、油环、边水。

图5 南八仙油气田3-1-2小层含气、含油、含水饱和度模型图

5.2 模拟效果分析

通过直观显示油、气、水三相在空间的分布情况，以及流体饱和度与构造、岩相或物性的相关性，确定检验模拟结果是否可靠，需要考虑以下两点：①含水饱和度与井点测井解释结果一致。通过与144口井全部含水饱和度测井解释结果进行对比可以发现，模拟含水饱和度与测井结果吻合。②垂向上流体分布位置合理。从流体形成规律角度检查模拟结果的正确性，要保证模拟结果与纵向上流体分布规律保持基本一致，油、气、水三相相对位置应基本合理。据此分析南八仙油气田N1-N21油气藏流体饱和度模拟结果，可见油气层基本分布在构造高点或受断层控制的半背斜高点附近。

6 模型应用

最终的地层对比结果完成后，检验连井剖面砂体分布规律、油气水分布关系是否合理一目了然，另外结合投产数据，不仅能分析分层是否合理，同时还可以分析测井解释结论是否正确，进一步深化对油气藏的认识，有效指导下一步生产工作。

6.1 指导水平井部署论证

根据地质模型指导仙平A、仙平B井地质设计，通过建立连井剖面，确定靶点深度，结合随钻跟踪，最终钻遇率均为100%，平均单井井控地质储量为1.19×108m3，平均单井日产气量是直井的1.5～2.5倍，有效提高了气田储量动用率。

6.2 指导措施井论证及产能井论证

结合气井生产数据表、射孔数据表、砂体储量动用数据表和连井剖面综合分析，确定关停气井或产量小于0.1×108m3气井的措施工作计划，同时考虑油转气井的工作计划，最终排出年度气井工作措施计划实施批次表，提高了措施有效率。同时，结合油气砂体图及储量计算成果表，优选剩余气富集区精细产能部署，产能到位率达到103%。

6.3 指导注采井组论证

结合油气井生产数据、射孔数据表、注采井组连井剖面综合分析，考虑注水井周围关停气井转油井生产，以及关停井转注，提高油井产量。

7 结论

1）通过精细储层建模研究，紧密结合南八仙油气田N1-N21油气藏的地层和砂体分布特点，使先进的随机模拟方法在解决“薄、多、散、杂”型储层空间分布中得到充分应用。

2）该研究不仅摸索出一套复杂储层的建模方法，而且将先进的SKUA-GOCAD软件在储层建模方面的技巧带给油田。

3）通过“相控”约束，利用变差函数分析对砂体的认识更加清楚，使地质研究、岩相模拟和物性参数模拟三位一体。

4）充分利用前人对储层的认识重新进行砂体展布研究，根据144口井94个小层的岩相数据，形成了94张砂体平面比例图，利用“趋势”技术，充分将各类地质认识转化为约束条件，合理模拟小层岩相的空间分布，将地质研究和储层建模紧密地结合起来，使模拟结果真实可靠。

5）设计了岩相、孔隙度和渗透率模拟多个结果的筛选方法，并在软件中通过编程语句得以实现，筛选出最优的岩相、孔隙度和渗透率模型。

6）通过两种流体饱和度方法的比较，选出了目前适合南八仙油气田油、气、水三相流体建模的方法，通过插值法，同时结合含油气面积图的约束建立了含气、含油和含水饱和度模型。