地质约束条件下的致密储层地质建模研究——以七里村油田柴上塬区长6油层组为例

汤延帅，汪 洋，高建武，姜 锐，赵靖舟

(1.延长油田股份有限公司 七里村采油厂，陕西 延安 716000； 2.西安石油大学 地球科学与工程学院，陕西 西安 710065)

引 言

目前在储层成因、储层构型、建模方法、约束条件方面的研究取得了很大进步[1-4]，然而多是宏观、定性或半定量的认识，随着油气藏开发程度的增加，致密储层表征向着精细化、定量化发展，储层三维地质建模为更加全面、定量表征储层空间发育特征提供了良好的手段。在地质建模研究中如何提高模型与地质认识的耦合度及精准度一直是个难题，通过国内外文献调研认为，提高地质模型的精准度重点在于地质约束[5-7]。目前的地质建模中地质约束建模、变差函数优选以及特征值参数选取方面研究依然较为薄弱，特别是夹层变差函数。本文以鄂尔多斯盆地七里村油田柴上塬区地质建模为例，提出结合地质约束的精细地质建模思路，探讨变差函数的优选及变差函数特征值分析方法。

1 区域地质概况

七里村油田柴上塬区位于鄂尔多斯盆东北部陕北斜坡构造单元上，是延长油田最早的区块之一，多年勘探开发积累了大量的钻井、测井、实验测试分析及生产资料。研究区占地面积约38 km2，井距70～270 m，井网密度大，构造平缓，长6储层裂缝不发育，有利于高精度的三维地质建模研究。研究区长6油藏属于岩性油气藏，具有典型的低孔、低渗特征，油藏大面积准连续分布[8-11]，开发难度大。研究区自2010年开始注水开发，但注水开发效果并不理想。注水开发为建模后期验证砂体连通性提供了证据，对研究区在物源、沉积相、成岩作用、物性特征、成藏机理都有了一定的认识[12-16]，然而多是储层宏观性质的描述，定量精细表征优质储层空间分布规律与非均质性的研究却较为薄弱。

2 建立地层格架

研究区长6段根据沉积旋回可划分为4个亚层、12个小层，发育3～4套凝灰岩标志层，其中K4段标志层在研究区发育较差，识别难度大。根据标志层及沉积旋回组合特征对长6段地层进行划分对比，结合钻井资料及陕北斜坡构造背景建立地层格架(图1)，结果显示各小层厚度稳定，研究区长6段构造总体较为简单，表现为一平缓的西倾单斜，东西高差64～66 m，坡降约6.64 m/km，局部发育多个低幅度的鼻隆与鼻凹，构造幅度10～15 m，小层构造特征继承性强。

图1 研究区长6段地层格架Fig.1 Stratigraphic framework of Chang 6 member in the study area

3 砂岩、泥岩地球物理响应特征

岩相或者相的解释准确度及精度直接影响后续建模数据的质量，确定岩性与电性之间的关系是建模中重要的一步，由于研究区无地震资料，因此，采用测井组合特征来确定岩性，在岩心归位的基础上，精细研究岩性与电性之间的关系。

3.1 砂岩

研究区砂岩测井曲线特征表现为低自然伽马，为30～140 API(一般在60～100 API)。自然电位曲线表现为因为砂岩渗透性而导致扩散电动势增大的正异常，砂岩的自然电位值主要在-35～30 mV，高声波时差(一般大于215 μs/m)，在含有油气的情况下，微电位、微梯度测井曲线有明显的幅度差。

3.2 泥岩

研究区泥岩测井曲线特征表现为高自然伽马，其值一般在92～115 API(主体区域在100 API左右)，井径曲线表现为由于井壁垮塌而造成的扩径特征。在研究区选择淡水泥浆，自然电位曲线表现为正异常，自然电位值在56～80 mV(泥岩基线值一般在60 mV左右)，微电位、微梯度测井曲线无幅度差或微幅度差。电阻率相对较低，声波时差较低一般低于215 μs/m。

