佘凌峰， 欧阳传湘， 王　萌

(长江大学 石油工程学院 油气钻采工程省重点实验室，湖北 武汉 430100)



多约束条件下的相控建模技术
——以塔中40井区CⅢ油层为例

佘凌峰， 欧阳传湘， 王萌

(长江大学 石油工程学院 油气钻采工程省重点实验室，湖北 武汉 430100)

针对塔中40井区CⅢ油层砂体展布复杂，储层非均质性强的特点，运用Petrel建模软件，采用确定性建模与随机建模结合的方法，建立了研究区块的构造模型、沉积微相模型、属性模型，其中沉积微相模型的建立采用了四种约束机制，并利用上述模型对地质储量进行复算。结果表明，塔中40井区CⅢ油层的主力储油微相为高能前滨沙坪微相，研究区第3小层的孔隙度、渗透率等物性参数明显优于1、2小层。以三维地质模型为基础计算所得的储量值客观合理，为油田的后续开发调整奠定了基础，研究成果对类似地区的相控建模研究具有很好的借鉴意义。

沉积微相模型；四种约束机制；属性模型；储量复算；塔中40井区

塔中10油田40井区位于塔里木盆地塔克拉玛干大沙漠腹地，构造上位于塔里木盆地中央隆起塔中低隆北部斜坡构造带西端的塔中40构造。研究区CⅢ油层是塔40井区的主力含油层系，在近几年的开发过程中，油藏稳产时间短，含水上升快，加上含油层数多，储层非均质性强，给油田后续开发方案的调整带来了巨大挑战，这些都是当前油藏相控建模研究面临的主要问题。

近些年来，国外有关学者针对不同的沉积环境，提出了序贯指示模拟方法、截断高斯模拟方法和示性点过程模拟方法，并由此形成了这三个主要研究方向[1]。国内有关学者通过对我国陆相储层多年的研究，在生产实践中逐步形成了一套适用于我国地质特点的储层建模技术[2-4]。目前，相控建模技术在我国许多油田都相继有了不同程度的发展与应用。

本文在塔中40井区CⅢ油层丰富的单井资料和多年储层沉积特征认识的基础上，使用Petrel建模软件，构建了研究区的地质模型，并对地质储量进行复算[5]。研究结果表明，运用该方法建立的地质模型更客观地预测了储层三维空间分布特征，在一定程度上为油田的后续开发提供了地质参考。

1　建模基础

1.1地层对比与划分

通过对岩心资料及测井资料对比分析，发现塔中40井区CIII油层含砾砂岩段自然伽玛值比上部下泥岩段低，比下部均质砂岩段稍高；电阻率值与上下地层相比明显偏高，呈不规则齿状；声波时差曲线较平稳，呈微齿状，比上下地层声波时差值总体要小。根据岩电对应关系，将塔中40井区CIII油层划分为3个小层13个单砂体，编号分别为11～14、21～26、31～33。在此基础上对各井进行砂体划分，并作联井对比闭合，最终完成小层对比与划分。

1.2储层流体空间分布

在进行定量研究储层属性三维特征之前，需要有定性的储层静态分布特征作为建模过程中的约束，以使模拟结果与地质认识不出现明显的偏差。

储层层系的精细划分勾画出了砂体的空间分布状态，根据砂体的测井解释结论就可以描述储层所含流体性质及在空间的分布状态，并作出三维空间油层连通图(见图1)。由图1可知，1、2小层内砂体中干层大量分布，有效储层基本集中在13、14、23、24单砂层内，部分单砂存在尖灭。3小层31单层基本都为干层，仅在TZ40井附近发育差油层，有效储层多分布在32、33单砂内部。

图1　塔中40井区油层连通示意图

Fig.1The connectivity of the oil layers in Tazhong 40 well block

2　储层地质建模

本次建模利用Petrel软件，采用确定性建模与井间随机模拟综合建模的思路[6-7]。对于沉积相模型，根据油田多年积累的储层静态资料，采用确定性建模的方法进行模拟；对于属性模型，则采用相控随机建模的方法进行模拟；两种方法相结合，能够较好的反映储层性质的不连续性[8-9]。

2.1构造模型的建立

构造建模主要包括断层建模、三维网格化、地层结构建模及层系剖分建模[10]。根据地震解释的断层资料确定每条断层的空间位置关系，网格化后建

立断层模型；结合井点的分层数据和地震解释的构造图，建立了各个小层的层面构造模型，建立了精度较高的三维地质结构模型。

2.2沉积微相模型的建立

从区域沉积背景来看，塔中40井区处于海侵过程中的滨岸环境。本次研究采用四种约束机制，平面上结合主要储层的沉积微相平面分布图，垂向上参考微相发育比例统计(见图2)，并参照每种沉积微相的变差函数参数(见表1)，随后与储层流体空间分布图对比校正，最终采用序贯指示模拟方法[11-13]建立沉积微相模型(见图3)。

图2　建模层位井点微相发育比例统计

Fig.2Statistics of the percentage of microfacies in well points of the research formation

沉积微相建模将研究区划分为高能前滨沙坪、低能前滨沙坪和前滨泥坪3种沉积微相。从储层物性来看，高能砂坪微相的中细砂岩物性较好，大部分为有效储层；低能砂坪微相中的粉砂岩基本都解释为干层，还有少数细砂岩或粉细砂岩也解释为干层；泥坪微相中的粉砂质泥岩或泥岩则主要作为夹层存在。

