三维地质建模技术在磨溪雷一1 气藏中的应用

阮基富，梁 峰，李新玲，张 苏

（中国石油西南油气田公司川中油气矿，四川遂宁629001）

三维地质建模技术是目前开发地质和气藏描述领域最热门、也是发展最快、效果最显著的一项综合技术［1］，该技术以气藏的属性参数为支柱，以计算机技术为手段，以地质统计学为基本方法，以三维可视化为最终显示成果的综合技术，是地质学从定性走向定量的集中体现，它综合了储层地质研究的各个方面和各项内容，是连接地震、测井、地质、油藏各学科的桥梁和纽带［2］。广义上说，地质模型大致包括沉积模型、构造模型、储层模型、流体模型等多种模型，但其核心是储层地质模型［3］，且主要是建立储层孔隙度、渗透率的三维空间定量分布模型。对于开发中后期的气田，基础资料丰富，能够建立精度较高的储层三维模型，以便更好的指导水平井部署、实施及生产开发［4-6］。本文以磨溪气田雷一1气藏地质、地震、测井解释、岩心分析等资料为基础，应用地质统计学随机模拟技术，对雷一1气藏的构造特点和储层物性参数进行了分析和研究，加深了对气藏构造、储层的认识。最后运用Petrel建模软件，建立了气藏构造模型和属性模型，为气藏数值模拟提供了准确的三维数据体，为分析评价气藏提供了有力依据。

1 气藏概况

磨溪气田位于四川省遂宁市城区以南约30 km，区域构造隶属于川中古隆中斜平缓构造区南斜坡地带［7］。雷一1气藏为一处于广义的气水过渡带上，具有统一水动力系统，气井、水井的分布明显受构造圈闭控制，气水界面呈北高南低的层状孔隙型整装气藏。有利沉积相带为潮间、潮下带中的粒屑滩，其储层主要为雷一1中亚段顶部的针孔状白云岩，白云化作用是形成次生孔隙的主要因素，也是雷一1储层的必要条件。储集层孔隙度高低与白云化程度有很明显的关系，白云化程度越高，孔隙度越好，储集层越发育；白云化程度越低，则孔隙度越差，储集层越不发育。储集岩以晶间溶孔，粒内溶孔等各类溶孔为主要储集空间，大多数气井中未见明显天然裂缝。测井解释孔隙度为3.71%～18.72%，权平均值7.26%；渗透率（0.02～1.82）×10-3μm2，权平均值0.259×10-3μm2，表现出低孔、低渗的特征。

2 精细地层划分与对比

对于雷一1段地层划分，前人已进行过大量研究：雷一1段地层分布稳定，岩性、电性特征明显，可在大区域内追踪对比。根据沉积特征，纵向岩、电组合特点及储层发育分布规律，雷一1段自上而下可细分为上、中、下三个亚段（图1）。上亚段厚15～22.2 m，以泥质白云岩为主，夹硬石膏，电性特征表现为锯齿状中高自然伽马及高中电阻率，储层段表现为低自然伽马中电阻率。中亚段厚15.6～22.4 m，顶部为一套稳定的针孔云岩，中部以亮晶粒屑灰岩为主夹泥质白云岩，底部为一套砂屑白云岩与下亚段膏岩相接触，电性特征表现为块状低伽马，中、高、低间互电阻率特点。下亚段厚14.9～27.9 m，为潮上带蒸发相沉积的厚层硬石膏夹泥质云岩，底为绿豆岩与下伏嘉陵江组嘉五段泥质白云岩分界，电性特征表现为上部高伽马，中、低电阻率，是泥质白云岩的反映，中下部块状低伽马、高电阻率特征，为石膏层的响应特征，底部高自然伽马低电阻率是绿豆岩的表现。

图1 磨153～159～131～68～89～77井雷一1 段地层对比

3 三维地质建模

3.1 数据准备

储层预测模型质量的好坏，除了采用比较科学的空间插值或模拟算法之外，在很大程度上依赖于准确的、具有针对性的储层地质知识库。一般地，储层建模所需数据主要包括井筒资料、地震资料及解释成果、地质基础研究成果等［8-9］。根据雷一1气藏实际情况，收集整理了以下几类数据：①磨溪钻揭雷一1段的161口完钻井基本数据（包括井名、坐标、补心海拔等）；②磨溪139 口井的雷一1段分层数据；③雷一1中亚段顶界构造图；④磨溪雷一1段98口井的测井精细解释得到的单井属性参数（孔、渗、饱）；⑤雷一1气藏各小层平面图。

3.2 构造建模

三维构造模型反映储层的空间格架，是地层模型、沉积相模型及属性模型的基础。一般地，构造模型由断层模型和层面模型组成：断层模型反映了断层面在三维空间上的展布情况；层面模型反映的是地层界面的三维分布［9］。构造建模的基础资料主要为分层数据，即各井的层组划分对比数据及地震资料解释的层面数据等，运用合适的插值法，进而生成各个等时层的顶、底层面模型，然后将各个层面模型以及断层模型进行空间叠合，最后形成构造模型。本次构造建模步骤如下：①对磨溪雷一1气藏中亚段顶面构造图进行数字化，然后采用普通克里金插值方法建立雷一1气藏中亚段顶层面模型；②通过139口井的分层数据，计算出各井点的储层厚度，利用普通克里金插值方法得到雷一1气藏各小层等厚图；③将中亚段顶面层面模型及各小层等厚图进行叠加，从而得到各小层的层面模型；④将各层面模型与断层模型进行空间整合，最终建立起雷一1气藏构造模型（图2）。

