储层地质建模方法

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中外科技情报储层地质建模方法摘要：储层地质建模是为了定量地表征各种储层的空间几何形态及物性特征，最终为计算机模拟提供一个客观的、切合实际的储层地质模型。当前国内外储层地质建模的总体思路和方法基本上是一致的，即在广泛收集地质（包括露头、钻井及综合测试）、地震及测井资料的基础上，利用沉积学、储层地质学和一系列数学方法（包括地质统计学、分形几何学、随机数学、模糊数学等）来定量表征二维或三维储层的宏观几何形态及内部特性参数的空间变化，最终利用计算机来动态地模拟储层的空间变化特征。一、储层地质建模方法目前建立储层地质模型的方法主要有确定性建模、随机建模。其中随机建模是近年来国内外研究的一个热点。近几年，又出现了综合确定性建模和随机建模两种方法的约束建模。1确定性建模确定性建模是对井间未知区给出确定性的预测结果，即从已知确定性资料的控制点（如井点）出发，推测出点间（如井间）确定的、惟一的和真实的储层参数。主要手段是利用地震资料、水平井资料、露头类比资料和密井网资料。目前，确定性建模所应用的储层预测方法主要有：储层地震学建模、储层测井地质建模、水平井建模和露头原型模型建模。（1）储层地震学建模储层地震学方法主要是应用地震资料研究储层的几何形态、岩性及参数的分布，即从已知井点出发，应用地震横向预测技术进行井间参数预测，并建立储层的三维地质模型。以高分辨率的三维地震为基础，利用其覆盖率高的优势，可以直接追踪井间砂体和求取储层参数。该方法主要包括三维地震和井间地震方法。目前遇到的关键问题是分辨率还满足不了油田开发研究单砂体的要求。但对其前景大家都寄以很大的厚望。（2）储层测井地质建模储层测井地质建模主要是应用储层沉积学方法，在高分辨率等时地层对比及沉积模式基础上，通过井间砂体对比建立储层结构模型。井间砂体对比是在沉积模式和单井相分析的基础上进行的。传统对比方法主要依据井间测井曲线的相似性或差异性来进行井间砂体解释。（3）其它方法—4— 中外科技情报①水平井建模水平井沿着储层走向或倾向钻井，直接取得储层侧向或沿层变化的参数，基此可以建立确定性的储层模型。水平井的钻井技术和经济可行性目前已经解决，但是水平井很难进行连续取心，而且需要依赖井的测井信息。由于测井解释技术所限，仍然存在一些不确定因素。目前这种技术仍处在攻关阶段（见图1和2）。图1图2表1精细露头储层研究的思路与工作流程123456精细露头储层沉积非均质性储层沉积非均质性储层成岩储层研究（一）（二）非均质性储层物性成果的理论支沉积体系分析砂体内部构成及等级非均质性撑点界面分析1.层序地1.建立盆地的等时地层格1.典型砂体三维几何形1.成岩史1.野外取样与室内测试1.建立沉积层分析法架态的详细追索研究2.流体流动单元划分体系模型2.沉积体2.岩石成因标志研究，识2.单砂体沉积剖面写实2.成岩类3.孔隙类型与结构分析2.建立砂体系分析法别和划分成因相3.砂体内部各级界面和型4.储层物性不均一分析内部构成3.砂体内3.垂向层序剖面控制和大构成单位的识别和划3.成岩不规律格架模型部构成及剖面沉积写实分均一性分5.储层物性不均一分布3.建立储层等级界面4.各种成因相三维形态追4.各级构成单位沉积不析的地质影响因素分析地质模型分析法索均一性分析4.划分岩6.去成岩不均一性校4.层序结5.成因相空间配置研究5.沉积不均一性成因分石物理相正，恢复纯沉积作用控构分析法6.古流分析析制下的储层非均质响应7.生物作用研究6.建立储层砂体内部构规律8.典型砂体的选择成架模型②露头原型模型建模近年来国内外研究者积极倡导重返露头，建立露头精细地质模型，调查砂体几何形态、砂体内部建筑结构，积累露头调查的定量知识，以期将—5— 中外科技情报露头调查研究结果应用于地下，如林克湖等在青海油砂山地区的研究就是以露头资料为知识库，建立地质模型的实例。露头储层研究的方法是使用高分辨率层序地层学、储层沉积学和沉积动力学（岩石相、砂体成因单元、沉积体系）和层次结构分析；研究手段主要是露头实测（包括航拍和照片镶嵌）、取样（通常10×10×8厘米）和大剖面写实。表1给出了精细露头储层研究的思路与工作流程。表2给出了国外精细研究的一些典型河流、三角洲露头与现代沉积。表2国外精细研究的一些典型河流、三角洲露头与现代沉积序号露头或现代沉积名称露头或现代沉积地点露头或现代沉积类型1GYPSY露头美国俄克拉何马州曲流河2FERRON砂岩美国犹他州河流-三角洲（高水位体系）3FALL河组露头美国怀俄明州东部河流-三角洲（低水位体系）4FRONTIER组FREWENSCASTLE砂岩美国怀俄明州BIGHORN山东部潮汐三角洲5BUNTSANDSTEIN露头西班牙BIGHORN盆地河流6YORKSHIRE砂岩露头英国YORKSHIRE郡河流7喜马拉雅前渊盆地中新世CHINJI露头巴基斯坦北部辫状河8STATFJORD油田STATFJORD组储层北海河流9MESAVERDE砂岩露头美国科罗拉多州西北部曲流河10丹佛盆地侏罗系砂岩露头美国科罗拉多河流11密西西比河曲流带美国曲流河（现代）12KOSI巨型扇尼泊尔-印度湿扇-辫状河（现代）13下白垩统MUDDYJ砂岩露头三角洲14TIRRAWARRA油田三角洲15尼日利亚第三纪三角洲三角洲16尼日利亚现代三角洲三角洲17尼日尔三角洲三角洲18内蒙古岱海三角洲三角洲19东非裂谷系MALAWI湖三角洲三角洲20EDWARDS组白垩系碳酸盐岩储层露头美国德克萨斯州三角洲21POCAHONTAS河流相储层露头美国肯塔基州河流22JACKFORK浊流相储层楼梯美国阿肯色州河流THAILANDGULF第三系深切河23泰国河流谷储层露头2随机建模随机建模是国际上近20年来兴起的、发展很快的一项热门技术。储层随机模拟是以已知信息为基础，以随机函数为理论，应用随机模拟方法，产生可选的、等概率的储层模型的方法。其主要思路是：选择储层砂体在地面出露的露头，进行详细测量和描述，取样密度达到几十厘—6— 中外科技情报米的网络（1×1平方英尺），把这类砂体的储层物性（如渗透率）的空间分布原原本本地揭示出来，以此作为原型模型。从中利用地质统计技术寻找其物性空间分布的统计规律，以此统计规律就可以去预测井下各类储层的物性分布。国外一些主要石油科研机构、院校和油公司都在开展这一工作。根据研究对象的随机特征，将随机建模模型分为离散型模型和连续型模型。两种模型的特征及适用条件见表3。表3离散型与连续型模型的特征与适用条件随机模型特征适用条件代表方法离散型用于描述具有离散砂体分布，隔层的分布，岩石类型的标点过程、截断高斯随机域、模型性质的地质特征分布，裂缝和断层的分布、大小、方马尔柯夫随机域和二点直方位等图等连续型用来描述储层参数孔隙度、渗透率、流体饱和度的空间高斯域、分型随机域等模型连续变化的特征分布随机建模方法承认控制点以外的储层参数具有一定的不确定性，即具有一定的随机性。根据模拟单元的不同（Deautch等人提出），随机建模方法一般可分为3大类，即基于目标的方法（即以目标物体为基本模拟单元）、基于像元的方法（即以像元为基本模拟单元）和结合2种以上随机建模方法的综合方法。这些方法较为成熟，可用于条件模拟。（1）以目标物体为模拟单元的方法该方法主要描述各种离散性地质特征的空间分布，如沉积微相、岩石相、流动单元、裂缝、断层及夹层等地质特征的空间分布，建立离散模型。主要的方法有示点过程法（布尔方法）和随机成因模拟法。①示点过程法与应用条件1）示点过程法示点过程法是根据点过程的概率定律，按照空间中几何物体的分布规律产生这些物体的中心点的空间分布，然后将物体性质（如物体几何形状、大小、方向等）标注于各点之上。从地质统计学角度来讲，示点过程模拟是模拟物体点（points）及其性质（marks）在三维空间的联合分布。2）优点示点过程法的优点是运算速度快，方法简单和容易理解。3）应用条件—7— 中外科技情报这种方法适合于具有背景相的目标（物体或相）模拟，如冲积体系的河道和决口扇（其背景相为泛滥平原）、三角洲分流河道和河口坝（其背景相为河道间和湖相泥岩）、浊积扇中的浊积水道（其背景相为深水泥岩）、滨浅海障壁砂坝、潮汐水道（其背景相为泻湖或浅海泥岩）等。另外，砂体中的非渗透泥岩夹层、非渗透胶结带、断层、裂缝均可利用此方法来模拟。（2）以像元为模拟单元的方法①高斯随机域模拟高斯随机域是最经典的随机函数模型。该模型的最大特征是随机变量符合高斯分布（正态分布）。在实际应用中，首先将区域化变量（如孔隙度、渗透率）进行正态得分变换（变换为高斯分布），然后再通过变差函数获取变换后随机变量的条件概率分布函数，从条件概率分布函数中随机地提取分位数，得到正态得分模拟实现，最后将模拟结果进行反变换，最终得到随机变量的模拟实现。