4 地质知识库的建立

研究区物源主要来自盆地西南部与南部，长6段属于三角洲前缘[17-19]，大量岩心观察表明，研究区主要发育灰白-灰色粉砂岩、中砂岩以及黑色泥岩，砂岩中多发育平行层理及小型交错层理，泥岩中多发育碳质条带以及植物根茎化石，砂、泥岩分界处多发育黄铁矿，方解石脉也较为发育(表1)。

表1 柴上塬区长6储层特征Tab.1 Characteristics of Chang 6 reservoir in Chaishangyuan area

砂岩主要为长石砂岩，分选中等，长石、石英体积分数平均值分别为20.56%、58.32%，岩石平均粒径0.18 mm，孔隙类型主要包括粒间孔、溶蚀孔及少量的微裂缝，孔吼半径主要分布在0.01～0.1 μm与0.1～10 μm这2个区间，以纳米孔为主，孔吼的分布特征主要表现为单峰型与双峰型，储层排驱压力在0.005～12.300 MPa，平均2.94 MPa，中值压力在2.39～95.57 MPa，平均13.21 MPa，长6油层平均孔隙度7.6%，平均渗透率为0.37×10-3μm2(表1)，属于低孔、低渗储层，储层非均质性极强。

研究区测井资料丰富，井间对比性好，为精细研究各小层砂体分布规律及沉积特征，精细分析了密井网垂直于物源剖面和顺物源砂体连井剖面，研究认为工区砂体具有厚度小、延伸距离短、砂体间夹层发育的特征，各个小层之间砂体空间构型、砂体几何特征差异明显，空间非均质性强。主力层位长614与长622通常发育1～3套相对厚层的砂体(图2)，砂体长度大、稳定性好，砂体间多发育泥质、钙质隔层，其中长622段单砂体平均厚度平均约8.3 m，厚度大、稳定性好，连续长度通常达到5井距左右，砂体构型上表现为多期河道砂体多为堆叠、侧叠分布，主力层位地质储量占长6油藏的50.2%，是研究区的最主要的储集层，其他层位砂体发育程度比主力层位差，剖面上延续长度通常小于4个井距，砂体构型特征表现为单期河道沉积形成的孤立型河道砂体，特别是长632以下层位，砂体空间上分布不稳定性极差，砂体构型表现为孤立状，研究区岩心观察以及实际开发经验表明，长632以下层位含油性差，难以成为有效储层，岩心含油级别多为不含油或油迹，滴在岩心表面的水滴能够渗入，地质储量占比低，占长6总储量的2.9%，射孔数量占长6段射孔总量的8.6%。隔层厚度主要在1～2 m，井间连续性差，连续长度通常小于2个井距，空间上分布十分不稳定，主要发育在多期河道堆叠成因的厚砂体中。

图2 长6段顺物源砂体连井剖面Fig.2 Sand body well-connecting profile of Chang 6 member in the direction of sources

5 建模方法优选与变差函数论证分析

5.1 优选建模分析

为使建立的地质模型更加符合地质认识，对建模方法进行优选。 建模技术自建立以来已经开发出多种完善的建模方法[20-21]，根据模拟数据的类型、分布特征的不同，随机性建模分离散型模型和连续型模型两类。离散模型用来描述具有离散特性的地质特征，主要用于相建模，包括沉积相、岩相、隔夹层等，主要方法包括序贯指示模拟、标识点模拟、马尔柯夫随机域模拟、多点地质统计方法。其中序贯指示模拟方法在鄂尔多斯盆地广泛应用且具有较好效果[22-23]，序贯指示方法在隔夹层、顶底板以及相建模具有良好的效果[15,24]。

序贯指示模拟是一种以克里金为基础的模拟方法，进行模拟时需先将数据分布转换为自然分布，然后再进行建模，建立的模型连续性好，忠实于原数据、保持数据相关性以及空间结构性，能够模拟出确切的边界，该方法能能够较好地模拟储层的空间分布规律及非均质性[25-27]。本次建模采用序贯指示模拟方法建立岩相模型。岩相建模适用于开发程度高、井网密度较大或沉积微相分布规律并不清楚的情况[28-30]，采用岩相模型为约束条件建立后续的物性模型。

