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【摘 要】针对肯基亚克油田盐上巴列姆试验区浅层带水稠油油藏对储层内部物性、非均质性认识不清的问题，采用地质统计学的方法，利用三维地质建模技术，对巴列姆油藏试验区的储层物性参数、储层非均质性及油水相分布等储层表征参数进行定量研究。在最新钻井资料基础上建立的储层三维地质模型，使得对该区块的储层研究具有更高的精确性，为后续油田开发及方案调整提供依据。
【关键词】肯基亚克油田;三维地质建模;储层参数;油水相建模
1 区域地质概况
位于哈国的肯基亚克盐上油田K1br层油藏为受岩性-构造控制的浅层疏松砂岩稠油油藏。在平面上，位于试验区的巴列姆层系被两条近南北走向的断层和南侧地堑的北缘所夹，内部构造平缓，现有技术条件下暂未发现内部存在明显断裂。在纵向上，其分布于戈杰里夫组（K1h）侵蚀面上，钻揭厚度40～85m，其中油层平均厚约10.4m，底部带有底水。
2 三维地质模型的建立
2.1数据准备
本次三维地质建模所用的数据包括（1）井口坐标海拔数据;（2）每口井的主要层位分层数据;（3）单井岩相、油水相解释数据;（4）单井孔、渗、饱解释段数据;（5）数字化的断层边界数据。其中，边界和分层数据可以帮助我们搭建该区块的框架-构造模型，解释出来的岩相、油水相、孔隙度、渗透率、饱和度单井数据为后续的变差函数研究、随机模拟奠定了基础。
2.2构造建模
本次平面上网格大小为10m×10m，层面模型由单井分层数据插值而成，纵向上从顶到底划分了K1br-1、K1br-2-1、K1br-2-2、K1h四个地层，网格在纵向上设计为每0.125m一个网格，以达到对精度的要求，最终网格个数为606×104个。
2.3相建模
2.3.1岩相建模
为了模拟不同岩相、流体相在储层中的分布、叠置关系，进行岩相建模。通常，相建模的方法主要有基于目标的模拟方法、截断高斯模拟、序贯指示模拟等。巴列姆试验区层系储层平缓，倾向为北东方向，油层聚集于东南部，在西北部分布底水。在做了大量基础工作之后，根据研究区37口井的岩相数据，在确定了每个相所占的比例以及变差函数后，以单井岩相划分数据为约束条件，使用序贯指示模拟，建立了泥岩相、干层相、储层相三相的岩相模型，并通过多条纵横剖面，验证了模型对井点数据及地质认识的符合程度。
2.3.2流体相建模
建立好岩相模型后，需要在模型中反映出实际的油水分布情况。根据油水界面的最新变化情况制作了37口井的油水相单井数据，并根据每口井与油水界面的交点用插值方法制作了油水界面。根据油水界面控制岩相中的储层网格，使其符合现有的油水界面认识。
2.4属性建模
本次属性模型的建立采用相控建模的原则，及根据岩相及流体相的参数分布规律，按照不同的相体，在已有变差函数、井数据正态分布约束的情况下，分别进行随机模拟，建立孔隙度、渗透率、含油饱和度、含水饱和度及NTG模型。
首先利用Petrel软件自带的变差函数计算、数据分布等工具，对巴列姆试验区油藏不同层系、不同相体的属性分布进行严格的控制，然后利用序贯高斯模拟的方法，对不同相体的网格进行了随机井间插值。在最终得到的结果中，孔隙度的范围在22%～37%，平均值为31%;渗透率的范围在0mD～6276mD，平均值为682mD;油相含油饱和度在40%～79.5%，平均值为58%。
2.5区域储量精度分析
为了验证模型的准确性，分别使用龟背图法与有效等值线法计算巴列姆试验区的地质储量，并对三种方法的结果进行了对比（表1）。
从结果对比来看，三者差距不大，在井控范围只占模型面积一半左右的情况下，属于正常误差范围内，说明模型的准确度较高。
3 结论
本次储层地质建模以纵向上尽可能精确为目标，以最新的数字化现场构造数据、解释數据为依托，以最新的油水相解释结果为指导，针对肯基亚克盐上油田巴列姆试验区油藏的主力油层K1br-2-1、K1br-2-2两个小层，建立了精确的流体相模型、渗透率模型、孔隙度模型、饱和度模型及NTG模型，能够较为客观地反映该区地下储层参数地分布特征，为下一步地油藏数值模拟工作提供了地质模型基础。
参考文献：
[1]张建林，吴胜和，武军昌等.应用随机模拟方法预测岩性圈闭[J].石油勘探与开发，2003（03）：114-116.
[2]胡向阳，熊琦华，吴胜和.储层建模方法研究进展[J].石油大学学报（自然科学版），2001（01）：107-112+0.
[3]周丽清，熊琦华，吴胜和.随机建模中相模型的优选验证原则[J].石油勘探与开发，2001（01）：68-71+11-2.