这种模拟可以采用多种算法，如序贯模拟、误差模拟（如转向带法）、概率场模拟等。②截断高斯随机域模拟1）截断高斯随机域截断高斯随机域属于离散随机模型，用于分析离散型或类型变量。模拟过程是通过一系列门槛值及截断规则网格中的三维连续变量而建立离散物体的三维分布。2）优点该方法的优点是：a易于实现，速度快；b可在模拟中考虑地质因素；c可以对模拟结果进行条件限制，使之与条件数据相吻合。3）应用条件由于离散物体的分布取决于一系列门槛值对连续变量的截断，因此，模拟实现中的相分布是排序的。这一方法适合于相带呈排序分布的沉积相模拟，如三角洲（平原、前缘和前三角洲）、呈同心分布的湖相及滨面相（上滨、中滨、下滨）的随机模拟。③指示模拟1）指示模拟指示模拟既可用于离散的类型变量，又可用于离散化的连续变量类别—8— 中外科技情报的随机模拟。指示模拟的重要基础是指示变换和指示克里金。指示变换的最大优点是可将软数据（如试井解释、地质推理和解释）进行编码，因而可使其参与随机模拟。2）优缺点指示模拟的优点是适合于各种类型空间结构的数据，而不像其它方法那样假定数据来自某种特定分布，也就是说，对于具有不同连续性分布的类型变量（相），可指定不同的变差函数，从而可建立各向异性的模拟图像；不用去掉某些特异值就能处理各种数据；模拟条件的施加是在构造模拟场过程中而不是像转向带法那样先产生非条件分布，在用克里金法把它转化为条件分布。另外，指示模拟除可以忠实于硬数据（如井数据）外，还可以忠实于软数据。缺点是：a模拟结果有时并不能很好地恢复输入的变差函数；b在条件数据点较少且模拟目标各向异性较强时，难以计算各类型变量的变差函数；c不能很好地恢复指定的模拟目标的几何形态（尤其是相边界），一些类型变量是以一个或几个像元为单元零星地分布。3）应用条件该方法特别适合于岩石渗透率这样具有特异值的数据，而且适于定性数据的模拟，具有广泛的适用性。④马尔柯夫随机域模拟1）马尔柯夫随机域马尔柯夫随机域既可用于离散物体，亦可用于离散化连续变量类别的随机模拟。其基本性质是某一像元、某类型变量条件概率仅取决于邻近像元的值。在实际应用中，条件概率常表达为邻近像元之间相互关联的指数函数。模拟算法常采用迭代算法（如MetropoliS－Hastings算法），开始时给定一个非相关的初始图像，然后逐步进行迭代，直到满足指定的条件概率分布为止。90年代初又提出了用于相和岩性模拟的半马尔柯夫随机域（Tjelmeland，和Holen，1993年）模型。在该模型中，像元岩性不是取决于局部邻区，而是取决于较大的区域。输入参数包括类型变量的分布范围、边界关系、各类型变量的含量等。如浅海沉积、三角洲沉积的砂、泥岩空间分布、较大规模的泥岩屏障带等。2）两种方法优缺点两种方法的优点在于，再现每一种状态复杂的非均质性能力较强，适—9— 中外科技情报合于镶嵌状分布的相（或岩性）的随机模拟以及单一类型的相或岩性分布（如砂体内钙质胶结层的分布）。其缺点是：条件概率的确定相当复杂，特别是在条件数据有限时更为困难；难以很好地恢复相的几何形态；难以应用软数据（虽然很容易忠实硬数据）；模拟收敛很慢。3）应用条件目前这类模型应用很少，且主要限于二维空间。⑤二点直方图法的随机模拟1）二点直方图二点直方图主要用于类型变量的随机模拟，它属于二点统计学的范畴。其主要特征是在空间范围内2个相距一定距离的像元分属于不同类型变量的转换概率分布，在特定偏移距所有两元类型变量的转移概率即构成二点直方图模型，主要应用优化算法（如模拟退火）进行随机模拟。由于转换概率的计算在条件数据有限时很难进行，所以在实际应用中要有一个与待模拟地区地质条件相近的、数据密度较高的原型模型（或叫训待图像）。2）应用条件二点直方图适用于镶嵌状分布的沉积相（或岩性）的随机模拟，亦可用于只有2个相的沉积相的随机模拟。在实际应用中，二点直方图常应用于模拟退火中作为其他随机实现的后处理，但亦不能很好地恢复相几何形态。⑥分形随机域模拟分形随机域的最大特征是局部与整体的相似性。在分形模拟中，主要应用统计自相似性，即任一规模上变量的方差与其他规模上变量的方差成正比，其比率取决于分形维数（或间断指数）。（3）综合方法结合2种或2种以上的随机方法建模，例如用布尔方法建立相模型，用序贯高斯模拟岩石物性。通过综合方法可以消除各种方法单独使用的缺陷。（4）动态地质建模该方法是壳牌公司的Kortekass概括了当前世界上关于油藏地质建模的经验，提出的建立动态、集成化油藏模型的新概念和技术方法。该方法强调把动态资料以至数值模拟技术等应用于油藏建模，从而使建立的地质模型更加符合油藏的实际情况，并且要随着油田开发中资料的增多和新的获得而不断更新。这种新方法包括一系列获得和运用各种所需资料的技术和方法，包括地质、地质统计、地震、测井、岩心和流体分析、试井、驱替—10— 中外科技情报特征以及网格的细分和粗化、拟函数的应用等，但关键是使所建立的地质模型更加符合油藏的实际情况，而且还可以加快建模的过程。3储层地质建模的原则我国含油气盆地类型多，储层以陆相碎屑岩及海相碳酸盐岩为主，储层成因复杂，非均质性严重。如河流、三角洲及冲积扇等环境形成的储层，在纵横向上相变快，不同规模的非均质性严重。因此，对这类储层进行勘探与开发，将面临储层非均质性的问题。为了建立尽量符合地质实际情况的储层模型，针对我国储层的特点，制定如下建模原则。（1）确定性建模与随机建模相结合的原则确定性建模是根据确定性资料，推测出井间确定的、惟一的储层特征分布。而随机建模是对井间未知区应用随机模拟方法建立可选的、等概率的储层地质模型。应用随机建模方法，可建立一簇等概率的储层三维模型，因而可评价储层的不确定性，进一步把握并监测储层的变化。在实际建模的过程中，为了尽量降低模型中的不确定性，应尽量应用确定性信息来限定随机建模的过程，这就是随机建模与确定性建模相结合的建模思路。（2）等时建模原则沉积地质体是在不同的时间段形成的。为了提高建模精度，在建模过程中应进行等时地质约束，即应用高分辨率层序地层学原理确定等时界面，并利用等时界面将沉积体划分为若干等时层。在建模时，按层建模，然后再将其组合为统一的三维沉积模型。同时，针对不同的等时层输入反映各自地质特征的不同的建模参数，这样可使所建模型能更客观地反映地质实际。（3）相控储层建模原则相控建模，即首先建立沉积相、储层结构或流动单元模型，然后根据不同沉积相（砂体类型或流动单元）的储层参数定量分布规律，分相（砂体类型或流动单元）进行井间插值或随机模拟，进而建立储层参数分布模型。二、国内外储层地质建模的研究现状和进展1国外的研究现状和进展（1）研究现状目前国外学者主要从储层的物理特性和空间特性两方面进行研究。一方面是通过现代沉积考察、露头储层描述和井间地质研究来建立一维或二维储层地质知识库和原始地质模型，结合成岩作用的演变规律，利用分形—11— 中外科技情报和地质统计学方法建立多种经验公式来描述储层的物性特征；另一方面，结合沉积体的成因单元和界面分级揭示其模型的空间特性，利用高分辨率地震技术对储层进行横向追踪，以达到预测砂体空间展布的目的。随着地震、测井资料数字处理技术和计算机技术的发展，形成了开发地球物理和储层地球物理等新技术，大大提高了地震、测井资料的质量，为定量描述三维空间的储层特征提供了优质的资料。国外一些地球物理公司（如GGG、GSI）正从事这方面的研究，并已取得较明显的效果。但对不同成因盆地油气储层的次生孔隙定量研究和预测仍处在探索阶段。目前国外已建立的重要储层地质模型有：定量流动模型、储层结构模型、储层非均质模型和岩石物性物理模型。表4已开发的系列用于储层模拟技术的较为成熟的储层模拟软件软件类研制者和软件名称软件特点型美国StrataModel公司研制的地质模可对具分散性质和连续变化的地质现象（如砂体、随机模型计算机系统软件（SGM）断层、岩石物性、地震速度等）进行描述，可填拟软件英国BP研究中心研制的储层综合表补观察位置和未取样位置的空白，可对地质不确征系统软件（SIRCH）定性现象定量化，最终建立“数字岩石”美国斯坦福大学研制的三维多指标条件模条件模拟软件（ISIM3D）主要用于储层非均质模拟，实现空间随机函数，拟软件美国新墨西哥矿业技术学院研制的用于储层对比的系统软件（TUBA）解决遗失资料，取得有效流动参数。荷兰皇家壳牌集团公司研制的储层三维连通性和构形的“君主”软件（MONARCH）智能模加拿大GEOSTAT系统国际公司和该软件具有地质解释中的专家经验和知识，拟软件McGILL大学联合研制的智能模拟或可对储层地质特性进行模拟合立体化定量显示专家系统软件（GEOSTAT）（2）储层模拟软件国外已开发了一系列用于储层模拟技术的较为成熟的储层模拟软件，见表4。