引言

众所周知，陆相沉积非均质性强，储层地质模型是油藏地质模型的核心，也是油藏描述所建立的各类模型中最难的一部分^[1-4]，而海相巨厚砂岩油藏储层连续性好、相对均质，层间和层内发育的夹层对剩余油的分布及对注水、注气的开发效果起着明显的控制作用^[5-7]，作为主要影响因素的夹层，特别是层内夹层，在地质上被精细刻画的难度已经很大，在三维建模中则更没有达到开发精度的要求^[8]。塔里木盆地东河1油田石炭系东河砂岩油藏是中国陆上典型的海相巨厚砂岩块状底水油藏，自2014年开始进行的顶部注天然气辅助重力驱重大开发试验表明，夹层对气体封隔能力有着重要的影响^[5]，因此，夹层精细建模已成为油藏地质建模及后期数值模拟的关键。本次立足于夹层地质知识库和夹层物性解释模型，采用确定性建模方法建立了油藏层间和层内夹层的高精构造模型和属性模型，基于该模型开展油藏千万级网格数值模拟工作效果良好，对剩余油分布预测及后期注气开发方案调整均起到了重要的指导作用。

1 区域地质背景

东河1油田石炭系油藏位于塔里木盆地塔北隆起中段东河塘断裂背斜构造带上^[9-10](图 1)。该构造带形成于海西晚期，印支期定型，受北东南西向断裂控制，整体表现为由北东向西南倾伏的大型鼻状隆起。目前，东河1油田主要开发层系为石炭系东河砂岩段，岩性以中-细石英砂岩为主，属浪控滨岸沉积，砂岩厚度约200 m，分布稳定^[11-12]。东河砂岩自上而下分为0~9砂组，油层主要位于1~6砂组，受沉积环境和后期成岩作用影响，储层纵向上非均质性较强，各砂组之间物性差异较大，中部3砂组渗透率最高，大于100.000 mD，顶部1砂组渗透率最低，小于20.000 mD，研究区岩芯物性分析资料表明，夹层孔隙度以3%~5%为主，渗透率均小于0.100 mD，以0.001~0.005 mD为主。

2 夹层类型

东河1油田东河砂岩主要发育灰质夹层、泥灰质夹层和泥质夹层(图 2，图 3)，其中，以灰质夹层和泥灰质夹层为主，镜下特征表明，这两类夹层中碳酸盐胶结物含量高而杂基含量整体较低，因此，研究区夹层的形成主要受钙质的控制和影响^[13-14]。

(1) 灰质夹层。灰白色，以钙质细砂岩为主，见有少量钙质细粉砂岩和钙质中砂岩，在岩芯上呈斑块状、层状、似层状，在测井曲线上具有低伽马、低声波时差、高密度和高电阻率特征。

(2) 泥灰质夹层。灰白色、浅灰色或者灰绿色，以钙质细粉砂岩为主，见有少量钙质细砂岩，在岩芯上呈条带状、透镜状等，在测井曲线上具有低伽马、较高声波时差、较低密度和较低电阻率特征。

(3) 泥质夹层。呈灰绿色，以细粉砂岩为主，泥质含量较高，呈薄的条带状，在测井曲线上具有高伽马、高声波时差和低电阻率特征。

3 夹层精细建模

在给定资料前提下，井间夹层预测有两种途径，相应地也就有两种建模途径，即确定性建模和随机建模^[15-20]。夹层的大小及延伸长度对油气水运动规律影响较大，油藏工程研究要求地质模型能够描述夹层的分布规模^[21]，由于研究区井网密度较大，本次采用确定性建模方法，将层间和层内夹层的确定性认识(分布范围和厚度)表征在地质模型中。

3.1 夹层对比编号

东河砂岩自上而下一共划分为15个小层，本次在小层划分的基础上进一步将其细分为97个单层(1~3 m)，每个单层内至多只发育一个夹层，再将每个单层的砂体和夹层单独分开，引入夹层顶底的分层信息，对于尖灭夹层厚度视为“0”处理，如图 4中1-3-4单层，DH1-7-7井不发育夹层，则将缺失夹层的顶底值均设置为该单层中深，按此方法开展全区夹层横向对比编号。

3.2 夹层分布特征 3.2.1 夹层地质知识库

夹层地质知识库的建立是夹层建模中一项重要的基础工作，通过充分利用已有的各种资料对研究区进行详细研究和统计分析，建立表征夹层各种特征的地质知识^[22-24]。由于东河砂岩在塔里木盆地出露较少，无法有效开展夹层横向展布规律的研究，通过与国外海相砂岩夹层研究成果进行对比，发现巴黎盆地野外露头有一套下侏罗统Luxemburg砂岩与东河砂岩存在明显相似性(表 1)，具有可对比性。

Luxemburg砂岩钙质胶结透镜体呈层状分布，但大部分都是不连续的，其横向展布从几十厘米到几百米(图 5a)，偶尔在野外露头也能观察到几百米到公里级的分布。野外露头统计发现，在平行于进积方向(即垂直古海岸线方向)，钙质胶结不渗透层的厚度与长度存在一定的正相关关系^[25](图 5b)。

