张瑞乾 曹岳成2 彭俊明3
1.延长油田股份有限公司富县采油厂 陕西富县727500
2.陕西延长石油（集团）有限责任公司招标中心 陕西西安 710075
3.中国石油集团西部钻探工程有限公司吐哈录井工程公司 新疆吐哈 838202
摘要：低渗透油田开发调整核心技术是认识油气分布特征，而精细油藏描述是基础工作，三维地质建模技术更能直观的表征油藏特征。本文以延长油田杏子川采油厂H205井区为研究对象，以“相控建模”思路为依托，综合地质、钻井和测井等资料，建立该区的地质模型，明确沉积相、砂体展布及构造、物性对油气控制的主控因素，认清楚油分布特征，为油田开发调整提供依据。
关键词：地质建模 低渗透油田 开发调整
前言
延长油田杏子川采油厂H205井区位于鄂尔多斯盆地中部安塞县内，区域构造特征呈西倾单斜，孔隙度均值11.6%，渗透率均值2.1md，原始含油饱和度下限30%，典型的低孔低渗油田。该区2008年试采延长组长213层，2010年开始注水开发，随着多年的注水区域开发矛盾逐渐凸显，油气分布需要再认识，油田二次开发调整难度大，针对上述问题建立该区三维地质建模模型，研究区域沉积相、砂体、孔隙度和渗透率之间关系，分析主控因素，为油田二次开发调整提供地质依据和技术政策。
1、储层地质模型的建立
三维地质建模的建立主要考虑油藏非均质性、最大主应力方向、人工裂缝和目前井网状况，对主力开发层系长213层，按照单砂体划分为长213-1层和长213-2层两套小层，利用Petrel软件进行建模。平面网格划分为144×95，考虑最小泥岩夹层厚度1m，垂直方向上划分为18个网格，网格大小25×25，总共划分为246240网格，网格方向沿主裂缝方向NE53°，与注采井网夹角2-3°。具体建模步骤为首先建立目标区长213层三维构造模型，其次模拟计算长213各小层沉积相模型，最后利用建立的沉积相模型为约束条件，分相带进行储层参数的随机模拟。
（1）构造模型
H205井区长213油层组构造相对简单，区域不存在断层，井控制程度较高，数据可靠性较好。以地质分层数据做约束，采用克里金插值方法，建立各油层组顶面构造模型，分析构造模型成果长213-1砂体顶面构造横向上起伏不大，呈东高西低的特征，东部高点海拔445米到西部低点海拔420米，构造高差25米左右，隆起高度约5m，局部存在鼻状隆起，与长213-2层之间具有继承性（图1、图2）。
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（2）岩相模型
结合沉积相连井剖面认识定义两种相代码，泥岩相为0，砂岩相为1，对测井相数据进行正态化处理，应用多流程模拟功能，采用序贯指示模拟方法，对主要变程、次要变程和垂向变程设定不同步长，多次模拟计算建立岩相模型。结合岩相建模成果研究区的物源方向为北东方向，沉积相展布方向与物源方向一致，区域以水下分流河道沉积为主，河道方向呈北东南西向（图3、图4）
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（3）属性模型
属性模型包括孔隙度、渗透率、原始含油饱和度，建立属性模型前对测井数据做标准化和归一化处理，消除异常值，以相模型下做约束，利用变差函数理论，设定不同的主变程、次变程、垂向变程、搜索半径和带宽等参数，采用序贯高斯模拟的方法，多次模拟，建立最终的孔隙度、渗透率和原始含油饱和度模型。分析孔隙度、渗透率和原始含油饱和度模型分布特征，平面上储层非均质性比较强，油气的储集主要受孔隙度控制（图5-图7）。
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2、地质模型准确性验证
（1）开发地质认识一致性
检验模型精度的关键在于预测井间砂体的连通性以及物性变化是否符合地质实际，从连井对比剖面纵向上分析，砂体发育较好区域，其孔隙度和渗透率拟合结果相对较好，原始含油饱和度拟合结果数值高。从横向上原始含油饱和度相对较高的井区，砂体较发育，储层物性也较好，整体上储层参数高值区主要集中砂岩相较发育井区（图8-图11）。
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（2）与试油成果一致性
在地质建模成果认识基础上部署调整井8口，通过试油成果，其中两口调整井原始含油饱和度低于30%，投产初期含水率大于90%，与地质建模成果吻合（表1）。
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