2国内概况（1）发展历程我国地质模型建模技术到目前已有50多年的发展历史。地质模型建立技术和方法虽然起步较晚，但已在关键的技术方法上取得了很大的突破，为我国陆相碎屑岩储层建模技术的发展起到很好的促进作用。我国储层地质建模的发展主要有3个阶段：第一阶段是从60年代至80年代，储层二—12— 中外科技情报维模型的建立和半定量研究阶段；第二阶段是80年代中后期，三维确定性建模阶段；第三阶段是90年代至今，在确定性建模的基础上向随机建模发展的阶段。“九五”期间，针对我国各大油田先后进入高含水后期这一具体特点，这一阶段所建立的地质模型主要是针对老油田剩余油挖潜的预测模型，研究工作的重点可分为以下几个方面：①高分辨率层序地层学研究②精细地质模型研究③储层露头精细研究（2）储层模拟软件国内开发的部分储层模拟软件见表5。表5国内开发研制的部分储层模拟软件模拟软件名称研制者软件特点及应用情况综合软件（KCR1.20）南海西部石油公司以克里格为核心集绘图和计算油气储量于一体分形几何软件和Geomodeling软件北京石油研究院在大庆、塔里木、辽河、中原油田推广应用储层研究综合系统软件（IRSS）石油地球物理勘探局集综合地质、交互目标处理、测井分析、物探地质研究院储层综合解释为一体PRES储层条件人工智能专家系统海洋石油勘探开发研究中心地质统计学和随机模拟软件西安石油学院（GASOR1.0）（3与国外研究现状相比我国储层建模存在的主要问题①二维储层形态模型定性地质知识库研究方面已有大量信息，但储层形态和结构模型定量知识库信息较少，地震资料处理的精度远不能满足三维储层建模的要求；②目前仍主要集中在单砂体及二维平面、剖面的储层概念模型的建立阶段，缺少从全盆地系统的角度去考虑三维储层的空间分级匹配建模和模拟问题；③如何选择合适的数学方法，将地质模型转化为数学模型以及二维转三维的数学方法研究还相当薄弱；④储层模拟软件的研制还处于初级阶段，与国外先进的储层模拟软件相比差距较大，引进的国外储层模拟软件是否适用于我国储层研究和评价也需要检验。（4）解决途径探讨根据我国现有的研究基础和技术条件提出了储层建模总体思路为：—13— 中外科技情报①在广泛收集国内外含油气盆地储层地质学资料（包括测井和地震资料）的基础上，建立各种类型的储层数据库，根据地质基础理论方法和数学方法建立储层研究方法库，配合计算机技术，最终建立不同勘探阶段、不同资料详度、不同级别和规模的三维储层地质模型。②对于盆地或地陷规模，应建立沉积体系级别的储层地质模型；对于勘探目标规模，应建立沉积相及单砂体级别的储层地质模型，在储层建模过程中，由于资料详度不同，自始至终都可能用到地质统计学、分形几何学、随机数学和模糊数学等数学方法，根据需要采用不同的数学方法，来补充，修改和完善各种储层地质模型和数学模型的知识库和方法库。③不同的储层具有不同的空间几何形态和不同的物性空间分布特点，进行二维转三维，直到三维动态的建模数学方法研究，提高三维精细地质处理技术，建立客观的、符合实际的，且适合于我国特色的一系列储层地质模型、数学模型以及研制三维动态计算机模拟软件。三、储层地质建模实例分析1沙南油田（1）沙南油田地质概况①地层及构造特征沙南油田梧桐沟组油藏处于准噶尔盆地东部隆起，为沙丘古构造、北三台凸起两者夹持的平缓鞍部地区。目的层为二叠系上统梧桐沟组，沉积23厚度250～300米。建模选择主力油层为P3wt1、P3wt1砂层组，选择的建23-13-23-3模层面为P3wt1、P3wt1、P3wt1、P3wt1。沙丘5井南1号断裂为控制油水分布的主断裂，开发区主要位于沙丘5井南1号断裂与沙106井东断裂所夹持的断鼻构造上，各断裂要素见表6。表6沙南油田梧桐沟组油藏断裂要素表断裂名称性走向倾向倾角断裂长度断距可靠程度质（公里）（米）沙102井西断裂正北西-南东南60°235～60可靠沙106井东断裂正北西-南东南西65°7.550可靠沙丘5井南1号断裂正北西-南东南55°4.240可靠沙丘5井南2号断裂正北西-南东北东60°550可靠沙107井西断裂正北西-南东东70°540可靠②储层沉积特征1）沉积相类型—14— 中外科技情报23根据资料预测P3wt1、P3wt1砂层组为浊积扇沉积。各亚相及其微相特征见表7、表8。表7沙南油田梧桐沟组梧-段沉积相划分表沉积相亚相微相内扇主水道、水下堤浊积扇中扇辫状水道、水道间、水道前缘外扇席状砂、席状粉砂表8沉积微相与岩石物理相和测井相的关系沉积亚相沉积微相代表性的岩石相代表性的测井相内扇主水道块状砾岩、混杂组构砂砾岩、正递变砂砾岩高幅低齿箱形、钟形水下堤Bouma序列BCDE段中幅低齿形、钟形辫状水道粗尾递变砂砾岩、牵引毡中高幅齿化形、钟形中扇水道间Bouma序列AB段、块状砂岩中幅低齿箱形、钟形水道前缘Bouma序列AB段、块状砂岩中幅齿化形、钟形外扇席状砂Bouma序列BCD段中低幅低形、漏斗形席状粉砂Bouma序列CDE段低幅齿形2）沉积相平面展布依据试油试采资料，结合沉积相展布，综合分析认为：a浊积扇中扇亚相的辩状水道及水道间微相砂体厚度大，物性好，含油饱和度高，为油气高丰度区；b自中扇亚相的水道前缘微相向外扇亚相的席状砂微相，砂体厚度逐渐变薄，含油饱和度逐渐降低，为油气低丰度区。（2）三维地质建模①数据准备三维地质建模所需的数据包括：1）工区内主要目的层层面构造数据；2）断层解释数据；3）单井井位坐标、地质分层岩层的沉积相、亚相、微相划分以及孔、渗、饱解释数据；4）工区各砂层组、砂层、单层岩性尖灭线，砂砾岩厚度、岩比、沉积厚度等数据；5）2D、3D地震属性数据或其它可用于建模中起约束作用的数据。②构造（地层）建模构造建模包括生成层面构造和断层模型。构造面的多少取决于纵向上地质研究的精细程度，一般由地震解释得到横向连续性较好的砂层组顶面（或底面）构造，其它层面构造则由井点分层数据以地展解释层为参考面通过插值得到；对于岩性尖灭的地层，插值方法不能很好地控制层面的相—15— 中外科技情报交，选择由参考面通过累加地层沉积厚度得到地层层面构造。断层数据来自地震解释。③沉积相建模沉积相建模是储层随机模拟中最具代表性也是难度最大的一个环节。沙南油田二叠系梧桐沟组油藏为水下浊积扇沉积，平面上自南向北浊积扇由内扇、中扇、外扇亚相依次展布。开发区位于中扇亚相，自开发区向北过渡为外扇亚相。为了更准确地控制微相模拟的空间位置，将中扇亚相划分为中扇核部、中扇外缘两种亚相。中扇核部发育辫状水道、水道间；中扇外缘发育水道前缘砂,外扇亚相发育有外扇席状砂微相。根据沉积相划分原则和标准，建模中选择60口井，并逐井划分亚相和微相，确定截断高斯门槛值和标点模拟中相体的几何参数和体积百分比。选择合适的模拟算法和模拟参数，以井点沉积相划分数据为约束条件，选择RMS/STORM软件中的截断高斯模拟模块。首先模拟浊积扇外扇、中扇核部、中扇外缘亚相，然后以亚相为背景相，选择软件中的标点模拟模块分别模拟各亚相特定的沉积微相。④地质模型的检验可从两方面评价模拟结果的可靠性：1）井点数据的忠实程度；2）地质认识的符合程度。以沙南油田实际模拟产生了浊积扇的多个实现，并从中选择了概率最大的实现，与沙南地质研究所刻画的浊积扇平面展布有很好的一致性，所建模型符合地质规律。⑤相控岩石物理参数建模储层岩石物理参数建模采用相控建模的原则，即首先建立沉积相模型，然后根据不同沉积相的储展参数定量分布规律，分不同沉积相进行随机模拟，建立储层参数分布模型。利用RMS/STORM软件提供的数据分析工具，完成变差函数计算、数据变换等。对沙南油田梧桐沟组油藏模拟不同相带的孔隙度、渗透率。参数分布严格受到相带分布的控制。显示：辫状水道的孔隙度和渗透率高，物性好。将模拟多数内插到井点，通过正态分析，看出模拟结果的分布形态与井点原始模拟参数的分布形态一致。（3）模型粗化与网格输出地质模型粗化包括两方面的内容：①数值模拟网格的设计；②属性参—16— 中外科技情报数粗化计算。RMS/STORM软件对数值模拟网格的设计较为灵活，可以采用角点网格、局部加密网格、调整网格排列方向等方法设计出满足数模需要的网格。对属性参数粗化的算法包括算术平均、几何平均、调和平均、对角线张力、全张力等多种算法。对孔隙度和饱和度等数值变化不大的参数可以采用算术平均；对于渗透率粗化计算采用全张力计算方法。产生数值模拟网格后，RMS/STORM软件将设计的网格输出为Eclips、VIP、CMG数模软件可以直接读入的网格形式。并且，IN格可以输出为大地坐标形式或网格节点数方式，方便了模拟中对网格数值的编辑修改。