作者简介：
古家青（1994-），男，新疆油田分公司勘探开发研究院，研究方向为油气田开发地质。
（作者单位：中国石油新疆油田分公司勘探开发研究院）
【关键词】肯基亚克油田;三维地质建模;储层参数;油水相建模
1 区域地质概况
位于哈国的肯基亚克盐上油田K1br层油藏为受岩性-构造控制的浅层疏松砂岩稠油油藏。在平面上，位于试验区的巴列姆层系被两条近南北走向的断层和南侧地堑的北缘所夹，内部构造平缓，现有技术条件下暂未发现内部存在明显断裂。在纵向上，其分布于戈杰里夫组（K1h）侵蚀面上，钻揭厚度40～85m，其中油层平均厚约10.4m，底部带有底水。
2 三维地质模型的建立
2.1数据准备
本次三维地质建模所用的数据包括（1）井口坐标海拔数据;（2）每口井的主要层位分层数据;（3）单井岩相、油水相解释数据;（4）单井孔、渗、饱解释段数据;（5）数字化的断层边界数据。其中，边界和分层数据可以帮助我们搭建该区块的框架-构造模型，解释出来的岩相、油水相、孔隙度、渗透率、饱和度单井数据为后续的变差函数研究、随机模拟奠定了基础。
2.2构造建模
本次平面上网格大小为10m×10m，层面模型由单井分层数据插值而成，纵向上从顶到底划分了K1br-1、K1br-2-1、K1br-2-2、K1h四个地层，网格在纵向上设计为每0.125m一个网格，以达到对精度的要求，最终网格个数为606×104个。
2.3相建模
2.3.1岩相建模
为了模拟不同岩相、流体相在储层中的分布、叠置关系，进行岩相建模。通常，相建模的方法主要有基于目标的模拟方法、截断高斯模拟、序贯指示模拟等。巴列姆试验区层系储层平缓，倾向为北东方向，油层聚集于东南部，在西北部分布底水。在做了大量基础工作之后，根据研究区37口井的岩相数据，在确定了每个相所占的比例以及变差函数后，以单井岩相划分数据为约束条件，使用序贯指示模拟，建立了泥岩相、干层相、储层相三相的岩相模型，并通过多条纵横剖面，验证了模型对井点数据及地质认识的符合程度。
2.3.2流体相建模
建立好岩相模型后，需要在模型中反映出实际的油水分布情况。根据油水界面的最新变化情况制作了37口井的油水相单井数据，并根据每口井与油水界面的交点用插值方法制作了油水界面。根据油水界面控制岩相中的储层网格，使其符合现有的油水界面认识。
2.4属性建模
本次属性模型的建立采用相控建模的原则，及根据岩相及流体相的参数分布规律，按照不同的相体，在已有变差函数、井数据正态分布约束的情况下，分别进行随机模拟，建立孔隙度、渗透率、含油饱和度、含水饱和度及NTG模型。
首先利用Petrel软件自带的变差函数计算、数据分布等工具，对巴列姆试验区油藏不同层系、不同相体的属性分布进行严格的控制，然后利用序贯高斯模拟的方法，对不同相体的网格进行了随机井间插值。在最终得到的结果中，孔隙度的范围在22%～37%，平均值为31%;渗透率的范围在0mD～6276mD，平均值为682mD;油相含油饱和度在40%～79.5%，平均值为58%。
2.5区域储量精度分析
为了验证模型的准确性，分别使用龟背图法与有效等值线法计算巴列姆试验区的地质储量，并对三种方法的结果进行了对比（表1）。
从结果对比来看，三者差距不大，在井控范围只占模型面积一半左右的情况下，属于正常误差范围内，说明模型的准确度较高。
3 结论
本次储层地质建模以纵向上尽可能精确为目标，以最新的数字化现场构造数据、解释數据为依托，以最新的油水相解释结果为指导，针对肯基亚克盐上油田巴列姆试验区油藏的主力油层K1br-2-1、K1br-2-2两个小层，建立了精确的流体相模型、渗透率模型、孔隙度模型、饱和度模型及NTG模型，能够较为客观地反映该区地下储层参数地分布特征，为下一步地油藏数值模拟工作提供了地质模型基础。
参考文献：
[1]张建林，吴胜和，武军昌等.应用随机模拟方法预测岩性圈闭[J].石油勘探与开发，2003（03）：114-116.
[2]胡向阳，熊琦华，吴胜和.储层建模方法研究进展[J].石油大学学报（自然科学版），2001（01）：107-112+0.
[3]周丽清，熊琦华，吴胜和.随机建模中相模型的优选验证原则[J].石油勘探与开发，2001（01）：68-71+11-2.
作者简介：
古家青（1994-），男，新疆油田分公司勘探开发研究院，研究方向为油气田开发地质。
（作者单位：中国石油新疆油田分公司勘探开发研究院）