3.2.2 夹层展布预测

利用夹层分层数据计算井点处夹层厚度，同时参考Luxemburg砂岩钙质胶结不渗透层厚度与长度的关系来指导井间夹层的预测，即夹层厚度大于0.5 m可延伸300 m左右，小于0.5 m可具体参考图 5b的趋势线。在此基础上，平剖结合绘制了每一号夹层的平面展布特征。研究表明，夹层最发育的层位为东河砂岩上部的1砂组，特别是1²小层底部夹层全区发育(图 6)，将东河1油田C_Ⅲ油组分隔为上下两个压力系统。MDT测试表明，纵向上0~1²小层地层压力最低(41 MPa)，1³小层地层压力稍高(45~48 MPa)，2¹小层及以下地层压力较高(50~58 MPa)，各小层之间压力差可以反映夹层分隔能力，其分布特征表明，1²小层底夹封隔性最强，1³小层底夹封隔性次之，2¹及以下小层夹层封隔能力较弱。

3.3 夹层构造建模

在Petrel中建立三维地质模型，首先，用各小层构造图作为Make horizon的输入数据，建立骨架模型；然后，以地质分层数据为约束，将各单层的砂体和夹层等值线厚度作为Make zone的数据输入，在小层层面的控制下依次叠加，得到夹层和储层在三维空间的相互配置关系；最后，将每一号夹层类型(灰质、泥灰质或泥质)平面图作为Facies modeling的输入数据，按确定性相建模的方法建立夹层岩相模型，从而得到完整的夹层三维格架模型(图 7)。

3.4 夹层属性建模

前人在地质建模的过程当中，对于夹层物性通常给成0或者大于0的某一定值，或者直接用储层的物性解释模板计算孔隙度和渗透率。鉴于研究区取芯井资料丰富，夹层取样64样次，本次根据夹层岩芯分析结果，利用夹层孔隙度与密度明显的负相关关系及渗透率与孔隙度之间良好的指数关系，建立图 8所示夹层特有的属性解释模板。

据此解释模板计算夹层的孔隙度和渗透率，将解释结果作为属性建模的输入数据，类似储层属性建模的方法，采用高斯随机函数模拟建立夹层孔渗属性模型。从新模型可以看出(图 9)，夹层物性的精细解释使得结果更加逼近地下真实情况，平均孔隙度在5%左右，渗透率基本小于0.01 mD。夹层的精细构造建模和属性建模大幅提高了地质模型的整体精度，为下一步数值模拟研究奠定了基础。

4 应用效果 4.1 千万级网格数值模拟

地质建模是数值模拟的基础，而数值模拟本身也是一个地质建模的过程，在历史拟合的过程中，必须结合拟合结果，不断修正地质模型，直到达到历史拟合的标准^[25]。本次基于夹层模型的千万级网格数值模拟工作效率大幅提高。第一次做拟合运算时，计算结果与实际生产结果就很接近，之后对部分夹层的平面展布范围和夹层的属性场作了一定修正，再次拟合时无论是全油藏动态拟合，还是单井动态拟合，均取得良好的拟合效果(图 10)，其中，全油藏日产油量的平均相对误差为2.7%，日产水量同日产油量相比，拟合精度略低，1998年油藏见水且含水开始上升后，绝大多数月份误差在±10%内，单井动态拟合效果优良率则均在90%以上。

4.2 新老模型效果对比

原地质模型主要对12个层间夹层进行了刻画，本次通过单层精细划分对比，对97个单层中的层间和层内夹层进行了精细描述，模型精度有了明显提高。基于最新建模成果，开展相应数值模拟工作，重新建立东河1油田石炭系油藏近千万网格精细模型，与原模型对比具有网格步长小、网格数量多、纵向划分细、精度高的特点(图 11)，0.2~0.5 m厚的夹层得到了很好地保留和体现。

在剩余油认识方面，本次千万级高精度模型量化了注气试验区的模拟过程，通过油、气、水三相饱和度场图发现，注入气大部分溶解在地层原油中，单一气相范围小，富油带规模小，在油藏顶部已经形成很小范围的气顶，而原模型在定量刻画注气试验区开发之后的剩余油分布及指标预测方面都不太合理(图 12)。

整体上，本次基于夹层确定性建模的高精模型对于东河1石炭系油藏注气跟踪评价起到了重要的指导作用，应用千万级网格模型进行注气规模、注气层位、井型井距等参数的注气优化论证都取得了更合理的效果，为下一步注气开发实施方案调整提供切实可靠的依据。

5 结论

(1) 夹层精细建模是海相巨厚砂岩建模的重点和难点，采用确定性建模的方法，逐一刻画各单层的夹层发育特征，将其厚度和分布范围表征到地质模型当中，而夹层物性的精细解释使得夹层属性模型更加逼近地下真实情况。这种方法虽然能够大大提高模型的精度，但是工作量大，并且夹层物性分析资料在大部分情况下往往不足。

(2) 地质知识库可为地质建模提供必要的地质特征统计参数，国内外针对河流相和三角洲相储层的露头及现代沉积的研究已经作了不少工作，但是针对海相砂岩，特别是海相砂岩夹层开展的工作相对较少，已有的夹层地质知识库还需进一步完善。

(3) 油藏地质建模与数值模拟研究过程一体化包括模型建立一体化、历史拟合一体化和方案优化一体化。实践表明，建模和数模是一个不断迭代优化的过程，一体化研究可以大大提高工作质量和工作效率。另外，随着计算机运算能力的提升，千万级网格数值模拟工作效率不断提高，地质模型中厚度为0.2 m甚至是更薄的夹层都能得到很好的保留和体现。