2庙北油田（1）油田状况庙北地区位于渤海湾黄骅坳陷、南堡凹陷的北部边界西南庄断层的下降盘。钻探结果和地震资料的解释揭示该区构造复杂，断块破碎，储层纵横向变化大，非均质严重，地质条件异常复杂。（2）地质建模针对庙北地区现有地质条件和勘探开发现状，地质建模主要是揭示砂体连续性和连通程度、油藏类型、厚度及储层属性参数分布规律等。①构造模型的建立构造地质模型是在断裂系统模型上打下合适的层的烙印，以表征构造非均质性的特征，其基础资料来自常规地震剖面解释成果。鉴于庙北地区馆陶组断层异常发育，为了克服交叉断层匹配关系混乱对建模造成影响，在实际操作中采用了分批建立断层树的方法。由于该区构造幅度低，构造变化平缓，为了避免层文件的不合理性，在向三维断裂系统模型中加载层位数据之前，事先应用了地质统计学普通克里金技术进行了预处理。根据建立的模型分析得出：1）从断层的展布规律来看，从北到南断裂系统具明显的三分性，即西南庄断裂、台阶断裂带和庙高断裂带；2）馆陶组构造主体为一低幅度背斜，背斜高点位于庙25-庙24井区，多断块，多高点是庙北背斜的一大特征；3）整个背斜被两条断距相对较大的近北东方向的断层——庙北Ⅰ号和庙北II号断层分割为大小不等的3个断块，即庙北A断块、B断块和C断块；4）仔细分析其局部构造特征，在庙北背斜的构造背景上发育有大小不等的7个有利的局部构造隆起块，从北向南分别为庙25-庙11区块、庙29×1—17— 中外科技情报区块、庙101区块、庙28×1区块、庙5区块和庙2区块。②砂体模型的建立对于砂体建模来说，首先充分利用三维测井约束反演波阻抗剖面的高分辨性和直观性，对砂体分布范围、埋深、厚度及物性横向变化特征进行描述，再利用过井剖面对井钻遇的砂体采用钻井标定色标的办法对其进行标定，并通过交叉剖面闭合外推来确定每个砂体的平面分布范围，进而确定每个砂体的平面构造形态和砂体厚度变化。追踪完钻遇砂体后，再追踪未钻遇的砂体、砂体的横向厚度变化，42号砂体的尖灭情况在此剖面上一目了然。本次建模使用了地质统计学的二次泛克里金法，在保证非均质方向一致的前提下，基于相同的探索半径、相同的网格尺度对砂体顶界层文件和砂体厚度进行了内插处理和校正，使得砂体展布更符合实际。同时，鉴于砂体分布的复杂性，在空间上还采用了细分单元（一般以断块为单元）、分别建模的办法，最后进行合并，从而大大地提高了建模精度。根据插入井的轨迹，并结合现有的钻井资料分析可以获得以下几点认识：1）整体上看，砂体在平面上相互叠置，呈连片状分布，主砂体的展布方向为北东-南西向；2）沿古水流方向河道砂体延伸远，连通性好，垂直于水流方向，砂体呈透镜状，侧向连通性差；3）对于垂向上每一砂层来说，一般都包括2～3个砂体，单个砂层厚度一般为2～5米，结合钻井资料分析，单砂体间一般有泥质夹层，因地震分辨率限制，不能完全地被分辨出来。4）根据砂体模型，可确定古河道的叠置宽度大约为800～1600米，是油气聚集的主要相带。③属性模型的建立属性模型的建立是在砂体模型基础上进行的，旨在表征油藏特征参数的空间变化规律，尽可能地识别对油藏性质具有较大影响的地质特征。根据本工区现有的地质资料和研究成果，分别对砂岩百分含量、孔隙度、渗透率以及含油饱和度等油藏参数进行了建模。其建模的基础资料来自于测井、岩心分析和地震属性反演成果数据体的提取。由于油藏特征参数是既具结构性、又具随机性的区域化变量，因此用只考虑待估点与信息之间的空间位置关系的传统地质手段和经典的数理统计方法（如：最小平方法、最小张力法等）预测其分布都具有很大的局限性，而地质统计学以变差函—18— 中外科技情报数为工具，在描述油藏特征参数分布中既可考虑结构性，又能兼顾其随机性。从该区块实际地质情况出发，决定使用地质统计学的序贯高斯模拟技术进行网格内插和处理，其目的是为了更有效地将地质、地震和测井等信息有机地融合在一起。为了精确地获取油藏属性参数的最优估计，还开展了高斯模拟参数优选实验，并根据方差最小、估计精度越高的原则，对求得的实验变差函数进行模型类型和拟合方法的优选。综合分析各属性模型，可以获得以下几点认识：1）高孔、高渗是该地区储层的一大特征；2）砂岩百分含量、孔隙度与渗透率在三维空间中的分布具有良好的相关性，这说明该地区次生作用微弱，孔隙连通性好；3）高孔、高渗带沿庙29×1-庙28×1-庙24×2-庙2井西南侧以及庙101井区呈条带状分布，这同各砂组平均含油饱和度高值带的分布相吻合，是今后很有希望的勘探开发条带；4）庙11至庙25井区孔隙度和渗透率一致性差，孔隙度中等，但渗透率偏低。分析其原因，可能与紧邻西南庄断层，沉积物粗，分选差，连通性不好有关；5）油水关系复杂，油水交互，油藏多以底水油藏为主。（3）综合地质评价模型的建立有些地区的砂岩可能很厚，但孔隙度很低，而在另一些地区，孔隙度虽很高，但其砂岩厚度却很薄，即使是同一地区，不同砂组之间，因受沉积水动力条件的制约，其孔隙度与砂岩厚度之间的关系也可能不尽相同。因此单从某一方面来评价某一油藏的优劣既不严格，也不科学，为弥补单一信息油藏评价方法的不足，本次建模选用了砂岩厚度、砂岩百分含量、孔隙度、渗透率和含油饱和度这五大参数，进行“五合一”综合处理。目的是使用统一的综合评价指标，在同一张评价模型图上，分辨出油藏好坏来。在利用一致性网格的前提下，使用地质统计学方差分析技术，求取了计算综合评价参数的权系数，并计算综合评价参数，再根据综合评价参数数据集分布的直方图，确定其分类界定，最后对综合评价参数进行建模。结合构造模型分析，可知：对于庙28×1-庙24区块、庙2井的西南侧和庙29区块，其油藏综合评价指标均为I类或II类，不但储层的储集性能好，而且多分布于河道摆动范围内，且其平均含油饱和度较高，应作为今后首批开发的重点目标。（4）应用效果分析—19— 中外科技情报本项目的研究，解决了油田开发中的一些实际问题，具体情况如下：①通过构造建模，进一步落实了庙北地区馆陶组构造特征，确保了钻探成功率本次构造建模进一步明确了，庙北构造是一个长期继承性发育的背斜构造，庙28×1区块处于构造带的主体部位，向四周呈区域性倾斜，由数条断层分为大小不等的5个断块，由浅到深，构造形态基本一致。与前期构造相向庙28×1区块东南侧断层南移，使该处断鼻面积进一步扩大，有利圈闭面积达0.5平方公里，地层西翼缓，东翼陡，倾角约2°～3°，闭合高度20米。于1997年10月在该断鼻上部署开发井庙28-6，投产初期日产油78.5吨，无水。②通过砂体建模，使井网部署更合理，使井位优选高速、高效；为油田降低成本和避免损失做出了贡献由于老爷庙油田属复杂断块油田，断层切割严重，含油面积较小，断块形态不规则，要最大程度地提高采收率，利用砂体模型部署井网尤为重要。在考虑砂体钻通率和经济极限井距的前提下，确定庙28×1区块井网形式为三角形，最佳井距为300米。自1997年部署开发井19口，均钻遇厚度不等的油层。统计这19口井共钻遇油层244.1米/84层，差油层53.1米/29层，油水同层244.1米/76层，无一口井落空，钻探成功率100%。③通过属性模型的建立，为优选开发方案提供了依据，并为储量计算提供了参数为了高效开发该油田，在开发方案论证过程中，采用了属性模型与数值模拟相结合的办法，不但为储层计算提供了科学依据，而且充分发挥了三维砂体属性模型直观显示优越性，有效地弥补数值模拟直观显示的不足。建立的属性模型分别描述了6种设计方案中油田开发10年后剩余油饱和度分布情况，并以此为基础，不断修改方案模拟参数，寻求最佳开发效果，最终优选出最合理的开发方案。结合构造模型建立了综合评价模型，为寻求新的开发区块和优化井的轨迹设计提供了依据。综合分析三维综合评价模型高值围斜带的分布特征，发现庙2井西南侧区块（即现在的庙36×1区块）是极为有利的开发目标。1998年初在该区块上部署定向井庙23-6，充分利用三维模型的形象、逼真、空间概念清晰等特点，优选其最佳靶点，精心设计其定向轨迹，经实际钻探，与设计相符合。该井投产初期日产油30吨，且稳产至今。④建立地质模型与数值模拟接口，实现数据一体化，为油田动态管理—20— 中外科技情报提供了依据总之，本项目的研究不仅为庙北地区馆陶组寻求新的开发区块（如庙36×1区块）、开发井网部署（如庙28×1区块）和高产井的设计（庙28-6井、庙23-6井）提供了重要依据，而且初步探索出一条以三维测井约束反演为基础，以产能建设为目标，以地质统计学为工具有效地集总地震、测井和地质等信息，对油藏进行系统剖析新的研究思路和预测方法，从而大大改观原有的地震预测、储层预测和地质综合分析方法，极大地提高了解决复杂地质问题的能力，加强了对复杂地质体的认识，进一步提高了勘探开发效益。