连续型模型用来描述储层参数在三维空间中连续变化的特征参数，主要方法有序贯指示方法、传统内插值法、多点地质统计法、分形几何模拟、退火模拟及克里金方法。本次采用序贯高斯模拟方法建立物性模型。序贯高斯模拟方法在处理模型中的奇异值时与其他模拟方法相比，可以平滑局部地区出现的极值，使数据分布更加平滑、不失真，使预测更连续、精度高、计算效率高、尊重原始数据、模拟的结果保持数据空间结构与分布特征。

5.2 变差函数论证分析

变差函数是指属性变量的增量的方差，反映区域性变量之间随距离变化的变异性，是随机性建模必要的数学工具，表达公式为

其中：γ(h)代表距离为h时两点之间的变差函数值。为了计算某个方向的变差函数，通常要设置搜索步长h，然后计算若干个步长对应的变差函数值，最终拟合变差函数。为了使得每次搜索都有意义，变差函数的步长通常设置为平均井距或者大于平均井距。变差函数的模拟精度与每次参加模拟的点数成正比，搜索距离太小会因参加模拟的点数不足从而导致模拟出的变差函数准确度不高[31]，我国学者研究认为将搜索半径设置为工区距离最远的两口井距离的一半。

变差函数对于方向具有很强的敏感性，主变程方向选取在变差函数分析中尤为重要，主变程方向是属性连续性最好的方向，一般确定为沉积相带的展布方向、对应属性等值线、趋势线变化最慢方向或物源方向。研究区沉积相整体呈北西—南东向展布，因此，选取北西—南东向作为建模的主变程方向。

变差函数特征值包括变程、拱高、块金常数，变差函数变程反映的是两点参数之间具有相关性的有效距离，变差函数通过主方向、次方向、以及垂直变程来控制区域变量的空间分布，变程的实际选择要受到地质认识的约束，过大或者过小变程都会导致建立的模型与实际地质情况不相符，如建立砂岩的岩相模型时主变程的大小通常不大于砂体长度，拱高表示参数变化的快慢，块金值表示最小取样点时的变异性，在建模中块金值通常设置为0。

变差函数的类型有球状模型、指数模型以及高斯模型，球状模型适用于变异性强的参数，球状模型的到达基台值的变程小于指数模型与高斯模型(图3)，拟合变差函数时能快速到达基台值，适合模型空间相关性差的物性模型，高斯模型相比指数模型、球状模型对于距离的敏感性更弱，达到线性无关需要的变程更大，能够考虑顾及到空间上距离较远的点，用于模拟沉积相或岩相分布特征具有很好的效果。

图3 长622孔隙度不同类型变差函数对比Fig.3 Comparison of different semivariances of porosity of Change 622 layer

5.3 地质约束的建立

地质约束是指将建立的地质知识库和不同参数间的定性、定量关系用于地质建模来约束建模结果，主要可分为输入、输出基础参数和变差函数两个方面。首先输入、输出基础参数方面， 建模所需要的重要输入参数包括构造数据、岩性数据、物性数据、饱和度数据等。岩相数据具有一定的突变性，研究区岩性主要为砂、泥岩， 自然伽马曲线响应较为敏感，因此， 采用自然伽马曲线作为约束条件以提高岩相模型空间的准确性。实验测试物性、饱和度数据量较少，不能满足建模需要， 因此，需要采用测井曲线回归解释物性， 测井解释数据和模型输出数据的分布特征应与实测物性相一致。变差函数方面，变差函数参数选取的准确性决定模型的质量，主变程方向与研究区物源方向、沉积相展布方向一致，岩相建模中主变程值不小于砂体的平均连续长度，垂向变程值不小于平均单砂体厚度，物性模型建立应在岩性模型的约束条件下以保证沉积相对于物性的控制。

6 三维地质建模

采用petrol建模软件对研究区长6段进行地质建模，为能够保证建模精度，平面采用25 m×25 m为一个网格单元，垂向上对主力层位精细划分，单网格厚度0.5 m，非主力层单网格厚度设置为各小层最薄砂体厚度，总网格数340×356×111个。