3.3 储层属性建模

一般地，储层参数建模就是建立油气藏属性（孔隙度、渗透率、饱和度）在三维空间的定量分布模型，这一直是气藏描述的重点和难点［9］。首先，对构造模型进行三维网格化，然后利用井数据，按照一定的插值（或模拟）方法对每个三维网格进行赋值，建立储层属性的三维数据体。本次属性建模采用序贯高斯随机模拟法：①统计区域化变量的空间变差函数，来描述储层物性等参数的空间分布特征；②求取各参数的实验变差函数，选择球状变差模型，拟合理论变差模型的各项参数；③确定储层发育的方位、延伸长宽度、控制因素确定主方向、最大和最小变程。在对98口单井孔隙度、渗透率和饱和度解释基础上，利用以上地质统计学的统计和分析，建立了储层孔隙度、渗透率和饱和度模型。

图2 磨溪雷一1 气藏构造模型

4 模型评价及应用

4.1 分布特征研究

分布特征是指单井、离散化后单井和三维模型的各种属性参数（孔隙度、渗透率及含气饱和度等）的分布函数。从模拟前后孔隙度频率分布图上可以看出，孔隙度模拟前和模拟后的分布形态一致，说明该方法在三维模型的模拟中较好地遵循模拟前测井解释孔隙度的频率分布特征。另外，将单井测井解释成果曲线与建立的模型进行对比，检验其在已知井上的精确度，图3为磨61-磨59-磨53-磨90井测井曲线与模型对比，由图可见在井点处模型与单井测井解释吻合，并对井间未知区域作了一定精度的预测。

4.2 地质储量核算

图3 磨溪雷一1 气藏孔隙度模拟前后联井剖面

建立的气藏三维地质模型数据体在提交给数值模拟研究之前，还需完成一项重要的分析，即用建立的气藏三维地质模型进行已确认的天然气地质储量核算及分布研究，既可检验所建气藏地质模型与气藏实际储层特征的吻合程度，也可进一步落实气藏天然气地质储量并可视化气藏天然气地质储量的分布。由储量复算结果（表1）可知，本次用三维地质模型复算的储量结果是280.79×108m3，与传统地质方法计算出的298.937×108m3少18.147×108m3，相对误差为6.07%，因此本次所建地质模型符合气藏实际，可靠性较高。

表1 磨溪雷一1 气藏天然气地质储量复算结果

4.3 水平井储层钻遇率与生产效果关系

自2002年在雷一1气藏磨75-H 井开展水平井先导试验以来，至2010年8月底雷一1气藏已完钻水平井30口，测试产量在（2.4～40.18）×104m3／d，总测试产量为319.75×104m3／d，占气藏工业气井测试产量的63.8%，井均测试产量高达13.61×104m3／d，为直井的4.86倍，其中有7口井测试产量大于20×104m3／d，使得水平井已成为雷一1气藏剩余储量开发的主要手段，但在实际开发中大部分水平井存在投产初期压力、产量下降快，动态分析认为属于定产过高，但这只是其中一个因素，通过建立精细三维地质模型后发现，储层钻遇率才是制约水平井效果的主导因素。钻遇率高的井开发效果较好：如磨91H 井，水平巷道全与主储层连通（图4a），该井测试产量21.71×104m3／d，2004年9月投产初期产量稳定在9.0×104m3／d，井口压降仅为0.9 MPa／a，产气量年递减率9.59%，目前该井日产气4.0×104m3／d左右，累产气已达1.38×108m3；又如磨030-H4井，通过及时调整井轨迹，使得水平巷道大部分在主储层中（图4b），该井测试产量21.58×104m3／d，2008年1月投产初期以12×104m3／d组织生产，配产明显偏高，生产一个月后，井口压力及产气量明显下降，井口油压由25 MPa下降到13 MPa，日产气降为8.0×104m3／d，自2008 年9月以来，日产气稳定在6×104m3／d左右，井口压力下降也变得平缓，目前该井日产气4.1×104m3／d左右，累产气已达6 121×104m3。反之，钻遇率低的井开发效果一般：如磨030-H2（图4c）和磨004-H4（图4d）等井，水平段基本上未在储层中，仅穿过储层，产量较直井稍高，未充分体现出水平井优势。

因此，为提高水平井钻遇率及开发效果，应在建立精细三维地质模型基础上，确定明确的地质目标，设计合理的钻井轨迹。在水平井钻井实施过程中，实时跟踪钻井所揭示的地下情况，及时分析构造及储层变化，将实钻轨迹及时导入三维地质模型中，从地质模型的角度对气藏进行实时跟踪研究，提前预测地下情况，应用地质导向技术及时调整水平井前进轨迹，提高水平井钻遇成功率。

图4 磨91H、磨030-H4、磨030-H2和磨004-H4井储层钻遇情况

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