3印尼马六甲AI和N油田（1）油田概况AI和N油田位于印尼马六甲海峡中苏门答腊盆地的东北部，油藏构造为一长轴近南北向、构造幅度小于25米的背斜，背斜构造形态简单，断层不发育。油田主要储层为上第三系中新统下斯哈帕斯（Sihapas）组，埋深1100～1400米。该套储层以三角洲相中-细砂岩为主，其物性好，砂岩层分布稳定且连通性好，水体能量充足。孔隙度为24%～30%，渗透率一般在-3-3100×l0～2000×l0平方微米之间，地面原油密度为0.79～0.84克/立方厘米，地下原油粘度为0.5～2毫帕秒，属典型的块状底水轻质油藏。截止到2000年7月底，N油田采出程度为18.8%，综合含水率为92%；AI油田采出程度为14.4%；综合含水率为96%。鉴于两油田均已进入高含水期，利用地质统计学方法建立储层地质模型，为油田调整井设计和生产动态分析提供地质依据。（2）三维地质模型的建立三维地质建模的核心是三维属性建模和三维显示，现有的独立软件还不能很好地同时满足三维属性建模和三维显示的要求。把美国DGI公司的EarthVision软件先进的三维可视化技术与用ACE公司的Gridstat软件建立的精细储层属性模型相结合，可以实现两软件的优势互补，并以此为基础建立三维地质模型。根据研究需要，利用该模型可作立体模型、栅状模型、任意切片或剖面模型等，以指导调整井井位的确定。①建立储层属性模型地质统计学是以区域化变量为基础，以变异函数为主要工具，对在空间分布上既有随机性又有结构性的地质变量进行统计分析。根据钻井资料、高分辨率地震反演结果和地质研究成果，采用地质统计学中同位协克里金—21— 中外科技情报法建立了该油田的储层属性模型。孔隙度是描述储层特征的重要参数；本次研究选定测井资料精细处理得出的孔隙度为区域化变量。在AI和N油田的12口井中，除水平井MCA17井外，其余11口井均有测井解释孔隙度数据。纵向上，测井解释孔隙度数据的密度为每米10个数据点；平面上，井间距为300～500米不等。根据测井解释孔隙度数据统计得出：φmax为32.3%，φmix为0.1%，均值为14.7%，标准偏差为8.47。统计结果表明，孔隙度样品数符合正态分布。②同位协克里金法AI和N油田储层物性相关性研究结果表明，岩心分析与测井解释的孔隙度和渗透率以及地震反演孔隙度等呈一定的相关性。由于钻井孔隙度、渗透率等分析样品密度较小，地震反演孔隙度数据密度虽大，但可靠程度相对较低，因此在建立该油田储层预测模型时，选择测井解释孔隙度值为第一属性，而将地震反演孔隙度值作为相关属性，用于指导和约束储层孔隙度模型的计算。同位协克里金法由于使用的是待估点网格上的地震数据，不必寻找最近的地震数据，因此内插效果更可靠。相关分析结果显示，测井解释孔隙度与地震反演孔隙度呈线性相关，相关程度大于0.5，孔隙度模型计算时，选择地震反演孔隙度的可信度为0.6。③储层属性模型计算克里金计算模型一旦确定，即可计算孔隙度模型，并通过孔渗关系计算渗透率模型。综合考虑AI和N油田的井网密度、油藏特征及模型纵向分辨率、计算机容量，确定模型平面网格步长为50×50（平方米），垂向网格4步长为2R，模型网格节点超过400×10个，垂向网格步长能基本满足精细描述储层非均质性的要求。④三维显示及模型分析三维显示是三维建模的一项重要技术。根据地质、油藏分析的需要，可利用三维显示技术从不同的角度、深度或范围对精细模型进行观察分析。根据Gridstat建立的储层属性模型，输出EarthVision软件可以接受的三维网格文件，加载到与储层属性模型构造及网格相匹配的EarthVision软件的构造模型中，利用EarthVision软件的可视化功能可显示油田储层的孔隙度立体模型、孔隙度栅状剖面模型及单井模型、连井剖面等。通过对AI和N油田储层属性模型的分析，获得了以下新的地质认识：1）N与Al两油田之间的水体是连通的，砂体横向连通性好，从而改变了以往对两油田间水体是否连通的不确定性认识。—22— 中外科技情报2）区域性泥岩层控制着油田油水的分布，两油田Sand-A、Sand-B、Sand-C等3个油层组之间的泥岩层分布稳定，不同油层组之间的油水关系主要受泥岩夹层控制。3）N油田Sand-B油层组中，B2与B3油藏之间泥岩夹层分布稳定，泥岩夹层厚度为2～4英尺，B2与B3油藏具有不同的油水系统，油田生产动态、测试分析等资料也证明了这一观点，从而改变了以往B2与B3油藏属同一套油水系统的认识。（3）结论①地质统计学储层建模的关键技术之一是通过变差函数确定砂体的几何形态，因此在建模前，必须综合应用地质、测井、地震、测试及开发动态等资料进行深入的沉积微相研究，并将变差函数分析与油田沉积特征相结合以确定计算模型。②地层层序划分的精度会影响储层地质模型的精度，因此在建模时应尽可能地精细划分地层层序。③钻井地质分层、构造顶面深度、地震反演等基础数据的正确性直接影响着地质模型的精度，故在建模前必须做好扎实的基础工作。④Gridstat和EarthVision两软件的优势互补，将储层属性建模和三维显示相结合，既控制了地质模型的质量，也使地质建模更加完善。⑤以往油藏模拟所使用的地质模型是采用传统方法建立的，使得历史拟合非常困难，对油田的生产预测也不准确。而首次利用地质统计学建立的储层属性模型与油田实际地质特征相符合，从而加快了历史拟合的进度，提高了历史拟合的精度。⑥海上油气田钻井资料少，但地震信息丰富，地质统计学储层建模技术不失为一种有效可行的技术，值得推广应用。最后尚需指出的是，由于钻井资料少、地震反演和构造解释精度不足等因素，所建立的储层属性模型与油田开发后期储层预测模型的精度要求还有一定差距，因此还有待于今后不断地深入探索。4舒舒凡迪（Shushufindi）油田（1）油田地质特征厄瓜多尔的舒舒凡迪油田长30公里，宽10公里，是一个转换挤压背斜，东临一个陡峭的、北-南走向的逆向断层。该油藏于1972年8月开始产油，1976年生产井见水（注入水突破）。1984年以前，GOR保持220立方英尺/桶；1984—1998年，300立方英尺/桶；1998—2002年9月，350立方—23— 中外科技情报英尺/桶。压力、体积、温度数据（PVT）表明GOR在224～344立方英尺/桶之间。在1993年前，产液量和生产井数量相匹配。1993—2002年底，总4产液量是5×10桶/日。由于产油量不断下降，而产液量保持不变，含水不断上升，研究结束时达到50%。（2）渗透率分布有两块十分明显的高渗透区。一个位于井SSF-28～SSF-22B附近，另一个靠近井SSF-62～SSF-87。该地区累积产量最高。（3）产量分析舒舒凡迪油田累计产量较高的油井位于油藏构造位置较高的地区。注水前，主要累积产量来自井SSF-20～SSF-43附近的区块中心。油田北部、南部的含水率和油藏压力相对较高。井SSF-90～SSF-52附近区块压力较低。（4）油藏模拟研究——动态模拟根据以上地物、地质、岩石物性和油藏工程评估资料对油田进行整体油藏模拟，实现合理的历史拟合，为制定未来开发计划的基础——各种可能情况的预测提供便利。（5）模型初始化生产数据在研究中起着非常重要的作用，舒舒凡迪油田由两个油藏U和T组成，采用合采的方式作业，U、T油藏产能各异，油藏压力和PVT值也各不同。两个油藏的产量分配是一个难题，主要采用静态产量分配法和动态产量分配法解决（见表9）：①静态产量分配法：根据有效油层产量和渗透率分配油藏产量；②动态产量分配法：利用全部数据，使模型动态地分配U和T油藏之间的产量。由于粘度、含水饱和度等的流体性质，这一模拟过程是一个比较实际的方法，因此结果比较理想。下表是两次分配结果（只包括合采作业井产量）。结果表明静态产量分配中U砂岩层产量较高，而动态产量分配中T层产量较高。由于动态分配法代表油藏的流动性质，因此利用所有生产数据并使模型以动态分配法分配产量。表9静态产量分配法和动态产量分配法UT合计静态分配法MSTB382.63348.94731.57动态分配法MSTB355.10376.30731.40—24— 中外科技情报模型初始化时，在模拟器中运用单一岩石类别、单独完井和单一原始油水界面，以解决模拟器运行时出现的非收敛问题。这些操作十分成功，没有出现因为模拟程序不能正常运转而使数值出现问题的情形。在完成历史拟合后，用相同步骤研究了T油藏。每次操作都取得一个合理的历史拟合。之后，就如分别利用U、T油藏的数据一样，利用U、T油藏组合输入值对模型进行初始化，运行比较顺利，没有出现数值问题，最后实现了模型初始化，取得了两个油藏的原始地质储量。最后，输出地质多边形值，通过体积来计算，确定原始地质储量。各4地质产层都有自己的多边形。网格尺寸是80×20×10（共有9.6×10网格）。通过建立网格可独自或共同研究各油藏。