表1　CIII油层微相变差函数参数统计

将微相模拟结果与储层流体空间分布图对比，对比结果显示含油层位主要分布在13、14、23、24、32、33单砂层内，并且均为高能砂坪微相。由此可见，建立的沉积微相模型与实际地质情况较为符合，具有较高的置信度。

图3　沉积微相过井剖面分布模拟

Fig.3The simulation of the distribution of microfacies on the through-well profile

2.3属性模型的建立

在前面已经建立的构造模型和沉积微相模型的基础上，为分析砂体内部储层属性空间分布特征，分单砂层建立了孔隙度、渗透率等参数的变差函数拟合曲线[14-15]，应用序贯高斯模拟方法建立储层属性模型。13单砂层孔隙度参数和24单砂层渗透率参数的主变程方向变差函数示意图如图4所示，其主变程分别为530 m和450 m，与其他单砂层对应属性参数主方向变程值相比，该值较小，说明13和24两个单砂层的渗透率、孔隙度参数具有较差的空间分布相关性，即两个主力含油层位非均质性比较严重。

图4　13单砂层孔隙度和24单砂层渗透率平面变差函数

Fig.4Variograms of 13layer (variable for porosity) and 24layer(variable for permeability)

分不同单砂体进行数据分析，得到相应的变差函数模型，在此基础上进行孔隙度、渗透率的模拟并得到相应的属性模型(见图5)。通过对模型分析可知，1、2小层的平均孔隙度为5%，平均渗透率为8×10-3μm2；3小层的平均孔隙度为11%，平均渗透率为17×10-3μm2，1、2小层的物性明显差于下部的第3小层。通过与取心井岩心物性分析统计数据对比，发现物性参数分布较为吻合，说明了物性模型的合理性和可靠性。

图5　塔中40井区CIII油层孔隙度与渗透率模型三维栅状图

Fig.5Fence diagrams of porosity and permeability model of CIII formation,Tazhong 40 well block

3　储量计算

根据试油、试采资料，将研究区块纵向上的三个小层划分为三套油气水系统，每个小层有各自独立的油气水界面。调用Petrel建模软件中“Volume Calculation”模块，通过对每个小层单独设定油气水界面，并通过属性模型输入孔隙度、净毛比，并结合油藏的各项体积计算所需的参数，计算出地质储量为370.8×104t，与塔中40井区CIII油层的探明储量值393.4×104t相比，该值较小，减小约5.7%(见表1)。分析认为，运用地质模型计算所得储量值偏小的主要原因是随机模拟建立的地质模型细分了储量计算单元，采用了更符合实际的储量参数。

表2　塔中40井区CIII油层探明储量与模型法计算地质储量结果

综上所述，本文建立的地质模型为基础计算所得的地质储量，与油田多年研究所认可的地质储量较为接近，由此说明利用相控建模方法进行储量计算能充分考虑到储层的非均质性，从而提高储量计算精度。

4　结论

(1) 高能前滨沙坪微相孔、渗物性较好，为研究区的主要储油微相。

(2) 沉积微相建模采用了沉积微相平面分布图、垂向百分比、变差函数参数以及储层流体空间分布四种机制进行约束，从整体提升了模型与实际地质情况的契合度。

(3) 应用序贯高斯模拟建立的研究区物性模型显示第3小层的物性明显优于1、2小层，为主要的储油层位。

(4) 应用Petrel建模软件中“Volume Calcula-tion”模块对储量进行计算，将细化处理后的模型网格作为计算单元，提供了更为精细的储层信息，充分考虑储层参数的非均质性，从而很大程度提高计算结果的准确性。

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(编辑闫玉玲)

Facies-Controlled Modeling Technology under Multifactor Control： A Case Study of CⅢ Formation, Tazhong 40 Well Block

She Lingfeng， Ouyang Chuanxiang， Wang Meng

(OilandGasDrillingandProductionEngineeringProvincicalKeyLab.,PetroleumEngineeringInstitute,YangtzeUniversity,WuhanHubei430100,China)

Distribution of sand body in CⅢ Formation Tazhong 40 well block is complicated and reservoir heterogeneity is strong. Taking deterministic modeling and stochastic modeling method into consideration, the structural model, sedimentary microfacies model and attribute model controlled by microfacies of CⅢ Formation Tazhong 40 well block were established by Petrel software in which the sedimentary microfacies model was established under four restrained mechanisms, then the recalculation of the geological reserves was also completed on the basis of the models. Research shows that the microfacies which can store the oil was dominated by high-energy foreshore sandsheet, the porosity and permeability of the third layer were better than that of the first and second layer in research area obviously. What's more, the value of geological reserves calculated by three-dimensional geological model was objective and reasonable, which layed the foundation for further development and adjustment of CⅢ Formation Tazhong 40 well block. In general, it owned

ignificance for the application of facies-controlled modeling insimilar area.

Sedimentary microfacies model; Four restrained mechanisms; Attribute model;Recalculation of the geological reserves; Tazhong 40 well block

1006-396X(2016)03-0043-05

2015-11-13

2016-05-04

中国石油天然气股份有限公司科研项目资助(2010H0142-2)。

佘凌峰(1991-)，男，硕士研究生，从事精细油藏描述等方面的研究；E-mail: shelingfenger@163.com。

欧阳传湘(1964-)，男，硕士，教授，从事稠油油藏开采技术和油气层保护技术研究；E-mail: 185867671@qq.com。

TE122

Adoi:10.3969/j.issn.1006-396X.2016.03.009

投稿网址：http://journal.lnpu.edu.cn