6.1 岩相模型

Damsleth等[32]在北海油田高非均质性气藏建模时提出储层建模的“两段式”，首先建立相模型，然后在相模型的条件下建立后续模型。“两段式”建模的“相”模型一般是指沉积相模型与岩相模型。两种相模型都有各自的适用性与优缺点。沉积相模型通常用于钻井、测井资料较少时的建模研究，沉积微相一定程度可以决定宏观砂体、物性在空间上的展布，对初期开发有指导作用。岩相模型主要用于钻井、测井资料较为丰富的中后期建模研究，通过岩相划分可以直接表征砂、泥岩在空间的展布特征。用砂体的空间分布特征对后续物性、饱和度模型进行约束，比沉积相模型控制作用更强，同时相模型建立的准确程度依赖于测井解释沉积相或者岩相解释的准确度，研究区平均井距147 m，井密度较大，因此，对研究区进行岩相建模。首先根据研究区砂、泥岩地球物理响应特征建立测井解释模型，然后对全区测井曲线进行砂、泥岩相解释。岩相模型的准确性对后续相控物性模型的建立具有很大影响。使用测井解释的砂、泥数据采用序贯指示模拟方法结合井点约束与砂体横向概率约束建立研究区岩相模型(图4)。

图4 长6段岩相模型Fig.4 Lithofacies model of Chang 6 member

6.2 物性模型

物性模型是储层三维地质模型的重点，物性模型能够表征储层物性的空间分布规律，储层的孔隙度与渗透率表示储层的储集能力与流体的产出能力，与油水运动规律关系密切，特别是渗透率模型在后期数字模拟中具有重要意义。对正态变换后的测井曲线进行粗化处理，采用序贯高斯模拟方法结合相控约束，并采用粗化后的声波时差曲线协同模拟建立研究区孔隙度模型(图5)，采用序贯高斯模拟方法，结合相控约束，并采用孔隙度模型协同模拟建立研究区渗透率模型(图6)。

图5 长6孔隙度模型Fig.5 Porosity model of Chang 6 member

图6 长6渗透率模型Fig.6 Permeability model of Chang 6 member

6.3 含油饱和度模型

含油饱和度模型与储量计算密切相关，含油饱和度表征储层的含油气性。 采用阿尔奇公式计算得到每口井的饱和度数据，对泥岩相数据点进行饱和度赋值为0%，然后对数据进行粗化处理。由阿尔奇公式可知孔隙度的发育程度与含油性具有正相关关系，所以采用岩相与孔隙度模型双重约束下的序贯高斯方法建立研究区长6段饱和度模型(图7)。

图7 长6段含油饱和度模型Fig.7 Oil saturation model of Chang 6 member

7 建模结果验证

地质建模的结果要符合地质认识，检验所建地质建模计算得出的地质储量、孔隙度、渗透率、含油饱和度是否与现今地质认识相一致，综合对比研究区地质建模质量与油田容积法计算的探明地质储量(图8)，结果显示，模型中各小层储量与实际探明地质储量相差较小，绝对误差小于5%。综合分析认为，容积法计算储量确定有效砂体时不考虑隔层在空间分布的局限性，导致参与计算有效砂体体积减小。模型中各小层物性与含油性分布特征与地质认识相一致，绝对误差2%。从油田现今开发情况来看，研究区相对高产单井主要分布在东北部、西部及西南部，西北部及东南部相对低产，这与地质建模结果一致，本次建模的准确度较高，可以作为后期开发调整的依据。

图8 长6段储量、孔隙度、渗透率、含油饱和度原始数据与模型数据频率分布直方图Fig.8 Frequency distribution histograms of raw data and model data of reserves,porosity, permeability and oil saturation of Chang 6 member

8 结 论

(1)研究区长6段地层可对比性强，构造简单，局部多发育低幅度鼻隆与鼻凹，砂岩、泥岩地球物理响应特征明显，易于区分，不同层位砂体发育程度差别较大，主力层位通常发育多套厚砂体，且空间上连通性较好。

(2)高斯模型能够考虑距离相对较远的采样点的贡献，用于建立岩相模型效果较好，球状模型适宜建立物性模型，结合地质知识，采用多种约束条件建立的地质模型准确度高，最终建立的精细地质模型与实际地质认识的各小层储量、物性分布特征基本一致。