（6）原油物理数据将孔隙度、渗透率、净产层厚度和油藏质量指标（RQI）及岩石模型的原始含水饱和度充填到模拟网格中。网络框架和特征模型最终实现，网格中充填了总厚度（减去构造顶点）、净产层厚度、孔隙度、渗透率和油藏质量指标。（7）饱和度参数和岩石类型在RQI的基础上定义岩石类型，详见表10。表10在RQI的基础上定义岩石类型RQI岩石类型＞563～552～341.5～230.5～1.520～0.51这些岩石类型用于各个网格和单层，对应的相对渗透率曲线可以指定各岩石类型。由于每个产层的相对渗透率终点不同，单层的相对渗透率曲线被规格化成不同终点饱和度。初始化U、T油藏模型的终点饱和度（原始含水饱和度）分别是0.2和0.16，它们也是各组相对渗透率曲线的终点。（8）原始油水界面一些井表明南部的T砂岩层原始油水界面大约在8740英尺，北部的原始油水界面大约在8640英尺。历史拟合操作过程中获取这些数值时，还发—25— 中外科技情报现两个原始油水界面比单个原始油水界面响应更为明显，特别是北部产水量拟合的时候更是如此。对U砂岩中原始油水界面进行评价发现，单个8450英尺处的原始油水界面适合模拟整个油藏。（9）油藏横向的不连续性地震数据揭示可能存在一些西北-东南走向的窜流体系，但是油藏砂岩层是封闭，甚至是隔离的。通过从东西方向分别引入屏障使油藏看起来像是独立单元，使原始油水界面和原始压力各不相同。最好的拟合表明一些区域的油藏体积必须增大，因为强加的界限妨碍了一些油井产能实现。由于各部分不是完全隔离的，部分隔离表明原始压力差异突出。（10）历史拟合在比较了静态和动态分配的操作之后，采用动态分配法进行历史拟合。经过几次敏感性操作后，采用的是模型中的底水含水层。由于油田北部、南部和中心地区的压力在操作中发生变化，因此还采用了不同的含水率。（11）U砂岩层历史拟合分析两次历史拟合操作都表现出良好的油水生产历史拟合，多数生产期的含水率较低，但是与后期资料拟合比较要好。模型表明所有井都能够达到预定的产量。油田全部产量比实际油田动态拟合程度好，这表明各个井的历史拟合结果与井筒压力保持一致。压力拟合程度太好，也可能是已有压力数据的不正确性的原因。一些压力数据似乎没有得到正确测量或者很好的解释。由于几乎所有油井都在泡点以上产油，大多数气体都是溶解气，因此模型一直无法模拟一口GOR高于或低于溶解液GOR的油井。那些产液GOR与溶解液GOR一致的油井历史拟合很好。产水是该油田一个很大难题，因为一些油井一开始就大量产水，然后产水下降或者不产水。模拟器不能够拟合这类油藏的动态。另外，模型只能预测某些井的实际动态和水突破时间，但目前的产出水拟合仍令人满意。（12）T砂岩历史拟合操作采用类似U油藏历史拟合的方法进行操作。操作时调整了油层总厚度与有效厚度比、相对渗透率曲线和含水层强度。油田北部的原始油水界面在8640英尺，南部在8740英尺。初始溶解气油比从295立方英尺/桶降到270立方英尺/桶，这样似乎能更好的拟合产气量。这是因为油藏未饱和而且在1050磅/平方英寸的泡点压力之进行开采。（13）应用效果在基础研究中，油田采收率从28%增加到37.4%。在包括修井、钻加—26— 中外科技情报密井和注水在内的研究中，采收率是40.6%，原油最终采收率是49%。在U、T砂岩油藏中进行修井、钻加密井和注水可使采收率分别提高34%和46.7%。5俄罗斯萨马特洛尔油田萨马特洛尔油田位于罕特-曼西斯克自治区的下瓦尔托夫斯克区，是世界上最大的油田之一，发现于1965年，1969年投入开发。工业性油气藏位于侏罗系和白垩系的18个生产层内。主要的产油层是AB1、AB2-3、AB4-5、БВ8、БВ10，测定的年代为白垩纪，埋藏于地下1600～2300米深处。其中有80%多属于难采油藏。同时，由于一些自然因素，油井的含水率达90%以上。萨马特洛尔油田具有以下特点：分布范围广，大多数油层处于开发晚期，存在气顶，矿场信息和地质-地球物理信息准确度低。在这些条件下，需要使用传统的或者新的提高地层采收率方法，改善油井结构，优化资源利用和进行设备维修等等。对开发情况进行了详细分析，并加强了油田三维地质-技术模型的作用。萨马特洛尔油田在开发晚期，应用地质-技术模型（ПДГТМ）来监测油田开发状况，分析解决开发过程中出现的一些问题。（1）油田开发的问题和前景萨马特洛尔油田开发的前景很大程度上取决于阿雷姆层系（K1a）的1-21-2AB1生产层。AB1分布的面积最大（超过1200平方公里）。纵向和横向上的非均质性以及流体的粘性都与位于下层的强烈水淹层有关，这表明需要区别对待开发和提高地层原油采收率方法的选择问题。（2）建立地质模型的历程萨马特洛尔油田模型的建立试验始于1995年。第一个地质模型是以预测工艺开发指数为基础的二维技术模型。1999—2002年，萨马特洛尔油田ЦГЭ公司为了计算平衡表储量和可采储量，创建了三维地质-技术模型。依靠当时的技术水平选择建立以下地质-技术模型的结构简图：①建立准三维地质模型（进行详细地对比，确定地层绝对标高，建立泥质地层结构面，确定岩石的物性，记录油水界面和中子测井数据）。②建立详细的三维地质模型，选出的层组模型由一些局部平面图组成，包括200～3000口油井和主要的注水井排，每一个局部平面图都是一个详细的地质模型。③建立比三维地质模型更加精细的渗透模型，依靠油井整个开发过程的采收率、地层流体的物理-化学性质、毛细管压力和相对相渗透率等，调整井网密度。从模型结构来看，这种方法的方便性体现在：第一，创建过—27— 中外科技情报程中“各行其是”，每一个区块的设计模型都是独立的；第二，每一个模型都要优化而详细地建立，因为在一定程度上要满足РД设计的模型要求。上述地质-技术模型的不足之处在于：1）建立的模型不够完整；2）对于渗透模型来说仍然存在很大的偏差；1-23）在整个油田范围内，油水界面和中子测井数据变化大，在地层AB1和3AB1之间出现窜流；4）在生产和定期修井时（特别是在一些相邻的区块），使模型情况变得更加复杂。（3）建立三维渗透模型对于建立三维地质-技术模型来说，为了开发设计和实施监控，使用了ЦГЭ股份公司的拟三维地质模型。为方便模型的存储和使用建立了统一而详细的三维地质模型。所有模型由各个局部图构成，信息保存在单独的存储单元或资料库中。这个局部平面图可以使存储、结果和地质模型设计最佳化，同时更便于在石油开采企业开发统一的局部转换模型。对于三维渗透模型来说，还要备份各种平面图、增加的部分和可利用的模型。①第一阶段是建立三维水动力井网。根据以下标准选择其大小：设计要符合相关条件；个别井网不超过一口井；在垂直平面上可以更加完整地统计地层的非均质性。创建水动力井网时，在保障相应模型情况下，利用3与地层AB1、AB2-3、AB4-5、AB6-7、AB8对应的备用曲面作为划分地层的方法。根据渗透特性增加水动力井网数量，以获取地质参数平均值。②但是，在水动力井网相当粗略的情况下（由于操作规程要求，在油井之间需要不少于3-5个网格），计算速度非常缓慢，因此在第一阶段初步计算合并水动力井网的大小取决于可接受的计算速度。在这一阶段，当开采原油和流体时，就开始进行模型的扩大。根据“宏观模型”计算的结果给出了饱和地层动态变化。③在第二阶段，要完成模型的扩大部分。根据个别选定的区块利用水动力井网对模型的其它部分进行井网合并，更加准确地建立一定的区块，并在整体上保持模型的一致性。④在建成这个水动力模型之后，开始详细确定区块的油藏结构，要求优选开发体系，并且能够进行局部的再次合并。建立这个模型要符合地层流体渗透模型，并注意个别地层组分相互作用和开发体系的变化。目前，利用地质-技术模型在多水平开发模型基础上开发萨马特洛尔油田，逐渐被认可。—28— 中外科技情报（4）建立地质数学模型1-2萨马特洛尔油田通过建立地质数学模型，给出了AB1层系详细的地质状况，为该油田难采储量的开发提供了可靠的依据。①数学模型的建立首先，萨马特洛尔油田使用综合核物理法对该层进行研究，其中包括1-2碳-氧测井法，综合核物理法资料综合解释的结果主要用于建立AB1地层的地质数学模型。然后，以各个产层之间详细的关联性为基础，借助自动化系统ГеомПАК——供产层地质建模用的自动化控制系统——建立地质数学模型，由于饱和地层构造复杂而使用航摄微分法计算碳氢化合物的储量，分析趋于衰竭油田的剩余储量和建立地层数字化模型。根据井143的资料整体上分析了所有地层的厚度、非均质性以及地层含气、含油部分饱和特1-2征：AB1地层平均厚度为22.3米，有效厚度为18米，含气厚度17米，含油厚度9.5米（表11）。②结果1-2根据所建的数学模型，统计出非均质储集层AB1详细的地质状况，详细情况见表11、12。1-2总的来说，萨马特洛尔油田非均质地层AB1的地层切割系数是3.94（见表12），多砂，含砂系数为0.8，而且地层含油部分的含砂系数为0.76，含气部分的含砂系数为0.65，含油部分切割系数为2.87，含气部分的切割系数为3.66。1-2表11储集层AB1的地质状况指数值总的厚度，米平均22.27偏差系数0.257变化范围4.10～38.41有效厚度，米平均17.95偏差系数0.325变化范围2.11～30.6含气厚度，米平均16.98偏差系数0.367变化范围0.67～26.58含油厚度，米平均9.46偏差系数0.72变化范围0.51～28.86—29— 中外科技情报1-2表12地层AB1的指数特征地层部分油井数量指数变化范围指数变化范含砂量偏差割切度偏差围含气部分1300.650.340.04～1.03.660.461.0～9含油部分380.760.270.26～1.02.870.541.0～7全部1430.80.190.21～1.03.940.411.0～9地层非均质的分布特征表明，油气带与含油带和含气带相比，含砂系数更大，分别为0.8、0.66、0.61。含气带和含油带的割切程度实际上比较相似，含油带为3.54，含气带为3.9，油气带较高——4.32（表13）。表13地层含油气带的含砂量带含油气带系数变化范围系数变化范围部分含砂量偏差割切度偏差含气带全部0.610.350.04～0.983.900.411.0～9.0含油带-0.660.290.26～0.913.540.422.0～7.0含气部分0.830.200.38～1.002.680.591.0～6.0油气带含油部分0.810.230.30～1.002.520.571.0～6.0全部0.800.160.46～0.964.320.392.0～9.01-2-3-3产层AB1的渗透率为0.1×10～935.3×10平方微米，平均为-326.53×10平方微米。孔隙度为17.1%～30.1%，平均为22.9%，偏差系数0.09。饱和度的变化范围是0.1～0.538。目前平均含油饱和度为0.154，偏差系数0.71；含气饱和度为0.1～0.8，平均为0.126，偏差系数为0.76。1-2根据岩层的渗流容积性质，可以推测出在地层AB1寻找有效的含油饱和带是没有前景的。而含油饱和度的变化范围0.1～0.53和渗透率的变化范围从0.1～953.3，证明仍然存在相当高的渗流容积性质带。1-2为了开发这些油带，对萨马特洛尔油田AB1产层进行了详细的调整。把这一地层的底部作为基准点，根据调整结果划分出32个层位（表14）。此外，在地质统计学剖面图上给出了每一个层位顶部和底部、在油井中的1-21-2可视率。给出了整个AB1层的特征，指出产层AB1主要分布在岩层的中间部分。这个层位是从7到24，可视率为0.6～0.8。地层底部层位从1到6，可视率为0.55～0.1。地层所有剩余部分从地层中部到顶部的层位是25到32，可视率为0.55～0.01。在32个层位基础上建立和统计复杂构造储集层的层位图。分析图指出，1-2地层AB1不均匀，是不连续的，呈现扁平状，地层构造复杂。在地层的底部1到6层位不连续地层是独立的扁平状储集层。从第七层开始属于一—30— 中外科技情报个整体，而西部是不同于东部的大扁平体。从23层开始，储集层自西向东更替逐渐加强，到27层，所研究区块的储集层呈现独立的扁平状。根据其它层位，这些靠近地层顶部的扁平状储集层的数量逐渐减少，同时在东部的面积比西部的大。说明东部的扁平状储集层比西部的连续性更大。根据每一层位绘制的图计算出整个地层的储集层面积及范围、油气带和含油带的面积及范围。1-2根据目前平衡表储量的计算结果建立层位图来统计构造复杂的AB1储集层含油饱和部分。这些图表主要是用来计算该地层平衡表内原油储量。不仅要考虑整个地层内的储量，还要计算高处或低处夹层内的储量。目前，该产层的石油、天然气储量状况见表15。表14层位划分及结果从相关表面到达的顶部和底部的距离（米）位号厚度，米事故次数在井中概率顶部底部100.770.77180.12520.771.91.13550.38431.922.961.04750.52442.963.930.97830.5853.934.760.83840.58764.85.50.7770.53875.56.440.94860.60186.447.160.721040.72797.1891.821030.720109.019.960.951080.755119.9610.981.02940.657121111.60.61040.7271311.612.91.31050.7341412.9713.390.621060.7341513.7914.390.61030.7411614.4415.030.591080.7201715.0516.41.351090.7551816.417.020.621080.7621917.0718.371.31070.7552018.3819.220.841070.7622119.2420.391.15960.7552220.4321.330.9980.7482321.4222.341.15930.6712422.8023.40.6880.6852523.4324.220.79790.5522624.2325.511.28660.4612725.5527.662.11430.3002828.2130.272.06330.2302931.8434.82.9680.0553036.4938.842.3530.0203139.8641.831.9720.0133242.5344.72.1720.013—31— 中外科技情报（5）结论1-2建模的结果表明，萨马特洛尔油田阿雷姆层系（K1a）AB1地层渗透-3率低——26.6×10平方微米，孔隙度高22.9%，目前的含油和含气饱和度低，分别为0.166和0.133，相对含砂量高——0.8，平均割切度为3.9。根据目前石油天然气储量的估计，解决它们的开发问题需要分析不同渗透率、含-3油饱和度和当前的石油储量。当前最高渗透率（100×10平方微米甚至更大）6和最小含油饱和度（0.3甚至更大）的石油储量总计为8713.42×10吨，主要集中在10到28层。在这种情况下，主要的储量位于23～28层6——5203.82×10吨（59.7%）。此外在含油饱和度和渗透率以下范围内统计了目前的石油储量：4①含油饱和度超过0.3、渗透率低于0.1平方微米的储量为5327.07×10吨；4②含油饱和度低于0.3、渗透率高于0.1平方微米的储量为2872.42×10吨；4③含油饱和度低于0.3、渗透率低于0.1平方微米的储量为6730.27×10吨。对以最高渗透率和最小含油饱和度为基础的含油厚度图进行分析指1-2出，萨马特洛尔油田AB1地层应用有效提高地层原油采收率方法最有前景的地带位于所研究区块北部和东北部油井7132、10873、39396、65015-3和5247所在的地区。资料分析得出以下结论：目前渗透率超过100×10平方微米、含油饱和度超过0.3的石油储量靠近地层的顶部。萨马特洛尔油田地质建模为油田的开发提供了可靠的依据，有利于用提高地层原油采收率方法增加石油产量。表15产层的石油、天然气储量状况3天然气储量，石油储量，10含油饱和度（分子）和渗透率，达西（分母）条件下原油储量层位号610立方米吨>0.03/>0.1>0.3/<1<0.3/>1<0.3/<11278.18227.45000227.42782.171916.3700013073967.582699.680016.782190.141158.963225.26008.0431035959.032588.140408.659.532588.161134.191704.190001688.171379.013514.9901360.1303101.981321.206136.6601185.5504630.893023.265520.910005468.9—32— 中外科技情报102543.662707.54387.47002453.7111826.012435.77424.39002327.8121381.122901.49268.83266.7302215.1133029.432221.540592.83235.412189.8141557.491607.10012.451596.9151722.85899.2156.91014.54899.2161210.46590.9129.3700590.9172268.283064.96311.11797.5203028.9181472.571789.0100330.131789192756.602682.79681.38271.32156.842524202470.321904.21482.67216.95209.861760212516.431936.58667.76227.39206.881936.6222010.571499.4500486.91119.7232151.861767.14728.84086.161767.1241439.211020.13398.91074.48887251353.69874.08559.34090.13687.9261620.91892.26792.34030.32892.2271898.601780.461128.590443.081337.4281193.023203.61595.500177.991795.829107.85304.7300282.921.830163.8626.600026.631107.58000003262.0900000整个4786863643.18002872.4246730.27层位6戈尔诺耶油田戈尔诺耶油田使用“БАСПРО-Аналитик”、IrapRMS和TempestMORE（ROXAR）、Eclipse（Schlumberger）的综合程序建立了油田模型。（1）油田特征戈尔诺耶油田位于阿连布尔格州红色近卫军地区，位于布祖卢克以东70公里，阿连布尔格西北165公里。1974年开始钻探井，1977年发现工业4油藏。截止到2002年1月1日该油田开采原油3305.5×10吨。工业原油饱1和度是位于下石炭纪图尔涅伊层系的B1和B2层，2001年根据ГИС资料重2新证实潜力油层埋藏于B2层下面。在第一个5年期间到1980年8月,油田依靠天然弹性水压开发了扎康图尔州。此时，地层压力从26.2兆帕下降到20兆帕。共钻井49口，其中有31口为采油井，8口为注水井。2001年平均采液量为33.3吨/日，采油量为11.3吨/日，含水率为66.1%。最大开采量4是1996年的162.7×10吨，含水率为48.2%。（2）建立地质工艺模型—33— 中外科技情报戈尔诺耶油田建立的地质工艺模型包括以下3个部分：地质矿场模型、三维地质模型和渗透模型。①地质矿场模型包含：1）地质-地球物理信息和矿场工艺信息（根据开采、油井工作制度、水动力和矿场研究结果等获取）；2）含有地质和流体动力模拟原始信息情况的参数的数字域（等压线位图、结构图和含油饱和厚度图等）。1990年以后戈尔诺耶油田钻了15口新井。在预备地质矿场模型的框架下，按照统一的方法完成了所有油井资料的重新解释。结果与1990年的资料相比许多油井的有效地层厚度都有所增加。在建立地质矿场模型的整个过程中，使用的是综合程序“БАСПРО-Аналитик”。首先根据上述设计报告的分析，把油藏划分成了南、北穹隆。而在建立南部穹隆的流体动力（渗透）模型时，由于多种原因[其中包括，在目前含水率不高（60%）的条件4下，13号油井的采油量较大——25年里采油460×10吨]暴露了这个方案的不足。而根据早期南北穹隆拗陷带（背斜）的地震资料分析结果，得出的结论是：在南部地区不存在构造单元。而且，戈尔诺耶隆起南部穹隆地区的油井打开的是地层B1顶部（15～20米），与地震资料预测的情况不符，所以没有给出区分油藏南北部分构造界线的根据。在与渗透模拟结果不断拟合的条件下，建立戈尔诺耶油田的地质模型，在某种意义上，是一种统计地震资料、油井资料以及渗透模拟结果的迭代法。根据建立地质模型的结果，与РФ统计的工业范畴原始原油平衡表储量相比，B+C1层的储量提高了47.4%，而可采储量提高71.5%。②渗透模型在建立渗透模型时，要详细分析采油井产量动态变化。把产量、地层压力、工作面压力的统计结果放入渗透模型，接着记录再现开发过程时出现的石油和液体的相近性。而在已往的正规报告中没有给出根据压力来调整的准确度。全部模拟误差为20%，在压力方面，绝对误差超过4兆帕。戈尔诺耶油田选取了统一的流体动力模型，包括B1、B21、B22区块。因为在开发过程中地层的平均压力（原始压力26兆帕）没有降到饱和压力（6.05兆帕）之下，故使用了油水两相渗透图（黑油模型）建立戈尔诺耶油田渗透模型。戈尔诺耶油田石油和天然气的物理化学特性：地层压力，兆帕·················································································26—34— 中外科技情报原油密度，千克/立方米，在构造条件下·····································875.5在地层条件下原油的粘度，毫帕秒··············································5.245容积系数，··················································································1.0892水的密度，千克/立方米，在构造条件下······································1170在地层条件下水的粘度，毫帕秒····················································1.08-4压缩系数，兆帕·········································································0.4×10气油比，立方米/吨···········································································33.6由于缺乏戈尔诺耶油田岩心资料，在进行流体动力统计时利用了与戈尔诺耶油田地层流体性质和条件都相似的舒拉耶夫和新-迈德维德金油田的岩心、地质条件和地层流体性质。在建模时，作为模拟区块的初始条件要给定原始地层压力，并根据地质模拟的结果给出每一层油水分界面的厚度。在地层B1顶部和B2底部的分界线上还要给出不漏失（不能渗透的界线）的条件。并以费特科维奇关系式为基础模拟含水层。在油田开发历程模型改进过程中预测地层水压体系的特征（容积和生产率）。根据试验研究的结果采取统一的剩余含油饱和度值kон=0.359，含水饱和度kон=0.096。③模型的调整调整开发历程模型的时间间隔定为1年，到2001年7月为止。下半年，调整的时间间隔为1个月。在预测工艺开发系数时，限定最小采油量为0.8立方米，最大含水率为98.5%。充分利用矿场工艺信息对模型进行调整，包括以下几个阶段：调整高产油井；调整剩余油井；补充调整实行水力压裂的油井。在ТННЦ股份公司建模的操作规程中，更加严格地提出限制压力的准确度，戈尔诺耶油田模型的特点在于根据工作面压力非常准确的调整。改进开发历程模型的结果如下：系数平均值整个工作期间采油量的偏差，%…………………………1.1整个工作期间采液量的偏差，%…………………………0.12001年工作面压力的偏差，%……………………………1.72001年采油量的偏差，%…………………………………3.62001年采液量的偏差，%…………………………………0.2（3）结果根据流体动力模型确定了最佳开发方案，包括钻7口新井和进行水力压裂，研究较早不工作的产层和夹层，进行换向注水，以及优化油井工作4制度。就该方案而言，最大产油量达到205.2×10吨，70年内，采收率为—35— 中外科技情报0.502。四、结论1三维测井约束反演以其高分辨性、直观性和密集采样性等优势，不但可以在横向上对储层作出追踪和预测，而且可以改善储层特征的空间描述，为储层地质评价建模提供了有力基础。2在复杂地质条件下，地质统计学方法比传统的数理统计方法更能客观地反映地质规律，并起预测作用，特别在井间内插与外推数据处理上，具有特殊的优势。3以密井网为基础的建模技术是建立油田实用性地质模型的一种有效途径，但需要相应的条件；对处于高含水开发阶段的油田，采用确定性与随机建模相结合的方法是可行的。4采用相控模型和成因预测的思路是增强地质约束、促进地质概念向模型转化、提高储层建模精度、降低油藏表征中不确定性的重要手段。松辽大型浅水河流－三角洲沉积物的沉积具有大型河流入湖并向前推进的特征，砂体广布，相带宽阔且分异完善，适合使用确定性建模方法。5实践证明，在建模过程中以相的概念作为约束条件，以地质规律为依据控制属性参数的选取，建立属性参数与地质信息的相关关系，从而用属性参数预测地质信息的方法可以增强建模过程的合理性和预测结果的有效性，具有实用价值。刘颖刘纯刚供稿—36—